【封面】新时期配电网发展趋势及面临的现实挑战

配电网是现代经济社会的重要基础设施和新型电力系统的重要组成部分，是连接能源生产与消费的枢纽，覆盖城乡区域，连接千家万户，在落实国家战略部署、保障经济社会发展、服务改善民生、推动能源绿色低碳转型等方面，发挥着“主战场”“主力军”作用。特别是随着“双碳”进程加速推进，分布式新能源规模化接入配电网，新型用能形式不断涌现，虚拟电厂、负荷聚合、车网互动等新业态蓬勃发展，多元主体灵活互动、与电网友好交互需求日益高涨，配电网形态从传统无源单向辐射网络，向与大电网、微电网等深度耦合的有源双向系统转变，功能从单一供配电服务主体向源网荷储资源高效配置平台升级，可控对象向源网荷储全环节扩展，运行机理、平衡方式深刻调整，配电网发展面临新的要求。

服务经济、保障民生

保障电力供应，服务民生普惠。人民的用电需求已从“用上电”向“用好电”“用好能”转变，农村地区供电服务水平与城市地区尚有一定差距，需要提升供电服务均等化水平与民生保障能力，为偏远地区、农村地区提供同质化的优质供电服务。落实国家区域协调发展、乡村振兴和新型城镇化战略，需要加强配电网规划体系建设，加大投资建设改造力度，持续优化配网网架结构，积极推进配电网改造，高质量推进农村电网巩固提升工程，加快城乡供电服务一体化。在加快消除电力基础设施短板、提升可靠性的同时，还要兼顾电力价格稳定。

优化电力营商环境，引导绿色用能。经济社会快速发展，人民群众对电力营商环境的期许日益提高。需要持续优化电力营商环境，提升供电服务水平。同时，引导企业绿色用能，在工业、建筑、交通等领域，大力推进电气化，助力节能降碳。

服务能源转型

规模化分布式电源对配电网规划建设、调度运行、经营管理等方面带来较大挑战。规划建设方面，增加了电力系统负荷预测的不确定性和规划难度，降低了供电设施利用率，同时设备选型及保护配置需要进一步提高优化。调度运行方面，出现电压越限、电流过载及供电质量问题，致使配电网的短路电流水平升高，导致故障范围扩大，电网三道防线适应性降低，给电网检修人员和电力用户带来安全风险，由此对电网的运行灵活性提出更高要求。分布式电源大规模开发，将对系统调节能力、系统容量提出更多、更高要求，虽然分布式电源发电设备自身成本呈下降趋势，但不足以抵消其他系统成本的上升幅度，随着分布式电源规模增加，系统成本、用电成本将被推高。

分布式光伏等新能源大规模开发集中在配电网较为薄弱的欠发达或者农村地区，需要大幅加强电网结构和承载力。农村地区用电负荷较小，规模化开发的分布式电源无法全部就地消纳，大量出现潮流双向流动的情况，配电网有限承载能力与分布式光伏规模化接入需求之间的矛盾突出，分布式新能源就地就近消纳压力大，对电力系统调节能力、调度运行模式提出更高要求。

电力系统调节需求由短期为主的日内调峰向短期与长期并存的多时间尺度调节需求转变。“风小光大”“晚间无光”等特点使得系统快速爬坡需求剧增，净负荷峰谷差持续拉大，特别是午后光伏出力下降以及负荷增长阶段。随着极端天气发生概率上升，新能源长时间低出力事件频次增多，电力保供压力加剧，对日周期以上调节资源需求增大。

服务电力市场建设

新主体、新兴业态加速涌现，配电网成为各类要素聚合平台。传统配电网中，电网企业与用户为简单的供用电关系，生产关系正在发生深刻变化，用户由“纯客户”向“竞争者+客户”转变。分布式发电大规模接入配电网，将带动资金、人才、技术等要素资源加快向配网侧流入，带动综合能源服务、车网互动、虚拟电厂、基于区块链的新型能源服务等新兴业务加快涌现。

配电侧资源和用户直接进入电力市场交易。近年来，国家推动配电侧资源和用户直接进入电力市场交易，积极培育销售公司、聚合商、微电网等新兴主体。但总体来看，新兴市场主体进入交易的具体规则和标准等方面还处于探索阶段。一些新型市场主体与常规发电企业、电网企业在市场中的责权利关系也不够明确。未来，还需建立健全统一开放、竞争有序的电力市场交易规则，明确新型市场主体与其他主体在电力市场中的法律地位、交易标准和监管要求。

经济社会发展和能源绿色低碳转型共同推动配电网发展。配电网中分布式新能源、新型储能、电动汽车等新要素日益增多，带来出力预测、分层分区平衡调度、可调节资源聚合利用等新要求，引起系统平衡方式和调节方式的变化，对网架拓扑的灵活性提出更高要求。我国配电网发展面临补短板、保增长、促转型的多重使命。

加强安全供电和防灾减灾能力

近年来，极端自然灾害频发，影响区域和影响程度更广、更深。2021年7月，河南遭遇罕见强降雨天气，受暴雨洪涝灾害影响，城市配电网不足以抵抗严重内涝危害，河南多座变电站停运、部分居民小区地下配电站房受淹。2023～2024年冬季，我国出现五轮雨雪冰冻寒潮，强度大、时间长、范围广，在华北、华中地区的输电线路发生传统覆冰、舞动区域，以及东北、苏北等输电线路发生非传统覆冰、舞动区域，均发生了线路严重覆冰或强舞动灾害。因此，需要重点提升电网对冰雪、洪涝、台风等灾害的防范能力，提升电网供应保障能力。

实施防灾差异化规划。以降低严重自然灾害和极端外力破坏对社会生活及应急救援能力的影响为出发点，针对电网抗灾保电薄弱环节，在执行已有规程规范等规定的基础上，对抗灾保电起到关键作用的骨干电源送出线路、骨干网架及变电站、重要用户配电线路等重要电力设施，适当提高设防标准，进一步提高电网抵御灾害能力。

增强保供骨干网架，完善重要用户生命线通道建设。面向重要用户、敏感用户加强供电保障，优化保障用户生命线通道，统筹整合受电通道及联络通道，高层住宅小区“双电源”（双回路）建设落实到位，按照差异化原则，以点带面构建局部坚强骨干网架。针对灾害易发区域、大电网联系薄弱的县域、配电网网架结构薄弱区域，以及城镇居民小区、城中村、重要用户、“煤改电”、边远乡镇等民生供电保障重点区域，全面开展配电网防灾减灾及补短板专项规划，进一步加大农村、中西部地区和偏远地区配电网规划投资力度。

提升分布式新能源承载力

今年3月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于新形势下配电系统高质量发展的指导意见》，明确配电系统高质量发展目标：“到2025年，供电能力合理充裕，具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力”。分布式新能源本身具有电力电子化和出力波动性的特性，在用户侧大量接入会带来“潮流反向流动”“配网有源化”等新特征，大规模开发将影响因素放大，对电网安全、分布式电源消纳、供电质量、成本疏导及市场机制等带来挑战。为适应规模化分布式新能源的接入，需要进一步科学优化配电网规划建设。

优化电网规划技术导则和分布式电源接入方式。高渗透率分布式新能源接入地区的中高压配电网变电站，优先采用单母线分段接线方式，预留充分备用间隔，低压配电网应缩短台区线路供电半径，综合考虑电压分布改变、潮流返送等情况，确定不同电压等级分布式新能源接入方案。做好分布式电源规划，明确分省、分地市、分县的开发规模，确保新能源电源并网消纳。

按照分布式与集中式并举、优先就近就地利用原则，推广光伏发电与建筑一体化应用、因地制宜推动农林生物质和城镇生活垃圾发电发展。鼓励氢能、发电侧储能等新型能源利用方式，探索“新能源+储能”发展模式，合理确定储能配置比例，提升新能源并网友好性和电力支撑能力。

以分层分区网格化平衡方式保障系统平衡，强化储能在电网关键节点和负荷保障需求突出地区的布局，加强低压分布式电源和聚合体控制能力，提升配电网第三道防线适应性，形成精准预测、柔性控制、主配协同的新型有源配电调度体系，聚合用户侧储能参与电网运行调节。

助力新要素新业态发展

在“双碳”目标及新型电力系统建设的双重驱动下，能源结构加速演变。新型储能规模化、产业化、市场化发展，预计2030年，我国接入配电系统的新型储能容量超过6000万千瓦，建设形成城市面状、公路线状、乡村点状布局的充电网络。预计到2030年，新能源汽车保有量达到1亿辆，将占市场主导地位。新要素、新业态不断丰富，要求配电系统进一步提升综合承载能力。源、网、荷、储等要素在配电侧聚合，新能源出力曲线及负荷曲线不能完全匹配，导致出现区域性、时段性供需不平衡，源网荷储互动能力需进一步提高。

结构网络化发展，配电网结构向网络化方向发展，降低设备冗余度，提高配电网接入能力。交直流并存，中压配电网网络化发展，在少数有需求、有条件区域采用柔性直流、能量路由器等新技术、新设备，实现中、低压配电网柔性互联，提高中低压配电网承载能力及互供互济能力。

微网化分层级接入配电骨干网络，集合用电负荷、分布式电源、储能设施、充换电设施等要素，构建家庭、台区、园区等不同级别的微电网，分别接入低压、中压、高压配电网骨干网络，解决规模化新能源和新型负荷大量接入问题。

源网荷储充分互动，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，引导各类电力市场主体挖掘资源，主动参与需求响应，解决新型配电网系统效率整体提升问题。配电侧市场主体多样、交互模式复杂，配电网将形成骨干网与微电网协调发展、交流系统与直流系统并存、配电系统与信息系统高度融合、供给与需求充分互动的新型网络系统。

数字化智能化升级

配电系统正在加快从单向逐级辐射网络向双向有源系统转变，输配关系从配电系统单向依附大电网向相互支撑协作转变，安全运行管理的复杂性大幅增加。

一方面，电网监测对象种类和采集数据规模将呈现数量级增长态势，主配微协同调控的要求提高，都需要配电系统加快实现分布式新能源等各类新要素的可观可测、可调可控。因此，需要加快配电网数字化转型，加强传统能源与数字化智能化技术相融合的新型基础设施建设，提高中压配电网电源终端、配网自动化终端有效覆盖率，提高采集广度、深度、实时性，全面提升可观可测、可调可控能力，加快实现配网侧海量数据资源的精准感知，构建主配微协同调控机制，制定分类分层调度策略，大幅提高配电系统可观性、可测性、可控性，提高电网透明化水平。

另一方面，深化电力体制改革要求加快推进源网荷储协同互动，需要加快整合数据交互平台体系。探索明确多元主体各级运营监管平台的互联互通、数据共享和治理监管架构，推动建立各级新型储能、充换电基础设施、虚拟电厂的运营监管平台与电力系统的营销、调度、交易等系统平台的对接机制和安全防护措施，健全并网和调度运行管理协调机制。解决需求侧资源参与互动交易的技术瓶颈及机制障碍，优化对新要素的分级分类调控策略，积极支持参与市场交易，支撑源网荷储协同高效运行，推动配电系统安全、绿色、高效发展。