原标题：智能电网，提供强劲电力支撑（加强网络型基础设施建设②）

　　近年来，我国电力系统加快向适应大规模高比例新能源方向转变。面对能源低碳转型过程中的挑战，基础设施联网、补网、强链成为必然选择。未来，将进一步发展分布式智能电网，在关键技术、商业模式等多方面发力，促进源网荷储更加协调发展。

　　5月25日，粤港澳大湾区直流背靠背电网工程正式投产，今年预计将支撑“西电东送”电量不低于1883亿千瓦时；6月30日，华东地区最大抽水蓄能电站——浙江长龙山抽水蓄能电站全面投产，这一巨型“充电宝”承担起电网调峰、填谷等任务；7月1日，全长2080公里的白鹤滩至江苏特高压直流工程投产……

　　今年以来，我国电力基础设施建设有序推进。中央财经委员会第十一次会议指出，要加强交通、能源、水利等网络型基础设施建设，把联网、补网、强链作为建设的重点，着力提升网络效益。作为经济运行的重要动力、能源转型的关键环节，当前电力领域联网、补网、强链进展如何？接下来应从哪些方面重点发力？记者进行了采访。

　　电力供应保障基础不断夯实，基础设施联网、补网、强链成为必然选择

　　近年来，我国电力基础设施保持适度超前发展，加快推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向转变。

　　电力装机和“西电东送”规模持续扩大。当前，我国全口径发电装机容量超过24亿千瓦，风电、光伏、水电、生物质发电装机规模连续多年稳居世界第一；全国建成33条交直流特高压线路，“西电东送”规模超2.9亿千瓦。

　　农村电力保障水平明显提高。2020年实现了全国县县通大电网、大电网覆盖范围内村村通动力电。农村供电能力和供电可靠性不断提升。

　　电力科技创新能力快速提升。目前我国已建立完备的水电、核电、风电和太阳能发电等清洁能源装备制造产业链。上半年，我国光伏产品出口总额约259亿美元，同比增长113.1%。

　　尽管电力供应保障基础不断夯实，部分时段、部分区域依然出现了供应偏紧的情况。“十四五”时期，我国用电负荷和用电量预计还将继续增长，需要进一步强化电力供应保障能力；与此同时，在能源低碳转型过程中，面临着新型电力系统尚处于发展初期、对大规模高比例新能源接网和消纳的适应性不足等挑战。要补齐这些短板，电力基础设施联网、补网、强链成为必然选择。

　　国家能源局相关司局负责人介绍，对于电力基础设施建设而言，联网主要包括发展特高压输电通道等；补网主要包括优化完善主干电网布局，加强城市配电网改造升级和坚强局部电网建设，发展分布式智能电网，完善农村和边远地区电力基础设施；强链主要包括加强电力基础设施的安全和智能化水平等，让电力系统变得更加灵活智能，推动源网荷储协调互动。“加快电力基础设施联网、补网、强链，是保障国家能源安全，如期实现碳达峰、碳中和目标的必然要求。”

　　把联网、补网、强链作为建设的重点，也有助于发挥投资拉动作用。6月，国家电网宣布今年电网投资5000亿元以上，达到历史最高水平，预计带动社会投资超过1万亿元。

　　提升电网智能化水平，保障电力可靠、稳定、低成本供应

　　在广东省云浮市新兴县太平镇，一座“白房子”矗立其间。这里是南方电网10千伏分布式电网的“智能大脑”——储能开关站，它能够使分布式电网在停运、并网运行、离网运行方式之间灵活转换，同时又像一个大“充电宝”，可以存储2兆瓦电能。据介绍，去年当地建成这种“源（水电）网荷储”中压分布式电网，能够实现小水电全额消纳，减少约43%的弃水电量。

　　中央财经委员会第十一次会议提出，发展分布式智能电网。如何理解分布式智能电网？它有什么作用？

　　国家能源局相关司局负责人介绍，分布式智能电网以电网为基础平台，通过提升电网智能化水平，主动适应大规模分布式新能源发展。

　　一方面在电源侧，能够支持分布式电源接入电网，就近满足用电需求，为用户持续提供可靠电力供应。

　　电力规划设计总院院长杜忠明介绍，我国新能源的开发与利用呈现集中式与分布式并举的态势。“大型清洁能源基地+大电网”方式，主要解决的是“电从远方来”，但长距离输送面临着投资成本、土地、环境等因素约束。要促进新能源大规模高比例发展，还需要依靠分布式电源，充分发挥其靠近负荷、就近消纳的优势，实现“电从身边取”。

　　另一方面在负荷侧，能够支撑电动汽车充电桩、新型储能、虚拟电厂等多种类负荷主体接入，满足多元化“即插即用”接入需求。

　　“新能源出力具有间歇性、波动性、随机性等特点，随着新能源占比不断提高，维持电力系统平衡的难度不断加大，传统电网灵活性调节资源缺乏的问题凸显。”杜忠明说，通过分布式智能电网精细调节用户用电，相当于再造一个“电厂”，这将成为保障新型电力系统电力可靠、稳定和低成本供应的关键手段。

　　“目前为电价尖峰期，建议在12时电价低谷期前来充电。”上午10时，国科大杭州高等研究院的教师张先生原计划给电动汽车充电，采纳充电应用提供的建议后，大约节省了70%的电费。去年，国网杭州供电公司在校区里投运“光储充一体化”智能协同项目，包含分布式光伏、储能电站、3台快充桩、20台慢充桩和一套光储充智能控制系统。

　　国家能源局提供的数据显示，近年来，我国配电网结构进一步优化、智能化水平大幅提高，分布式电源接纳能力稳步提升，充分保障了超过1亿千瓦的各类分布式电源灵活接入。

　　发展分布式智能电网，还需在关键技术、商业模式等方面发力

　　受访专家认为，发展分布式智能电网，要在完善关键技术的“硬件”、商业模式的“软件”等多方面共同发力。

　　在关键技术层面，杜忠明认为，亟须研究适应海量分布式电源和多元负荷接入的协调控制技术、智能化的电网调度运行技术，以及分布式智能电网数字化、智能化提升的关键技术。

　　截至今年6月底，全国纯电动汽车保有量达810.4万辆，分布式光伏发电装机1.27亿千瓦，相当于5个多三峡电站的装机规模。“电动汽车充电负荷具有较大随机性，白天的光伏发电量能够满足大部分电力需求，晚间光伏发电无出力，叠加电动汽车充电负荷激增，晚高峰的电力平衡和系统安全稳定运行将面临极大考验。”杜忠明建议，构建配电、用电一体化的技术支撑体系，打通配电网连接用户的“最后一公里”。

　　商业模式层面，需要完善“隔墙售电”（即分布式发电市场化交易）的价格机制和市场规则。“‘隔墙售电’有助于推动可再生能源就近消纳，但目前‘过网费’收取标准还不明确。如何平衡交易各方和电网企业的诉求，完善支持分布式清洁能源发电自发自用和就近利用的电价机制，需要进一步探索。”杜忠明说。

　　国家能源局相关司局负责人告诉记者，下一步，国家能源局将以构建新型电力系统为指引，推动传统电网的形态、技术、功能升级，显著提升分布式智能电网的电力供应保障和灵活互动能力，实现源网荷储更加协调发展。

　　一是发挥规划引领作用，加强分布式智能电网规划制定和顶层设计。二是在需求响应资源条件较好、新能源发电资源富集地区，以分布式智能电网为支撑，因地制宜通过需求响应促进分布式新能源电力消纳。三是加快分布式智能电网技术研究，汇聚科研院所、高校和企业等各方力量实现核心技术攻关。（本报记者 丁怡婷）