电力“配送员”，正迎来一场深刻变革

在电力系统中默默担当电力“配送员”角色的配电网，正迎来一场深刻的变革。

配电网，这个曾经在电力系统中默默担当电力“配送员”的角色，正迎来一场深刻的变革。过去，它主要负责将主干网的电能输送至终端用户，是电力供应的“最后一公里”；如今，伴随新型电力系统建设的推进，配电网已逐步从单向输电的末端网络，升级为源、网、荷、储多元融合、灵活互动，并与主干电网高效协同的智慧能源枢纽。

在国家发改委、国家能源局提出“到2025年，配电网要具备5亿千瓦分布式新能源及1200万台充电桩接入能力”的目标指引下，储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等多元主体蓬勃发展。如何充分发挥这些新兴主体的调节能力与市场价值，已成为行业关注的焦点。

供需变革推动配电网角色转变

配电网角色的升级，根源在于电力供需两侧正经历深刻的结构性变化。

国家发改委能源研究所新能源与可再生能源研究中心副主任郑雅楠指出，在消费侧，伴随产业结构转型，第三产业和居民用电占比已从2010年的约23%快速提升至目前的超过1/3。这类负荷与气温关联密切，呈现出尖峰化、强不确定性的特征，参考国际经验，预计未来其占比将超2/3，带来负荷不确定性进一步加剧。在供应侧，新能源装机快速发展，截至今年9月底，新能源装机占比已超过45%，风、光发电固有较强的间歇性和波动性，使得其大规模并网表现出比消费侧更为显著的不确定性。正是供需两侧的重要变化，使得电力系统的主要矛盾正在发生改变——从过去解决“能否供上电”的保供问题，转变为应对“日益增长的供需不确定性与系统统筹能力不协调不匹配”的新挑战。

随着大规模分布式新能源、电动汽车充电设施、新型储能、虚拟电厂等新主体、新业态接入，要求配电网具备更强的承载力。数据显示，截至去年底，分布式光伏与集中式光伏比重约为4：6，预计到“十五五”时期，分布式光伏规模有望超过集中式光伏。配电网不仅要管理“光伏+”、渔光互补、农光互补等多元形态的分布式能源，还要整合虚拟电厂、储能单元、电动汽车V2G等调节资源，成为能量双向流动的枢纽。

在郑雅楠看来，配电网的功能定位正在发生根本转变。它不再是单纯的电力分配通道，未来将承担三大关键角色：作为新能源消纳与调节资源聚合的“能量枢纽”、AI与数字化技术广泛应用的“创新载体”，以及电力市场机制探索的“前沿试验田”。

多元主体已展现价值

储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体的加入，推动配电网从传统的“无源”单向辐射网络，逐步转向“有源”双向交互系统，其价值已在多地实践中得到验证。

中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬用“遍地开花”形容当前分布式储能的发展态势。尽管在总装机规模中占比仍不高，但分布式储能的项目数量已远超网侧大型储能。2024年新增储能项目中，分布式储能占比近70%，呈现出“规模小、数量多、覆盖广”的典型特征。

岳芬指出，分布式储能的应用场景已从“十三五”时期以工业园区工商业峰谷套利为主，快速扩展至目前的源网荷储一体化、充电站、数据中心等多个领域。其中，数据中心与零碳园区成为两大热门场景，前者保障算力基础设施的供电稳定，后者则有力支撑新能源就地消纳。尤其在高端耗能行业中，分布式储能项目不仅提升了可再生能源利用率，还通过峰谷电价套利降低用电成本，同时保障生产连续稳定，实现了“降碳、降本、保供”三重效益。

在虚拟电厂方面，山西等市场化先行试点地区已初步展现出其在“促消纳”与“保供应”方面的关键作用。山西风行测控股份有限公司发电事业部经理罗冰涛介绍，在促进新能源消纳方面，针对光伏装机扩大导致的午间“弃光”问题，虚拟电厂可通过调动聚合资源，引导用户在光伏发电高峰时段增加负荷或安排储能充电，从而提升新能源利用效率。在缓解供需紧张方面，随着新能源大规模接入改变发电结构，午间火电处于最低负荷运行，而晚高峰容易出现供电缺口。此时虚拟电厂能够快速响应，通过调节可控负荷（如充电桩功率）或释放储能电力，为电网提供灵活支撑，确保供电安全。

自然资源保护协会项目高级主管黄辉指出，引导多元新型主体积极参与新型电力系统建设，是在新能源快速发展背景下，解决电力供需错配、推动绿色转型、保障可靠供应的必然选择。

机制政策有待进一步细化

多元主体的参与为市场注入了多元活力，同时也带来多重挑战。

罗冰涛指出，用户分布分散导致资源“聚而不合”的问题突出，亟须借助先进算法实现资源的快速调用与精准匹配。目前，虚拟电厂的收益中有70%至80%来源于政策性支持，市场化收益仅占20%到30%，利润空间有限，难以有效激励用户主动参与调节。此外，用户对参与电力市场调节的认知普遍不足、主动性不强，亟须加强市场培育，帮助用户认识到参与调节不仅有助于电网稳定，也能有效降低自身用电成本。

“在全国多数地区，单纯依靠绿电直连实现电价大幅下降的空间有限。绿电交易更多服务于外贸出口型企业应对欧美碳关税等贸易壁垒，满足其对可物理溯源的绿电需求。”深圳华工能源技术有限公司副总经理刘泽健进一步指出，根据《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，输配电价机制已从“用多少电交多少费”转变为“按接网容量缴费”。这一政策变化意味着，若用户的月均负载率低于全省工商业平均水平，其用电成本将高于传统模式，从而倒逼工业企业挖掘负荷调节潜力，实施更为精细化的用能管理。

要盘活各类资源，实现系统协同，刘泽健认为，关键在于通过底层精准建模，深入分析各行业生产工艺与用能设备的响应特性，提取控制时延、响应时间、调节误差等关键指标，并构建数字化平台与规范化管理体系。唯有如此，才能将庞大的可调负荷从“成本中心”转变为“可创收资产”。

业内人士强调，配电网的升级是一场系统工程，既需要AI、大数据、储能等技术的硬支撑，实现运营的精细化与智能化，更需要政策和市场机制的软引导，通过完善现货市场、辅助服务市场等规则，为虚拟电厂、分布式储能等新主体创造可预期的盈利空间，激发市场主体内生动力。

原标题：配电网加速提质升级

文 | 本报记者 卢奇秀

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出品 | 中国能源报（cnenergy）

编辑丨闫志强