“十四五”电网发展规划中的关键问题思考

1、十三五回顾

发展总体情况

1、电力需求超过规划预期，东中部出现供电紧张2018年，全国全社会用电量6.84万亿千瓦时，2016-2018年均增长6.8%，超过 3.6%-4.8%的规划预期。华东、东北地区2018年全社会用电量已超过2020年规划预期。

“十三五”以来，东中部地区用电逐步趋紧。2018年，受高温、极寒天气影响，多省区采取了有序用电措施。2019年全国范围未出现持续高温天气，基本未采取大范围有序用电措施。

电力负荷尖峰化特征愈加显著。各区域电网的日负荷特性均呈现“两峰两谷”特点，尖峰负荷持续时间较短，97%最大负荷持续时间普遍低于50小时（2天），95%最大负荷持续时间普遍低于150小时（不足1周）。

2、新能源装机爆发式增长，利用效率逐步提升“十三五”前三年全国新能源装机年均增速达到27.5%。截至2018年底，全国新能源发电装机达到3.59亿千瓦（其中风电1.84亿千瓦、光伏1.74亿千瓦），新能源装机占比达到总装机的18.9%。12个省区新能源装机已超过国家“十三五”规划目标。

新能源发电利用小时数同比上升。2014-2016年受政策利好、装机爆发增长，利用小时数有所下降；近年来随新能源消纳措施逐步完善，利用小时数呈回升趋势。2018年，全国风电利用小时数2095小时、同比增加175小时；太阳能发电利用小时数1148小时、同比增加35小时。

新能源利用效率逐步提高。2018年，全国新能源弃电量332亿千瓦时，利用率94.2%，连续两年实现“双降”，但部分省区仍面临较大新能源消纳压力。

3、建成一批西电东送工程，能源资源配置能力进一步提高“十三五”规划建成跨区直流8项，目前已建成7项，新增换流容量13200万千瓦、线路长度12638公里，输电容量6600万千瓦，新增跨区输电通道累计输送电量约1900亿千瓦时。预计到2020年，全国“西电东送”通道能力达到2.72亿千瓦，基本实现国家规划目标。

2018年，跨区直流“西电东送”电量6814亿千瓦时，其中清洁能源电量2446亿千瓦时。电网汇集和输送清洁能源功能得到充分发挥，能源资源配置能力进一步提高。

4、配电网装备水平进一步改善，全面推广标准化建设“十三五”期间配电网发展重点贯彻“三通一标”要求，优化设备序列，简化设备型式，推广典型设计与标准物料，全面提高配电网检修施工质量，加大老旧及高损耗设备改造力度，配电网标准化水平进一步提升。

5、配电自动化有序推进，可靠性水平大幅提高截至2018年底，配电自动化总体覆盖率61.8%，覆盖27个省级电网，13.26万条10千伏线路，配置了18万台三遥终端、47万台二遥终端。其中城网、农网分别为63.1%、32.8%。

6、分布式能源占比进一步提高，源网荷一体化发展特征显著截至2018年底，各类分布式电源并网项目共60多万个、装机规模容量共60GW（国家电网经营区数据），比“十二五”末期增长177%。其中分布式光伏增长最为迅猛，比“十二五”末期增长324%。

7、充电服务网络逐步完善，充换电设施体系初步形成初步建成点、线结合，覆盖全国26个省市的充电服务网络，基本实现“省内国家级高速公路服务区”充电设施全覆盖，实现所有地市城区均有快充站。电动汽车充换电基础设施体系初步形成。

8、积极服务国家各项重点战略，做好供电保障完成166个第一批边防部队电网建设任务。清洁取暖电供暖用户累计达439.3万户，供暖面积7.2亿平方米，北方15省取暖用电需求全面保障。积极开展雄安新区电力专项规划编制工作，主要成果纳入国务院批复的雄安新区总体规划。

9、主动承担社会责任，配电网发展重点向农村地区倾斜深入推进新一轮农网改造升级工程，开展“两年攻坚战”、“三区两州”深度贫困地区电网建设等多项工程、农村地区供电保障水平持续提升。截止至2018年，农网10千伏线路平均供电半径缩短至10.2公里，户均配变容量由2015年的1.72千伏安提高至2.24千伏安，增幅30%。

发展中面临的形势

1、电力供需面临新形势，保供压力与设备低效问题并存一方面，随着经济结构优化，城镇化、工业化进程加快，各省电力需求普遍超预期增长。未来一段时间，全国电力需求还将维持较快增长，电力供需矛盾还将持续存在。2025年，华北、华东、华中地区电力缺口分别达到2100、2700、2050万千瓦。

另一方面，用电负荷尖峰化特点还将进一步突出。预计“十四五”期间，全国电力负荷峰谷差率将逐年提升，“电力缺口大，电量缺口小”特点突出。若按最大负荷安排网架将造成产能过剩、投资浪费等。

2、直流输电和新能源机组快速增加，电网运行控制特性日益复杂一方面，“十四五”期间华东、华中电网都将成为典型的多直流馈入电网，受端地区电网受入直流落点密集，交直流耦合日趋紧密；另一方面，新能源装机占比提升，其调峰调频调压特性与常规机组存在差距。电网发展需针对性加强交流系统承载能力，提高系统调节控制能力。

3、新能源规模持续增长，电网资源配置能力需持续提升“十四五”期间新能源装机规模还将持续增加，预计新增风电装机1.13亿千瓦，太阳能装机9226万千瓦。为满足新能源的高效利用，需进一步从网架结构上加强配套工程建设，提升现有工程利用效率。

4、高质量发展理念深入践行，电网投资效益需进一步提升目前电力企业逐渐面临产能过剩、资产效率偏低的问题，国家降电价政策与市场改革进程也对电力企业经营模式提出了更高要求。发展中需要进一步践行高质量发展理念，关注电网投入产出效益，提升投资效率效益。

5、配电侧能源供给多元化，配电网承载能力需进一步提升配电侧能源供给呈现多元发展。以分布式光伏、微型燃气轮机为代表的分布式发电技术，以蓄电池、超级电容为代表的储能技术，以冷热电联产、余热发电为代表的综合能源技术与配电网高度融合，要求实现多种能源综合效率的提升，提高配电网承载能力。

6、配电侧用电负荷复杂化互动化，需要提升配电网的灵活性配电侧用电负荷呈现互动式发展，包括以电动汽车充电桩、换电站为代表的互动式负荷；以智能楼宇、智能家居为代表的柔性负荷，需要电网实现可观、可测、可控，满足多元化负荷灵活接入、实时监测和柔性控制。

7、配电网络的电子化、信息化，需要电网与物联网的深度融合柔性配电、软开关、固态变压器、有源滤波器等新型装置接入配电一次系统，高级量测、高级信息通信、高性能计算、大数据分析广泛应用于二次系统。需要推动“大云物移智链”等现代信息通信技术与电网深度融合，对电网发展提出了更高要求。

8、能源交易的市场化水平提升，需要提升配电网的优质服务水平以电力市场为核心的能源市场逐步放开，供给侧与消费侧市场主体广泛参与、充分竞争，分时电价、峰谷电价、多方互动、综合能源交易等市场机制不断丰富，对配电网的服务水平提出了更高要求。

2、“十四五”电网发展关键问题思考

总体思路

电网发展要服务能源转型战略实施。未来，清洁低碳是能源转型的首要特征。到2050年我国能源行业将达到“两个50%”目标：电能在终端能源消费中的比重超过50%；非化石能源占一次能源的比重超过50%。这一目标意味着一半以上的能源生产和消费都将依靠电力系统来完成，未来电网发展需要不断提升能源资源配置能力，具备强大的灵活调节能力，打造各电压等级协调发展的坚强智能电网。

电网发展要服务电力市场化改革。国家调整输配电价定价办法，电网发展以市场为主导。跨区专项输电工程的送受端落点、消纳方案等将更多由上网电价、调峰性能等市场因素决定；电网企业新增基建投资规模将更多结合对输配电价的承受能力，通过企业盈利能力测算确定；增量配电网、分布式电源发展规模也将更多与政府的价格核定政策、补贴机制等密切相关。

主网架

1、多措并举保障东中部电力供应“十四五”将优先考虑在负荷中心就地就近布局电源保障供应。在东中部布局一批清洁高效煤电，重点利用压减散煤的减量集中用于发电。有序稳妥开发东中部分布式和海上风电，满足负荷需求。

考虑负荷尖峰化特性，从电源和负荷侧发力，提高调节能力，精准削峰填谷。在电源侧，加快抽蓄电站建设，实施火电灵活性改造，布局建设一批燃气电站。在负荷侧，推广应用精准切负荷控制，推动电动汽车参与调峰，提高需求侧响应能力。

在上述措施的基础上，对仍存在较大电力缺口的省份区域，结合送受端政府意愿，有序安排新增跨区输电通道。

2、提升主网架安全稳定水平“十四五”期间，加快推进华中省间联网加强，提高华中多直流馈入后的系统安全稳定水平；针对华北-华中弱联系，实施联网加强，提高馈入华北、华中直流的利用效率。

针对大规模新能源接入和多直流馈入，一是通过电网合理分区降低交直流连锁故障风险；二是在受端地区按需配置调相机等动态无功补偿装置，提高交流电网对直流的承载能力；三是逐步实施新能源机组技术改造、推广应用虚拟同步、柔性输电等新技术，提升新能源场站与电网协调性能。

3、服务新能源持续快速发展，按需实施配套主网架工程持续优化送受端电网结构，满足新能源高比例接入后系统安全运行。受端针对新能源富集地区，合理构建电力送出通道，按需加强关键断面。送端重点围绕特高压直流和清洁电力外送，实施配套接入和近区网架优化工程，保证清洁能源安全高效送出。

解决措施

1、落实分区、分层、分年度用电需求预测通过分析供电网格（单元）内近远期土地利用特征，结合区域产业发展定位和走势，深入分析负荷特性，准确预测供电网格（单元）负荷近远期增量和布局，研究制定精准科学的规划方案。

2、提升配电网智能化水平推动坚强智能电网与泛在电力物联网融合发展，以智能化配电设备建设为重点，规模化部署配电物联网智能终端、边缘物联代理等感知设备，将智能电表打造为家庭能源路由器，全方位服务“两网融合”。

加快部署智能终端：采用先进的信息传感技术、通信接入技术和物联管理技术，在电网运行、企业运营、客户服务、新兴业务等方面，按需部署运行控制、设备监测、计量表计等6大类终端，重点提高配网终端覆盖范围和用电终端感知深度。

提高配电自动化实用水平：规范有序推进配电自动化建设，挖掘海量采集数据价值，实现能力开放，满足多元化负荷发展需求，支撑以智慧能源综合服务为代表的新兴业务协同发展，实现配电网可观可控。

促进一、二次系统协调发展：实现物理网架与泛在物联网的同步规划、同步建设、同步实施。配电网规划设计与建设改造同步考虑配电自动化、智能终端建设需求，智能配电通信系统与配电网同步规划、同步设计。

3、构建开放融合、多边互动的资源配置平台深入挖掘大数据、云计算等新型技术应用；促进分布式电源、微电网、储能及电动汽车充放电设施的发展以及在配用电侧的即插即用、灵活接入和退出，促进局域的电力、燃气、热力、储能等资源互联互通，实现多种能源综合效率的优化和提升。

全业务统一数据中心：以全面支撑数据中台建设需求为导向，开展全业务统一数据中心相关组件优化工作，并将确定利旧组件并入数据中台，逐步实现全业务统一数据中心的应用和数据全部迁移至数据中台。

推动云平台建设：有效应用业界先进产品与组件，迅速提升基础支撑能力。完善三地数据中心之间（含内外网）高速网络，建立统一云管平台、云安全防护体系和运维运营体系。

4、开展配电侧试点示范工程建设

“光-储-充”融合的直流配电示范工程按照“因地制宜、循序渐进、安全可靠、技术先进”的建设思路，优先选取分布式光伏与直流负荷较为密集的建筑楼宇、数据中心、电动汽车充换电站等地区建设低压直流配电网。

试点智慧LED路灯直流供电系统，优化配置储能系统，采用直流供电方式有效减少换流/整流环节，实现分布式光伏、直流负荷与储能系统的即插即用与无缝融合，显著提升供电效率与电能质量。“源-网-荷-储”协同的虚拟电厂示范工程“虚拟电厂”主动规划各要素的数量及接入点，聚合多样化的分布式资源，基于能源管理调控平台集成分散在用户侧的集中式储能/分布式储能/用户侧UPS等资源，实现“源网-荷-储”自主协同运行。

虚拟电厂可实现可再生能源、储能系统、电动汽车等元素的有机聚合和协调优化，使其作为一个特殊电厂参与电网运行管理。实现海量微小设备灵活接入、即插即用、协同管理，解决分布式接入成本高和无序并网的问题。 基于边缘代理的分布式模块化综合能源站示范工程建设基于边缘代理的分布式模块化综合能源站，就近消纳本地可再生能源，经济、高效、可靠、柔性地满足用户冷、热、电负荷需求，实现供能区块安全用能、友好互动。

基于边缘代理，实现“一次采集、多次使用”的跨专业数据共享，并引入相关安全防护策略下沉安全边界，全面提升综合能源站的集成化、模块化水平，实现经济、高效供能。绿色交通新技术应用示范工程体系化探索直流充电桩、公交系统电动充电弓、静态无线充电桩、动态充电公路等技术。应用电动汽车V2G技术，探索电动汽车有序充电策略，积极推进全局优化的电动汽车智能充放电模式，示范“清洁能源-智能电网-充电桩-电动汽车”大范围多向互动。

“十四五”是电网发展升级的关键时期，电网发展重点要在安全、清洁、灵活、高效上下更大功夫。展望未来，随着能源电力行业高质量发展，智能配电工程必将快速推广，智能配电技术必将广泛应用，智能配电领域必将大有可为。期待“十四五”期间，智能配电为构建清洁低碳、绿色高效的能源体系作出新的更大贡献！