配电网高质量发展的形势分析与策略建议

在加快能源绿色低碳转型的大背景下，作为传统电网“神经末梢”的配电网正在向有源化、协同化、智能化等方向发展，愈发成为构建新型电力系统的关键环节，乃至前沿阵地。近期，《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》等配电网相关政策陆续出台，业界对于配电网未来形态及发展的讨论热度攀升。

一 配电网高质量发展的新形势新要求

（一）用能质量提高和极端天气激增要求配电网更安全充裕

1.电力需求刚性增长，电力保供仍需发力

中国式现代化深入推进，我国电力需求在较长时间内仍将保持稳步增长。预计2030年我国全社会用电量有望达到13万亿千瓦时，较2023年增长40%以上，电能占终端能源消费比重将达到39%左右，较2023年增长10个百分点以上。同时，随着人民生产生活水平的不断提高，对供电可靠性等要求也逐步提升，与之对应的是对停电的容忍度越来越低，且伴随着分布式新能源、新能源汽车充换电设施等多元要素的规模化接入，未来电力安全可靠供应的难度势必不断加大。

2.极端天气突发频发趋势明显，电网安全面临考验

近年来，极端天气突发频发不仅引起电力负荷在短时间内大幅攀升，突然恶化的气象条件还会造成风、光、水等可再生能源出力大幅减少，影响电力供需平衡。2019年8月，英国电网在一次常见的输电线路雷击跳闸后，新能源机组大量脱网导致大面积停电，约100万人受到影响。暴雨、洪涝、台风、冰雪等自然灾害趋多趋强，冰冻灾害“罕见”转“常态”，增大事故风险，配电网脆弱性问题凸显。当前必须要以电力安全为前提，重视气候变化“新常态”、极端事件“新变量”，全面提升电力保供能力。

（二）能源清洁低碳转型要求配电网更坚强灵活

1.新能源爆发式增长，电网局部承载能力不足

随着碳达峰、碳中和进程加速推进，沙漠、戈壁、荒漠大型风电光伏基地加快开发，分布式新能源爆发式增长，当前全国新能源装机容量已提前6年完成2030年达到12亿千瓦的规划目标。2023年分布式光伏接入电网承载力试点评估结果显示，山东、河南等地新能源利用率有限，电网承载能力面临较大挑战。

2.“双高”特征明显，电网安全稳定面临考验

新型电力系统“双高”特性日益凸显，低惯量、低阻尼、弱电压支撑等特征明显，安全稳定运行面临较大挑战。叠加极端天气导致的温控负荷激增和新能源发电出力不确定性增加，导致供需两端不确定性加剧，电力系统“双峰”、“双高” 特征愈加显著，“平时充裕、尖峰紧张”矛盾凸显，用电高峰期供电保障压力增大，亟需提升电网灵活调节能力。

3.新要素大规模接入，电网感知调控能力不足

近年来电动汽车规模增长迅猛，预计2030年全国新能源汽车保有量超过1亿辆，新型储能装机规模超过1亿千瓦，配电网从传统的单向逐级辐射网络向有源双向交互系统转变，电力系统可控对象扩展到源网荷储各环节。分布式新能源、新型储能、充电基础设施等新要素的大规模发展和电网形态的多样化、场景化变革，需要控制的元件海量增长，使得当前电网信息感知能力不足、调控技术手段不适应等问题更加突出，网络安全防护形势更加复杂严峻。

（三）深入践行发展新质生产力要求配电网更加智能友好

1.新质生产力落实落地，要求加快电网科技创新

新质生产力本身就是绿色生产力，科技创新是发展新质生产力的核心要素，生产关系必须与生产力发展要求相适应，必须要坚持科技创新引领，加快实现高水平技术突破和装备升级，支撑引领高质量发展。

2.数字化智能化持续深化，要求加快技术装备升级

电网作为覆盖城乡区域、连接千家万户的重要基础设施，需要适应数字化、智能化发展趋势，加快智能化改造，深化数字化智能化技术融合，以高效满足大规模新能源、电动汽车、新型储能、虚拟电厂等新主体新业态接入和互动需求，以有效应对新型电力系统“双高”特征引发的系统稳定问题，确保新能源“发得好、用得好”，推动能源行业新质生产力高质量发展。

二 配电网高质量发展面临诸多挑战

（一）供电保障基础仍需夯实

供电能力总体充裕，高峰时段局部地区配电设施重过载问题动态显现；网架结构仍需完善，高压配电网多级串供问题依然存在，城市中压配电网标准化接线率有待提升；供电质量仍需改进，东西部、城乡间供电可靠性差距较大，局部区域停电问题依然存在，季节性负荷、超长线路、感性无功等引发的电压越限问题时有发生；设备健康程度总体良好，仍有部分老旧设备和高耗能设备需改造升级；部分重要用户不满足高可靠性标准，“生命线”通道尚不完善。

（二）农网发展短板尚需补强

部分地区农网发展滞后，东北边远地区负荷密度低、变电站布点稀疏，单辐射线路串供多个变电站，西部部分地区县域电网与主网联系相对薄弱等问题较为突出；农村负荷季节性和分散性特点明显，设备轻载和重载长期并存，尤其是夏季高温、春节等用电高峰时段，保障农民群众用电压力较大；叠加地理环境、建设条件、自然灾害等因素，地区之间、城乡之间的配电网供电可靠性还存在一定差距；农网长线路供电仍占一定比例，受分布式光伏规模化无序接入影响，用户时段性双向电压越限等问题依然存在。

（三）防灾抗灾能力有待提升

近年来，“厄尔尼诺”等气象变化已成为新常态，雨带北抬趋势明显，降雨极端性显著增强，“零度线”北移，冻雨带从华中、华北逐步向东北扩展；台风、洪涝、冰雪等极端气象灾害频发，气象条件超出原规划设计标准边界，对电网尤其是配电网造成极大冲击，局部地区脆弱性问题凸显；极端气象灾害已成为电网防灾抗灾面临的新挑战，要求合理扩大设防范围、提高设防标准，加快提升配电网防灾抗灾能力。

（四）综合承载能力有待加强

分布式新能源开发模式变形走样，部分地区规模远超当地负荷，难以实现就地平衡和消纳，设备反向重过载、电压越限等问题频出，在个别省份对电网调峰造成压力；新型储能快速发展，但与新能源及其他调节资源缺乏统筹，建设布局缺乏科学引导，市场及价格机制不健全，电源侧、电网侧储能利用率低，用户侧储能难以跟踪监测和统筹利用；新能源汽车发展迅猛，部分居民小区、农村地区的配变容量不足、入户线容量不够，难以支撑大规模充电基础设施接入；配电网保护对复杂潮流的适应性面临较大压力，大量电力电子器件引发电压波动、谐波污染等电能质量问题。

（五）重点技术创新有待突破

当前，部分电力工控芯片、电工装备组部件、基础软件、电工材料和器件等方面仍然依赖进口、受制于人，相关技术面临“卡脖子”风险和“专利陷阱”；自主科技创新还不同程度存在一定路径依赖，原创性不足，关键领域重大创新成果不多；开放式科技创新尚未形成体系，亟待优化央企科研布局，加强电网、发电和设备企业战略合作和联合攻关，强化基础性、前瞻性项目研究和科技成果转化应用；在新能源、储能、氢能、分布式能源、综合能源服务、源网荷储一体化发展，以及数字化、智能化等新发展领域，创新能力还有待持续增强。

三 配电网高质量发展的关键点

一是加快推动分布式智能电网技术创新与示范应用。按照《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》要求，面向大电网末端、新能源富集乡村、高比例新能源供电园区等，探索建设一批分布式智能电网项目，验证技术可行性和经济性。以“两自四化”智能微电网建设为抓手，做好分布式智能电网项目试点示范，构建“营销一口对外，双轨制运行”的虚拟电厂并网运行管理机制。

二是加快实现以配电网为“桥梁”分解传导系统平衡责任，促进“就地小平衡、区域大平衡”。针对当前我国分布式新能源、新型储能等小微资源参与系统运行的平衡责任传导难，推动配电网的各类聚合要素与常规主体逐步同责同权，建立逐级传导机制，促进配电网通过商业合同等形式将自身背负的偏差考核责任、运行约束等分解至其聚合对象，并将聚合资源收益与责任约束挂钩，促进各类小微资源在电力系统安全运行中贡献正向价值。

三是完善市场机制与运营模式。建立健全促进新能源消纳的市场机制，明确各市场主体的责权利关系，研究制定市场交易规则，明确交易品种、交易方式等关键要素，推动建立公平、开放、透明的电力交易平台，依托现有电力交易中心或新建交易平台，实现资源的优化配置和高效交易，促进各类调节资源的优化配置。同时，探索政府与社会资本合作模式（PPP）等多元化运营模式，提高运营管理效率。