数字储能网讯：从输电通道到能源平台，中国电网正迎来深刻重塑。
2025年底，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进电网高质量发展的指导意见》（发改能源〔2025〕1710号，以下简称“1710号文”），首次在国家层面明确提出“新型电网平台”的功能定位。这里的“平台”不再是过去简单的输配电通道，而是集能源转型、市场建设、技术融合等多重内涵为一体的综合枢纽。
文件落地后，2026年1月两大电网相继公布投资规划：国家电网预计“十五五”投资4万亿元，较“十四五”增长40%；南方电网披露2026年投资规模为1800亿元，行业普遍预计其“十五五”期间总投资将达1万亿元左右。两大电网合计近5万亿元的投资，分别是“十三五”“十四五”的1.89倍、1.75倍。
大手笔投资的背后，是多重因素交织作用的结果。从国内形势看，仅2025年，全国新增新能源装机容量便突破4.3亿千瓦，带动发电量同比增长25%，其中分布式光伏单年新增规模达1.53亿千瓦，海量新能源并网直接触及安全红线，电网转型迫在眉睫；从国际形势看，当前全球电网设备正迎来“超级周期”，受电网基建加速与人工智能数据中心扩容双重驱动，全球电网投资规模预计2030年达6000多亿美元。
这场全球共进的建设工程，绝非简单的基础设施升级，而是碳中和赛道上一场事关未来的能源竞赛。加速电网升级是筑牢能源安全底线、夺取全球能源产业竞争主动权的必要举措。各方利益的深度博弈、关键技术的迭代突破、体制机制的创新突破、新型电力系统成本上升的平衡应对，无一不在考验着决策层、运营方与市场主体的智慧与担当。
打牢硬件“底子”
“工欲善其事，必先利其器”，新型电网平台建设的首要任务就是推动硬件设备全面焕新。
1710号文围绕“加强各级电网统一规划建设”，提出六大核心落地举措，包括优化主配微网协同发展格局、有序推进跨省跨区输电通道规划建设、优化提升电网主干网架结构、加快构建新型配电系统、因地制宜规划建设智能微电网、加大电网投资力度。
记者梳理历年电网领域的重磅政策后发现，输电环节一直是政策部署里的“重头戏”。近年来，配电网在政策中的权重逐年增加，而微电网在之前的重磅文件中大多只是作为补充内容被提及。1710号文首次将“主配微网协同发展”放在优先位置，这一改变并非只是简单的表述调整，而是我国电网发展战略的重大升级。
国网冀北电力有限公司高级专家岳昊认为，这体现了新型电网平台的形态之新。传统电网呈“主干电网—配电网—用户”的树状放射结构。新型电网平台强调主干电网、配电网与智能微电网三者界面清晰、功能互补、协同运行。主干电网筑牢安全与资源跨区配置的根基；配电网转型为有源双向交互系统；智能微电网则为新型业态载体，共同构成一个有机整体。
再是角色之新。文件提出夯实电网的公共基础设施属性，要求电网提升对各类并网主体公平开放水平，服务分布式能源、源网荷储一体化、绿电直连、虚拟电厂等电力新业态健康发展。电网的角色要转变为支撑全国统一电力市场建设、培育能源领域新质生产力的公共基础设施平台。
这也体现了新型电网平台的“运营之新”。中电联规划发展部副主任刘志强表示，在调度规则方面，电网从传统的“源随荷动”转变为“源网荷储互动”；在平衡机制方面，电网从传统的大电网兜底转变为“微电网自平衡、配电网区域平衡、大电网整体平衡”的三级平衡；在市场机制方面，从传统的单一电量交易演进为中长期与现货交易、辅助服务市场、容量市场等多品种、多时间尺度、多主体参与的复合型电力市场体系，为实现电力大范围优化配置提供了新途径。
新型电网平台的“新”还体现在功能之新。中国社科院能源经济研究中心副主任冯永晟认为，“新”在实现电网功能从单向输送向双向交互的转变，从通道转向平台，而这一转变主要体现在除了一贯的安全可靠要求外，还加上了柔性可控、灵活高效和智慧融合。这不仅适应供求特性的变化，也是电网与数字和AI技术融合的过程。
纵观国际，全球电网设备的“超级周期”已然来临。一方面，AI算力与新型用电需求刚性倒逼；另一方面，全球电网老化以及更新换代的需求集中释放，为全球电网设备产业注入了全新活力。
国际可再生能源署（IRENA）近期发布的《可再生能源与就业年度回顾（2025）》报告表明，在2025至2030年期间，可再生能源电力与电网领域的年均投资额需在当前水平基础上实现翻倍。IRENA的1.5摄氏度情景显示，到2030年，全球电网领域的年均投资要达到6710亿美元。
浙江省发改委价格处副处长周震宇表示：“整个能源体系或者电力体系发生根本性变革，必然会带来大量的转换成本，这一成本无可避免。不过，随着新系统逐步建立并稳定运行，系统运行成本将会降低。规模扩张只是新系统建立的外在表现，成本上升也是新系统建立的必要过程。不必回避这些问题，还要做好承受短期阵痛的准备。”
值得关注的是，阶段性挑战已初露端倪。例如，转型成本持续上升与社会可承受能力之间的矛盾。一方面，各类技术迭代、设施更新等转型成本不断累积；另一方面，居民端对电价上涨敏感、工商业经营成本承压，共同构成了成本疏导的现实约束。若成本分摊与疏导机制不完善，容易造成民生保障、企业发展与能源转型之间的冲突。巨额投入疏导与转型节奏把控，成为统一电力市场建设中必须统筹平衡的核心问题。
再比如，能源转型与短期供电稳定性之间的矛盾日益突出。电网的升级改造属于系统性工程，需分阶段逐步推进。然而，新能源并网速度和AI用电需求的增长速度，远超过电网升级的节奏，短期内会致使电力系统的供需失衡。2025年伊比利亚半岛停电事件，以及欧洲计划投资5840亿欧元扩建电网，却因变压器短缺而进展缓慢的情况，均在一定程度上表明，电网升级滞后于能源转型和用电需求增长，这也是各国在推进电网升级过程中必须正视的挑战。
机制尚存“堵点”
1710号文围绕“加强各级电网统一规划建设”搭建了新型电网平台的物理基础。然而，硬件的“形”需要机制的“魂”来激活。当前机制层面存在的堵点，如跨部门协同障碍、数据共享不畅等，正制约着新型电网平台潜能的释放。
实现主配微网协同发展，核心是打破层级壁垒，实现电能配置从“单向输送”向“双向互动、灵活互济”的范式转变。
电力市场专家王利兵表示，我国主网、配网、智能微电网的协同推进过程中，以下方面需要加强，首先，规划衔接不够紧密。长期以来主网、配网、微网的规划由不同主体负责，存在各自为政现象。部分地区主网建设滞后，电网局部断面存在“卡脖子”问题，部分新能源大基地外送受限。部分地区配电网承载力较弱，无法适应高比例分布式光伏接入，出现电压越限、反向重过载等问题。
“其次，调度运行机制不够灵活。传统调度体系主要面向‘源随荷动’的大电源，对海量分散的微电网和分布式资源缺乏有效的调控手段，终端调节潜力未被充分挖掘，主配微网之间未实现多层级高效协同调控。再者，主配微协同涉及多个领域的技术和设备，主配微网各层级之间相关技术标准和规范仍存在大量空白、滞后或冲突的情况，并网接口、通信协议标准不统一，多主体权责划分模糊，无法适应特性各异的源荷开放接入、双向互动、即插即用等。”王利兵说。
身处一线的电网企业工作人员宁徐波（化名）表示赞同，首先，规划层面要破解“内外协同错配”，关键在于建立主配微统一规划机制。目前电网企业内部主配网规划相对独立，而微网建设主体多元，导致“电气强联系”与“管理弱联系”的错配。其次，如何建立新型调度体系，一方面，需兼顾全局协同优化和分级平衡自治，另一方面，需兼顾电网安全底线诉求和多主体市场化运行期待；最后，从技术层面突破标准与智能控制瓶颈，尤其需统一微电网并网通信接口与保护标准。
1710号文将智能微电网提升到全新的战略高度，其直接原因在于分布式光伏爆发式增长所带来的就地消纳压力。国家能源局亦部署了7个聚焦智能微电网方向的新型电力系统建设能力提升试点项目。然而在实际落地过程中，智能微电网仍面临不少亟待攻克的难关。
王利兵认为，微电网运营模式与市场机制亟待完善。智能微电网初始投资高，投资回收周期长，目前收入主要来源于峰谷价差套利，参与电力市场机制细则不明确，收入来源有限且不稳定，缺乏可持续商业模式和成熟运营模式。
“建设管理的规范性有待提升。部分智能微电网项目在建设中存在与产业发展规划和电源规划结合不紧密，导致无法真实落地。智能微电网设备种类繁多、分布分散，维护成本较高，一些地区缺乏专业的维护人员和技术支持，影响了微电网的供电服务和供电质量。”王利兵补充道。
微电网运营管理复杂且主体协同困难。据记者进一步了解，微电网的运营管理较为复杂，涉及发电商、用户、电网公司等多个主体，各主体之间的利益协调和权责划分难度较大。微电网需要统筹内部风光储荷等多类型资源，实际运行中兼顾并离网多种模式，实际运行中“稳得住”“控得好”仍面临较大挑战。
1710号文的另一项重点内容，在于跨省跨区电力交易的推进，“到2030年，‘西电东送’规模超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力4000万千瓦左右，支撑新能源发电量占比达到30%左右”。刘志强认为，新形势下，送受端协调的难度有所增加，成本不断攀升，对电力市场建设提出了更高要求。跨省跨区需持续完善输电价格机制、绿电交易规则等，同时着力打破市场分割、破除区域壁垒。
据记者了解，当前跨省跨区电力交易面临三大核心堵点，严重制约全国统一电力市场落地见效。一是结算体系层级割裂，交易在跨区域层面达成，但结算、责任划分分散在各省独立体系，规则衔接不畅。二是规则体系碎片化，各省市场规则、技术标准不统一形成“电力方言”，制约了跨省交易的效率。三是各省交易的技术标准、数据接口、信息披露规则也未实现完全统一，各省交易系统相互独立，数据共享不畅，透明度有待提高。
上述堵点导致地方利益博弈加剧。市场主体参与跨省交易，需要同时熟悉送电省、受电省、区域交易平台三套甚至多套规则，交易流程繁琐、合规成本高企。更关键的是，跨省交易中存在的偏差考核责任、输电损耗分摊、辅助服务费用承担、违约追责等问题，往往出现“各省规则各说各话、出现矛盾互相推诿”的情况。
在周震宇看来，当前的关键问题在于，如何解决新能源大幅增长后对电力输送的影响，这一影响不只是消纳这一简单概念，更是如何将西部大量的新能源超远距离输送的问题、东部新能源发电大起大落带来的潮流混乱问题，以及如何解决大电网模式与电力新业态之间的矛盾。
“电力新业态的发展载体主要聚焦于配电网与微电网层面，其发展模式、市场形态与运作机制，更贴近于我国此前推进的增量配电网改革思路，呈现出分布式、本地化的特征；而传统大电网的发展重心则停留在输电网领域，属于单向的‘发输配’逻辑。二者在建设导向、运行逻辑、调度模式、主体权责等方面存在较为显著的模式差异，这也是当前推进统一电力市场建设过程中，需要重点衔接与协调的核心问题。”周震宇说。
破局体系壁垒
唯有以市场化为引擎，打通规划、建设、运营全链条的“任督二脉”，推动调度体系、市场机制、数字技术与硬件设施深度耦合，才能让新型电网平台从“物理叠加”转向“化学融合”，真正实现安全、高效、灵活的能源资源配置。
主配微协同方面，岳昊建议，强化主配微网协同规划，特别是将配电网和智能微电网建设深度融入国土空间规划、城市发展和乡村振兴规划，破解廊道资源制约，实现电网基础设施与其他基础设施同步规划、协同建设。建立动态滚动调整机制，适配新能源项目建设节奏。考虑配电网有源双向需求以及智能微电网灵活并网需求，明确主配微各层级的功能边界，与配网、微网高效协同，实现“规划一张图、建设一盘棋、运行一体化”。
宁徐波表示，一是重塑物理形态，构建主配微柔性协同的有源网架。推动配电网从单向受电向双向互动转变，利用柔性直流技术实现分层分区功率互济，让电网具备海量分布式资源即插即用的承载能力。二是强化平台定位，打造多主体市场化配置枢纽。依托虚拟电厂聚合分散资源参与现货及辅助服务市场；建立透明开放的电网数据平台，引导社会资本参与投资，真正发挥枢纽型平台作用。三是深化价值创造，实现电能碳一体化协同，以绿电交易、碳足迹追踪为抓手，确立电力在终端能源消费中的枢纽地位，推动绿色价值在全社会顺畅传导。
同时，要加强技术标准制定。面向分布式光伏、分布式储能、电动汽车、电动重卡等各类主体开展并网技术标准化工作，提升电网对各类并网主体公平开放水平，提升配电网供电可靠性及电能质量。微电网需考虑功率柔性控制、无功支撑、故障穿越等并网运行技术，黑启动、孤岛稳定运行、无缝切换等离网运行设计，还需建设包含规划设计、设备接口、控制保护、并网调试等多环节的微电网标准技术体系。
宁徐波认为，首先，要科学、常态将微电网纳入配电网规划范畴，明确并网界面与接口标准，实现源网荷储一体化布局。其次，建立新型调度体系，一方面兼顾全局协同优化和分级平衡自治，另一方面兼顾电网安全底线诉求和多主体市场化运行期待；最后，技术层面突破标准与智能瓶颈，尤其需统一微电网并网通信接口与保护标准。
跨省跨区交易方面，刘志强建议，输电通道需要在规划建设、调度运行、市场机制等方面协同发力，着力破解权责失衡、成本高企与生态约束等多重约束，实现电力资源在更大范围内的优化配置。在市场机制方面，深化全国统一电力市场建设，破除跨省跨区交易壁垒，加快完善跨省跨区输电价格机制，健全绿电交易与碳市场衔接机制；完善辅助服务跨区补偿机制，引导送受端协同参与调峰、备用等市场。
在技术创新方面，聚焦柔性直流、宽频振荡抑制、人工智能调度等关键技术攻关，加快国产化核心装备研发与规模化应用；强化数字孪生、云计算、区块链在跨区输电全环节的融合赋能，提升通道状态感知精度与故障预判能力；推动“源网荷储”协同互动标准体系构建，支撑高比例新能源安全稳定接入与高效消纳。
推进统一电力市场建设，需破解机制堵点、健全成本分摊疏导机制，而技术落地与市场运转，均依托电网投资的科学配置。当前电力行业成本上行，电网投资建设绝非单纯追求规模扩张，更要将投资效率摆在核心位置，避免陷入“重建设、轻效益”的困境。
长沙理工大学教授叶泽长期深耕该领域，对此有着深入见解：“如何评价电网投资是否过剩，国外在长期的监管实践中总结出了一系列约束机制，包括投资回报率、价格或收入上限等政府管制定价方法和输电金融权、隐式拍卖等市场化定价机制。我们偶尔看到国外因为输电堵塞引起电价上涨，可能有电网投资不足的原因，但是，只要所产生的损失小于电网投资成本，也可能是一种最优投资状态。相比国外，我国电网投资缺乏一致、合理的管制规则。政府投资管理部门从促进经济角度鼓励电网投资，而政府价格主管部门则从用户价格承受能力的角度控制电价，不同政府部门在有关电网投资的政策上缺乏一致性。”
叶泽进一步分析，我国还没有引入市场化的电网投资约束机制，比如建立输电堵塞与电网投资的内在机制，对于基于输电金融权的电网的投资机制也没有研究和设计。输配电网容量分配采用“先到先得+固定电价”机制，没有引入显式和隐式拍卖机制，不能有效甄别不同用户的供电可靠性需求。这些机制短板与制度空白，均亟待进一步加强研究、完善设计。
