据储能界了解到，电网投资迎来又一个高峰。
8月初，国家能源局发布《配电网高质量发展行动实施方案（2024-2027年）》的通知，明确围绕供电能力、抗灾能力和承载能力提升，重点推进一批建设改造任务，经过三年努力，安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合的新型配电系统建设取得显著成效。可以想见，各地配电网将迎来大规模升级改造，并有效拉动上下游产业。
此前，国家电网对外发布称，2024年将完成6000亿元的电网投资，同比新增711亿元，为历史最高规模。其中，浙江电网建设投资327.4亿元，创“十四五”新高。南方电网也发布消息称，预计2024年至2027年，大规模电网设备更新投资规模将达到1953亿元。
综合各地一系列项目信息看，此轮电网投资主要用于特高压建设、配电网数字化智能化升级等，以更好地匹配新型电力系统要求，满足新能源高比例接入，并适应电动汽车、新型储能等新型负荷的海量分散接入压力。笔者走访发现，加快建设“新型电网”已是当务之急。
电网转型进入“困局”新周期
7月29日，国家电网宣布总投资约353亿元的甘肃至浙江800千伏特高压直流输电工程开工建设。这个入浙的第四条特高压直流工程有两点值得关注。
其一，这是一条“绿电高速路”。
甘肃作为我国新能源综合开发利用示范区，能源资源种类齐全，风能、太阳能技术可开发量分别居全国第四、第五位，是我国重要的清洁能源基地和西电东送的主通道。该工程起于甘肃武威，止于浙江绍兴，配套接入电源1520万千瓦，其中新能源1120万千瓦，煤电400万千瓦。投运后，每年可向浙江输送电量超360亿千瓦时，其中绿电占比超过50%，每年可促进新能源电量消纳212亿千瓦时。
其二，这条“绿电高速路”将首次采用特高压柔性直流输电技术。
该技术具备强大的自适应特性，可以较好应对新能源发电间歇性、波动性强等特点，平衡送、受两端供需错配问题，提高输电通道的新能源输送能力。
多年实践下，特高压直流“大容量、远距离、高效能”的输送优势和能源资源大范围有效配置的作用已毋庸置疑。从典型的受端浙江电网看，截至2024年6月底，落地浙江的三大特高压直流工程已累计向浙江输送电量6568亿千瓦时，浙江近十年持续增长的GDP里，有来自西南高山峡谷川流、西北沙漠戈壁风光的助力。
然而，随着新能源的一路高歌猛进，关于特高压通道提升输送风光绿电能力的讨论声再次喧嚣。国家能源局也先后提出“增量基地输电通道的配套新能源年输送电量比例不低于40%”“新建输电通道可再生能源比例原则上不低于50%”等要求。
“特高压的功能定位在升级。”国网浙江经研院新型电力系统研究中心研究指出，过去特高压工程更倾向解决东西部电力供需不平衡问题，既采用更经济高效的方式满足东部负荷中心高速增长用电所需，也让西部的资源优势转化为“真金白银”。随着大基地的持续落地，特高压在发挥保障电力安全供应作用基础上，还需转向促进清洁电能在更大范围内消纳利用，承担起更多的绿色重任，“从技术、政策、市场等多层面发力升级，统筹绿色、效益、安全等问题”。
一切变化指向电网生态已“今非昔比”。多位电力系统资深从业者表示，相较从业之初，整个电力系统都在发生翻天覆地的变化，电网的变电、输电、配电等单元都面临更深层次的转型升级压力。
在电力供应跟不上经济社会发展的时代，解决路径相对直接，供应不足就增加供应，上电源、建电网，源随荷动，从业者做好“发=用”这道平衡题并不算太复杂。然而，高比例新能源超预期涌入，大量新型负荷既是消费者又是生产者，供需时序错乱、时空错乱，彻底打破了电力系统的传统平衡逻辑，也打乱了用高投资换取强供应的经济逻辑。电力保供、稳价、低碳“三者平衡”的技术难度与日俱增，电网进入“困局”新周期，必须兼顾安全、绿色、经济、高效、灵活等多重平衡的挑战。
“新型电网”样貌初探
从中央到地方，从政府到企业，决策层和业界显然也看到这一系列问题。党的十八届三中全会以来，党中央对全面深化能源体制机制改革作出了一系列重要部署。尤其是不久前发布的《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》明确要以“小切口”解决“大问题”，提升电网对清洁能源的接纳、配置、调控能力。
早在2009年5月，国家电网就首次提出了基于特高压电网的“智能电网”全新概念，明确要向信息化、自动化和互动化转型。此后，我国电网投资一直保持快速增长势头。到2020年，基本全面建成统一的坚强智能电网，技术和装备达到国际先进水平。
但回溯智能电网建设历程，这样的转型更侧重在技术层面实现电网基础设施的高度集成，尚未考虑数与智的深度融合。2024年初，国家电网明确，通过打造数智化坚强电网推动新型电力系统建设，并首次使用了“新型电网”的概念。即，数智化坚强电网是以特高压和超高压为骨干网架，以各级电网为有力支撑，以“大云物移智链”等现代信息技术为驱动，以数字化智能化绿色化为路径，数智赋能赋效、电力算力融合、主配协调发展、结构坚强可靠，气候弹性强、安全韧性强、调节柔性强、保障能力强的新型电网。
从“智能电网”，到“打造数智化坚强电网”，电网的转型升级从未停歇。行走浙江，聚焦新能源高质量发展，聚焦新型电力系统构建，笔者看见电网的深度转型正在发生，或可从中一探“新型电网”的初级样貌。
作为一次能源匮乏的能源消费大省，依靠“电从远方来，也从身边来”，浙江以占比超三分之一的外来电、占比超二分之一的清洁能源装机，很好地满足了用电需求持续快速增长。“遥想未来，或许浙江也可以向其他区域送电。”一位业内人士笑谈，毕竟浙江拥有全国最长的海岸线，近4400万千瓦海上风电已纳规，而远景海上风电理论可开发量超2.5亿千瓦。
实际上，浙江电网是华东地区唯一一个与其他“三省一市”均相联的省级电网。同时，浙江省内抽水蓄能、需求响应等调节资源充沛，具有“区域电网互济枢纽”“能源智慧调节枢纽”的特征。当前，浙江正加快推进“一环四直”特高压网架升级，并积极探索500千伏供区互联互济模式。这意味着，浙江电网完全具备从受端电网向受端枢纽型电网转型的条件和能力。
从骨干网架往“毛细血管”探，作为分布式光伏大省、新能源汽车发展热点地区，浙江更早开启有源配电网时代，并在配网可靠性和承载能力提升、深化主配微融合、数字浙电建设等方面开展了有益的探索和技术储备。
在“高端智造”企业集聚的萧山桥南工业园区，64兆瓦储能电站、103.8兆瓦分布式光伏电站、4兆瓦柴油发电机组、4个车网互动充电桩及八类用能企业、52家用户的全量数据，都汇聚在国网杭州供电公司的全域能量管理平台上，从而构建了一个190.3兆瓦容量的碳电协同智慧微电网群，通过对群内资源的精准调控，可短时实现园区供用电自我平衡。通过不断探索，大电网与光充储微电网群协同运行模式已在杭州的城市核心、工业园区、乡村山区等不同用能场景全面推广，助力杭州供电可靠性步入世界一流行列。
在清洁能源装机占比高达98%的丽水，由于本地负荷需求小、源荷时空错配，水光抢通道更趋频繁、电网保供保送和电力潮流大进大出交替加速等难题逐步显现。按照可再生能源就地平衡经济性最好的思路，国网丽水供电公司融合气象、地理、电网等多维信息，上线应用多要素融合智慧能源互联平台，构建“电力系统一张图”，实现从始端发电厂到末端用户资源全链路的可观可测，形成了地市级新型电力系统数字化解决方案。通过“丽电1号”虚拟调频机组、“丽电2号”虚拟调峰机组，汇聚丽水全域分布式光伏、充电桩、空调、用户侧储能等资源，打破分散资源的地理位置限制与异构网络壁垒，“凭空”构建了一个灵活的“云电厂”。
“从自动化、信息化到数字化、智能化，未来电网刻入数智基因加速演进，源网荷储全局优化和广域互动更进一步，电网韧性不断加强。”在国网宁波供电公司营配部副主任徐重酉看来，“比特”与“瓦特”深度融合所带来的生产力，还在持续迸发可能性。
国网浙江电力数智化配网管理部专职俞伟这样勾勒未来电网新图景：分布式小型网络与大电网并存，储能系统遍及电网各环节，输电网犹如一座“中央蓄水池”，居于核心位置，负责统筹调度；而配电网则如同星罗棋布的“周边蓄水池”，各自管理着区域内的能源流动。配电网尽力实现内部自治，输电网随时吸收或补充配电网的盈余或缺额。
需要从头到脚深刻变革
不可否认的是，相比新能源发展的超预期之高速，庞大的电网体系转型升级，进度相对偏缓慢且保守。问题不少，但解决路径也更多，浙江的实践提供了一种样式。从中，或可梳理出电网从头到脚深刻变革的一些硬核思路。
其一，践行“电等发展”，开展全要素电源输电规划。
此前多地发生的分布式光伏接入电网困难问题、大基地新能源消纳问题等，其中一个原因是规划与发展的断层衔接问题，相比新能源超预期发展，规划的超前度不够、系统全面性不足。
针对浙江中长期煤电、气电、核电、抽蓄、新能源等全要素电源发展，以大电网安全稳定为重点，浙江全面强化电网规划研究，基于浙江未来十年电力供需平衡分析，推动规划思路从“网随源动”向“网源协同”加速转变，实现风光煤气核蓄等全要素电源输电方案一体谋划，协同推进各级电网建设，构建资源配置型坚强主网和高效互动新型配网平台。
供电员工正利用源网荷储协调控制系统，对海宁全市源、网、荷、储四侧资源状态进行实时监控｜吴亦冰 摄
“开展全要素电源输电规划研究，可以实现区域内各类电源科学布局、合理接入。”国网浙江电力发展策划部副主任孙可表示。
其二，加快打造新型调度体系，全面推进调度方式、机制和管理的优化调整。
今年初，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加强电网调峰储能和智慧化调度能力建设的指导意见》，聚焦电力系统智能化调度水平，同时完善市场、价格机制和管理体系等提出要求。国家电网也已就新型调度体系建设明确思路，提出要构建清洁化发展、一体化运行、市场化运作、数智化支撑、精益化管理的“五化调度”。
“电力调度部门的角色从过去‘常规检修型调度’，向‘能量管理型调度’转变。”某省级电网的一位资深调度运行专家认为，大量分布式光伏接入配网，用户侧储能、电动汽车等交互式主体大量涌现，电网运行方式开始“去典型化”，需要更频繁的方式分析机制和工具，适应新形势下的短周期分析要求，推动调度管理模式从“事先预控”向“在线计算”和“未来态分析”转变。
在加快“新型电网”建设过程中，电网企业需软、硬件同步升级，聚焦电网运行新特征、新难题，增强调度技术手段，加强人工智能等新技术创新应用，优化调整调度方式、机制和管理，加快建设新型调度体系，提高驾驭新型电力系统的能力。
其三，电网企业需要具备向内革命的勇气。
新型电力系统，不仅是一种先进生产力，也是一种未来新型能源电力生产关系，是能源生产端、消费端、管理端、创新端在物理系统关系的总和，以先进生产关系的持续升级，促进先进生产力的再释放。
作为新型电力系统的枢纽核心，电网要承担的不仅仅是技术升级的重任，更需要电网企业向内变革“大刀阔斧”深度参与系统变革，并联手电源方、用能方、能源制造产业上下游企业等，不断优化调整与新型电力系统相匹配的新型生产关系，打造与新型电力系统相匹配的“新型电网”，逐步向能源互联网、源网荷储一体化发展模式转向。
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