电网迎来新型“枢纽平台”转型元年！- 大数跨境

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电网迎来新型“枢纽平台”转型元年！

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2026-09-10

导读：这场角色跃迁既是技术命题、也是制度命题。

“电网，不能只是送电”

电网是电力系统的“物理基础”，也是电力流动的基础通道。在新型能源体系建设持续推进，新型电力系统进入加速转型期的背景下，绿色资源配置优化、源网荷储智能互动等新特征对电网发展提出了新的要求。本文将通过梳理相关政策、环境变化等信息，帮助能源电力企业理解电网的发展脉络与现阶段的发展思路。

需求导向之变

三大维度看电网建设新逻辑

功能需求的演进：从“保障电力稳定运行”到“支撑电力互联配置”

回顾电力发展历程，过往我国电网建设的需求引导以“解决有无”与“保障供应”为主线，推动抗灾、自愈等能力建设，打造坚强电网，保障电力能够顺利从电源侧流向负荷侧，电力流向以“源-荷”单向流动为主。在这一阶段，对相关行业的价值需求以设备质量、工程质量、及时完工为主。

随着新能源、新产业等技术的发展，源荷双侧波动性的同时增强，对“源-荷”的单向流动方式下的系统平衡带来了新的挑战，推动储能、负荷侧管理能力的建设，电力流动方式向双向流动的模式转变。

新能源装机规模与发电量占比的提升，叠加分布式新能源的发展，持续加强新能源波动性在电力系统中的影响。新能源电量渗透率超过15%后，系统成本进入快速上涨的临界点，推动储能建设需求的增长；同时，算力中心、充电桩等新型负荷以及空调、个人计算机等设备的普及，也增强了用电负荷的瞬时波动性，让负荷侧管理需求持续增加。

因此，如何更高效地匹配“源网荷”之间的互动成为电力系统平衡的新议题。另外，全国统一电力市场建设也要求电网提供透明的物理通道、中立的调度服务、公平的接入机会，让电能量实现广域自由流动，转型为“公平开放的交易承载平台”。

在新发展背景下，支撑电力系统要素的互联配置成为电网建设需求的新导向，要求电网具备海量分布式资源的可观、可测、可控能力，以及支撑双向潮流、承载灵活调度的物理与信息基础设施，对相关行业提出智能化、定制化等新价值需求。

建设重点的细化：从“新型能源基础设施”到“主配微协同的新型电网”

进入“十五五”，国家接连出台相关发展规划文件，为电网指明发展方向。

从规划内容可以看出，响应《关于促进电网高质量发展的指导意见》（简称1710号文）中“电网作为连接电力生产和消费的枢纽平台”的定位，“能源主干道”成为“十五五”期间的工作重心，重点规划中都要求建设电力输送通道、开展电力互济工程；而微电网作为新型电力消费业态与新型电力消纳模式的载体，将在“十五五”开启试点工作探索，以工业微电网建设场景为主推动解决方案打造。

表1 重要规划中涉及电网建设的相关内容

现实需求的推动：从“供给导向”到“匹配导向”

随着 “十四五”期间新能源的快速发展，电力系统面临的现实问题也在引导电网建设需求：

源网匹配：分布式新能源建设与电网承载能力匹配。2025年超过300个县域分布式光伏承载力亮起红灯，系统惯量支撑不足、频率波动风险上升，区域互联互济能力不足使得跨区调峰资源难以快速响应局部新能源波动，电网承载能力已经成为新能源发展的实际约束边界。

建用匹配：跨区域通道建设与跨区域调用匹配。资源中心与负荷中心的空间分布持续拉动电力跨区域通道建设需求，“三北”地区掌握70%新能源资源，仅承担35%负荷；东部负荷占比达到50%，却仅占15%资源，已建成的部分特高压直流通道实际利用小时数仅2800-3200小时，远低于4500小时的设计值，“通道建了怎么用”逐渐成为核心问题。

电碳匹配：新能源装机建设与发展低碳转型匹配。我国风光装机从2020年的5.3亿千瓦飙升至2025年的18.4亿千瓦，提前6年完成2021年发布的《2030年前碳达峰行动方案》目标，但碳减排进度却仍有提升空间。“十四五”我国每千瓦时火力发电标准煤耗下降1.1%，单位GDP碳排放下降了17.7%，基本完成18%的目标，但是按2020年价格计算则是降低了12.4%。

▲图1 我国二氧化碳排放量（万吨）

功能定位转变

从“输电通道”到“枢纽平台”

从电网建设的需求引导趋势变化来看，当电源从集中走向分布、当潮流从单向走向双向、当市场主体从少数走向海量、当系统从“源随荷动”走向“源网荷储协同”，电网必须从根本上重新定义自身的功能、架构和运营模式。

面对新型电力系统的运行需求，电网需要从传统的“物理输送通道”角色升级，兼顾“安全”与“开放”两方面需求主题。我们认为“十五五”期间电网发展将聚焦三大核心功能：

一是新能源消纳的稳定调节平台。当新能源发电占比达30%，电源从“可控可调”变为“随机波动”，电网不再只是被动传输电能，更要实现源网荷储的实时动态平衡，成为消纳波动性电源的“稳定器”。

二是电力市场化转型的物理基础平台。1710号文明确电网要“支撑全国统一电力市场建设”，提供透明的物理通道、中立的调度服务、公平的接入机会，让电能量实现广域自由流动，转型为“公平开放的交易承载平台”。

三是支撑能源电力新业态发展的开放平台。服务分布式能源、源网荷储一体化、绿电直连、虚拟电厂等新业态，电网从封闭的单向供电网络转型为开放的双向互动平台。物理层承载多元源荷的灵活接入与双向潮流，信息层实现海量分布式资源的可观可测可控，价值层支撑绿电交易、需求响应等市场化价值兑现。

“主配微”协同的新型电网

平衡责任的系统性重分配

面对新的需求导向与新的功能定位，《新型电力系统建设“十五五”规划》提出构建“主配微三级协同”的新型电网，明确输电通道、省间互济以及配电网的建设目标。

我们认为这一架构变革的核心逻辑是电力平衡从“大电网一肩挑”变为“三级分层协同”，其平衡体系重构的方向是“分层协同”。

主网层面（全局优化）：负责跨区跨省的系统级平衡、关键断面潮流控制和全网安全稳定决策。调度信号以市场出清结果和安全约束为双重输入。电网建设工作以支撑优化电力流动布局为主要方向。“十五五”期间，西电东送规模增加8000万千瓦，省间互济能力提高4000万千瓦。区域通道建设导向出现调整：从“先建通道再找电源”转向源网协同规划的“有序扩容”；存量通道“提效”与新建“扩容”并重；与清洁能源基地“绑定开发”。

配网层面（区域协同）：角色从“无源单向辐射”转为“有源双向交互”，负责区域内分布式资源的聚合调度、局部供需平衡和电压无功管理。这是调度体系中能力缺口最大的层级，需要从零建设配网级调度平台，具备对区域内数万乃至数十万分布式节点的实时可观、可测和可控能力。建设工作支撑其从“被动末端”到“有源调控中枢”转变。“十五五”需要满足9亿千瓦分布式新能源、4000万台充电桩的流动压力，存量改造与形态重塑同步推进压力巨大。“十五五”期间配电网综合承载能力显著增强，能够支撑9亿千瓦分布式新能源接入及稳定运行，提升供电可靠性、综合承载能力以及防灾抗灾能力。

微网层面（本地自治）：首次纳入电网架构“第三级”。智能微电网成为“大电网”的补充，分担部分新能源消纳、电力系统平衡的作用，通过灵活并网与离网相结合的方式，成为一定范围内的“源荷储”的“系统平衡管理单元”与“单个平衡主体”。建设工作支撑其成为“大电网”的补充，内部的源荷储协同调度由微网EMS自主完成，仅在与配网交互时遵循上级调度的边界条件（如最大注入功率、频率响应要求等）。

投资回报与
价格机制的闭环设计

当前“成本+合理收益准许”的定价模式在电网投资以主网扩容为主、投资节奏相对可预测的时期，这一模式基本可以运转。但面临的新情况是：配网投资规模急剧放大、投资内容从“铺线路”转向“建能力”、投资主体可能引入社会资本，传统的“准许成本+合理收益”模式能否充分支撑这些变化，需要密切关注监管规则的调整方向。

在这一背景下，1710号文在价格机制方面的设计意图就显得格外关键，不仅要为电力系统的参与者提供正确的行为激励，也要为电网投资本身构建可持续的回报机制。

跨省跨区清洁能源通道：探索两部制或单一容量制

新能源出力波动导致通道利用率低于设计值，如果按传统的电量制收费（输了多少电收多少钱），通道投资的固定成本难以回收，投资积极性受挫。两部制或容量制将通道收费拆分为“容量费”（按通道容量收取，不论是否满负荷运行）和“电量费”（按实际输送电量收取）两部分，确保通道项目的固定成本在任何利用率水平下都能获得基本回收。

这一设计直接回应了电网投资回报保障的问题，容量费提供了稳定的收入底座，使跨区通道投资不再完全依赖于不确定的利用小时数，为“西电东送”规模稳步扩大奠定经济基础。

新能源就近消纳项目：实行单一容量制

1192号文已经明确分布式接网收费从“电量电价为主”转向“容量电价为主”。在容量制下，按接网容量付费而非按电量付费，接网容量越小，缴纳的固定费用越少。减小接网容量的唯一途径是配储能、建光伏、做负荷管理，“自平衡”由此成为企业的经济理性选择。

容量制电价将电网资源的稀缺性转化为价格信号，驱动用户端主动减少对电网的依赖、投资建设自平衡能力，恰恰对应了“主配微三级协同”中微网和配网层面自平衡能力提升的政策意图。同时，容量制收费也为配电网提供了与接入容量挂钩的稳定收入来源，随着分布式新能源和电动汽车接入规模扩大，配网的容量收入也将相应增长，形成“能力建设投入-接入容量扩大-容量费收入增长”的正向循环。