决战新型电力系统，电网行业如何应对

一、电网智能化:政策端看，电网的智能化改造是我国能源体系发展的重点任务之一

2009年，中国正式启动智能电网计划，自此我国智能电网建设拉开了序幕。根据规划，2009-2010年时我国智能电网的规划试点阶段，2011-2015年是我国智能电网的全面建设阶段。2016-2020年，是我国智能电网的引领提升阶段。

2019年，国家电网提出“三型两网”战略目标，进一步确定信息化和智能化的国家电网投资结构，重点建设智能电网。

“十四五”规划指出，构建现代能源体系成为我国下一阶段能源发展的首要任务，其中明确提出加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设、提高电力系统互补互济和智能调节能力、加强源-网-荷-储衔接、提升清洁能源消纳和存储能力等智能电网相关推进政策。

国家电网公司党组书记，董事长辛保安于2023年3月再次强调，持续完善特高压和各级电网架构，加快推动电网数字化转型。

“十四五”投资规划中，南网重点投资配电网智能化建设，规划进一步加快电网数字化转型步伐，加强智能输电、配电、用电建设，推动多能互补的智慧能源建设。国网投资聚焦特高压和配电网智能化。国网智能化投资占比由09-10年的6.2%提升至16-20年的12.5%。预计23-25年智能电网投资仍将维持较高增速，预计2025年达到1363亿元。

二、电网一体化:电网从“源随荷变”转向“荷源协调”， 基本演变方向是“源网荷储一体化”的区域微网

现有的调度机制难以满足新型电力系统建设的需要。我国现有电力系统的主要调度方式为“源随荷动”，电力系统架构为大型火电-电网:用电侧的单向流动方式。电力用户之间协调有限，是单向接受电力供应以及电价情况的信息孤岛，单一电力用户的用电行为和要求往往具备倾向性，在部分情况下例如不可中断的工业生产、居民基本生活用电等具备一定刚性，难以有效响应电价变化，随着电力市场的改革，其用电成本有所提高;同时发电侧和电网侧需要频繁调动火电、储能等灵活性能源，弥补电力供需之间的错配，发电和电网侧也面临较高的成本。

源荷互动的基础是以信息流驱动，短期内以区域微网为核心。随着用电侧分布式能源和可调负荷的增加，短期内的重点是资源整合区域内分布式能源、用户侧新型储能、可变负荷构架智能化微电网。即依托数字化平台，根据区域内实时发、用电信息驱动储能、可调负荷做出及时响应，实现新能源就地消纳和减少供需的缺口。在用电侧的电源、负荷等聚合为微网形式的背景下，其针对电价变化和电网侧电力供应的响应能力增强，可以更加有效地实现源荷互动，降低用电成本和减少对电网的冲击。

三、电网数字化:远期来看，将以数字化平台为基础，实现各类电力用户更高层级的聚合

随着用户侧储能、分布式能源、智能电表等数字化的硬件基础逐步构建完善，用电侧的能源管理将以软件层面的平台化和用电主体的进一步聚合为导向，即由单体电力用户的数字化，向园区层面的数字化过渡--能源管理数字化与工业数字化合流;进一步实现远期的虚拟电厂模式--将各类负荷实现区域内乃至跨区域的整合，配用电逐步走向融合。

电力用户聚合层级逐步提升，形成区域聚合的虚拟电厂数字化的核心发展趋势在于数据采集能力和处理能力显著提升，实现各类电力用户发、用电信息接近实时的匹配和平衡，进而支撑海量的电力资源接入、采集和调度，实现资源合理分配。

虚拟电厂兼具灵活性与经济性。虚拟电厂的生产生活负荷、分布式能源等更为多样化，各种形态的储能容量配置更加充足，可充分打通各电力用户之间的电力和信息壁垒，是电网调峰调频，满足尖峰负荷的重要途径，据预测，至2025年中国虚拟电厂最大负荷将达16.3亿千瓦，到2030年最大负荷达18.9亿千月。虚拟电厂能够提升能源利用效率，降低投资成本，通过虚拟电削峰填谷，总投资额是火电厂的1/8-1/7，具有较高性价比。且虚拟电厂在终端用户，分布式电源、电网和能源服务商各个环节都能产生收益。在虚拟电厂的聚合下，企业、居民等用户均可参与电力市场交易，包括中长期市场和实时平衡市场。