据能源圈了解到，配电网是联系能源生产和消费的关键枢纽，也是电网中关键的“最后一公里”。目前，配电网仍是我国电网中相对薄弱的环节，整体自动化率、供电可靠率、农网与城网的结构性差距亟待改善。同时，在分布式电源以及新能源车等新型终端接入配电网、用户与电网双向互动加深的背景下，配电网的发展任重而道远。综合来看，笔者认为，配电网将成为构建新型电力系统的关键环节之一。

配电网是构建新型电力系统的关键环节

当前，我国配电网相对于主干网仍较薄弱。长久以来，我国电力系统存在“重‘发’、轻‘供’、不管‘用’”的发展惯性，导致配电网建设相对滞后。根据中电联统计，2011年以前，配电网投资仅占全国电网投资金额40%以下。“十三五”期间，随着全国新一轮农网改造升级工程的大力推进，配电网投资占比提升至近60%。“十四五”期间，配电网投资仍然有所滞后，2020~2023年全国主网投资复合增速达到4%，而配电网投资复合增速仅有1.3%。与美国、欧洲等国家或地区相比，我国主干输电网线路长度显著高于其他地区，但配电网发展却相对滞后。

配电网高质量发展可期，未来相关领域投资空间广阔。2024年2月，国家发改委、国家能源局印发《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》，提出到2025年配电网具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩的接入能力，到2030年基本完成配电网柔性化、智能化、数字化转型。2024年10月，国家能源局印发《配电网高质量发展行动实施方案（2024~2027年）》，进一步要求各省市编制《配电网发展实施方案》。在国家政策指导下，笔者认为，展望“十四五”末期以及“十五五”看，电网投资或将逐步向配网环节倾斜，着力提高配电网承载能力和智能化水平。

新型电力系统下配电网亟待重点发展

当前，分布式光伏已成体量，在系统中渗透率不断提升，但部分地区分布式光伏并网消纳已出现瓶颈。国家能源局数据显示，2024年上半年，分布式光伏渗透率达到51.6%，截至2024年6月底，分布式光伏累计并网容量达到309.51吉瓦。与此同时，多地分布式光伏并网消纳受限，例如2023年10月广东省能源局发布《关于发布接网消纳困难的县（市、区）名单及低压配网接网预警等级的公告》显示，广东到2023年11月已有11个县没有接网容量，13个县接网容量小于50兆瓦；2023年12月，山东省能源局发布公告显示，山东2024年136个县中，低压配网接网预警等级为“受限”和“一般”的县分别有53个和43个，仅40个县等级为“良好”。分布式光伏大量并网给配电网带来的具体影响包括：

一是配电线路、变压器局部地区过载。在网架结构更为薄弱、设备水平相对落后的农村电网，部分户用光伏规模化开发已出现高峰时段光伏出力超过接入线路或配电变压器额定能力的情况，引起配电线路、变压器反向重过载问题，甚至会烧毁设备，严重影响电网安全稳定运行及企业生产、居民生活用电安全。

二是电网调峰难度加大。低压台区的分布式光伏在监控、预测方面仍存在“盲区”，给电网平衡带来一定压力。以美国加州为例，由于光伏电量不断增长，导致白天电力净需求减少，日落时急剧增加，短时间内供需难以平衡，“鸭型曲线”已逐渐变为“峡谷型曲线”。山东枣庄市能源局印发《关于组织签订分布式光伏发用电合同补充协议的通知》，要求分布式光伏发电主体参与电网调峰，河北也在2023年春节期间首次将分布式光伏纳入调峰范围。

三是台区电能质量下降。分布式光伏大量并入配电网末端，光伏逆变器等电力电子设备对电网动态无功主动支撑能力弱，容易造成局部电压越限、电压波动加大、短路电流增大、供电可靠性降低等多种挑战。光伏装机渗透率高的台区普遍存在首末端高电压问题，部分台区出现“白天电压高、夜间电压低”等电压双向越限现象，严重影响电网供电可靠性和电能质量水平。

充电基础设施带来配电网改造需求

利好政策密集出台，充电桩建设及配套配电网改造升级有待提速。近年来，国家密集出台充电桩利好政策。2023年5月，国家发改委和国家能源局出台《关于加快推进充电基础设施建设更好支持新能源汽车下乡和乡村振兴的实施意见》，提出加快实现适宜使用新能源汽车的地区充电站“县县全覆盖”、充电桩“乡乡全覆盖”，开展配套电网建设改造，增强农村电网的支撑保障能力，到2030年前对实行两部制电价的集中式充换电设施用电免收需量（容量）电费，放宽电网企业相关配电网建设投资效率约束，全额纳入输配电价回收。电动汽车无序充电将对配电网的可靠性、电能质量以及电网经济性带来较大影响。新能源汽车的充电行为具有随机性与无序性，导致原有电力系统出现“峰上加峰”现象，不利于电网的安全可靠运行，还会带来电压偏移、电压谐波等一系列电能质量问题。

高压直流快充有望加速渗透，千亿元配网改造投资空间亟待开启。笔者认为，在新车周期以及400伏平价催化下，800伏高压快充车型凭借在补能效率、动力输出、智能化体验上的优势有望迎来加速渗透。相较于传统快充，高压快充车型充电功率可达到 600千瓦以上，将加剧配电网负荷波动、影响电能质量等问题，带来配网侧扩容压力。根据笔者初步测算，未来三年每年满足新增充电需求对应的配电网投资或将高达800～1000亿元，约占当前电网实际年度投资的20%。

电气化水平提升带动居民用电负荷快速增长

近年来，居民用电快速增长，电气化与数字化要求配电网发展成为满足人民美好生活需要的智慧能源平台。2024年10月，据国家能源局发布的全社会用电量等数据显示，2024年1~9月，全国城乡居民生活用电量11721亿千瓦时，同比增长12.6%。随着国家推进新农村建设与城镇化步伐加快，人民生活水平与电气化水平不断提高，配电网的建强成为服务民生、缓解社会发展不平衡不充分问题的有效抓手。与此同时，随着大数据、云计算、物联网、5G、人工智能等数字技术的快速发展与应用，电力系统也为经济社会高质量发展和人民生活的智能化水平提升带来无限动力与便利。作为系统的“神经末梢”，配电网的数字化改造必然为满足多元主体的接入、更加灵活的用能需求、更加市场化的交易机制及不断更新迭代的商业模式提供最佳的物理和数字平台。

配电网发展城乡差距犹在，农网供电服务短板有待补齐。当前，配电网城乡差距、区域差距依然显著，电能质量、供电服务参差不齐。根据国家能源局《2021年全国电力可靠性年度报告》，全国城市、农村地区用户平均停电时间相差 9.17 小时/户，城市、农村地区用户平均停电频率相差 2.21 次/户；东北、西北地区省份城网供电可靠率低于江浙沪等东部发达地区农网水平，西藏、四川等省（区）仍存在一定县域电网联系薄弱问题。加快提升供电服务均等化水平，提高农村地区政策性项目投资效率效益是目前亟待解决的一项重要问题。

配网改造，难点几何？

资金方面，面对海量配电网改造升级需求，电网企业面临一定投资压力。配电网具有“点多、面广、线长”的特点，这决定了其投资分散且效益难以显现的本质。输配电价改革后，电网企业的盈利空间被锁定，一定程度上限制了电网的投资能力。此外，当前配网投资欠缺的农网及偏远地区投资回报率不佳，仍然需要中央预算与地方预算资金支持。

改造空间方面，城市中心区、老旧小区的配电设备改造空间不足现象普遍存在。由于原有城市配电网规划与市政基础设施的整体布局建设不匹配等原因，在城市中心的密集区，新增设备布点、配电线路廊道十分困难。同时，电网建设从选址开工，到线路送出、电缆敷设，涉及多个主管部门和单位，审批环节较多、流程较长，因此在施工进度和规划执行中，需要全面考虑以上因素可能带来的影响。

管理机制方面，部分电力设备运维权责不清、改造成本分摊不清以及宣传引导不到位等也是存量配网改造的堵点之一。长久以来，在我国配电网的末端，如商业综合体、楼宇小区、交通场站等场景存在众多转供电主体，其所辖的配电网游离于电力行业的管理之外，导致在实际配网改造中存在权责划分不清的问题。另外，在宣传引导方面，部分居民存在对变电站辐射等方面的顾虑，也可能阻碍配电网改造升级工程的顺利施工。

配网改造，路在何方？

笔者认为，提高配电网承载能力需要重点解决三方面问题：一是解决变压器容量不足问题，最直接的方式之一是进行配网变压器扩容，此外亦可以通过配置配网侧台区储能延缓配电网改造升级；二是提高配电网电能质量，可以通过优化配网侧新型电力电子设备或是配置台区储能进行改善；三是提升配网智能化水平，这需要对现有配网自动化系统进行升级，同时广泛接入配网智能计量与终端，提升配电网可观可测可调可控水平。

短期“分布式光伏汇流+配储”方案可暂缓燃眉之急，长期配网规划容量提升刻不容缓。当前，多地电网低压端承载力不足，分布式光伏开发容量受限、并网难、就近消纳困难等问题显现。笔者认为，由于低压侧负荷形态与分布式光伏开发容量快速变化，电网台区扩容周期较长，可以通过“分布式光伏汇流+配储”方案暂时缓解配网容量制约，促进分布式光伏消纳。建设台区储能可延缓台区变电扩容、促进电能质量改善、进行低电压治理、峰谷套利等，同时利用其移动性特点将其作为应急电源。但长期来看，笔者认为配电网发展仍然须提供合理规划配变容量，综合提升配电网承载能力。

配电网接入海量分布式能源，可观可测可控水平有待提升。大规模分布式电源以及充电桩、用户侧储能接入配电网，打破了原有“源-网-荷”的互动模式，增加了配电网管控难度，原有传统的配电自动化系统不再适用。2022年11月，新一代配电自动化系统在浙江海宁上线。系统将配网划分为“变电站-线路-台区”三个层级，可以根据每个层级电网的不同运行状态，自动对应经济运行、快速自愈、自我平衡三种运行策略，实现一个平台统筹调控配网海量资源，该套系统目前已接入光伏电站5659座和储能电站5座。

源网荷储、微电网就地消纳分布式电源，有望开启分散平衡模式。从电网角度看，微电网是系统内的一个受控实体，按照电网规则运行，基本不影响配电网的可靠性和安全性，是高渗透率分布式电源并网的解决方案之一，同时能够参与备用、调峰、需求侧响应等双向服务。从电力用户角度讲，微电网内部具备电力供需自我平衡和黑启动的能力，有利于改善供电可靠性，降低线损，避免大停电事故造成的供电中断。随着用户侧发用电设备的广泛接入，采用源网荷储一体化或微电网模式可以有效减轻公用配电网投资压力，助力清洁能源消纳。

思考与启示

综上，发展配电网是建设新型电力系统的重点任务之一，除精准有力的投资外，相关政策支持与数字化手段的应用也必不可少。具体来看，需要在协调网源规划、技术与商业模式创新、打造数字电网等方面协同发力。

首先，做好配电网整体发展规划，统筹网源发展，同时将电网规划纳入城市整体规划。配电网接入主体的数量和形态都在发生快速变化。为使配电网改造升级的投资具有一定经济性，可以提前对未来接入的分布式电源、新型负荷等进行研判，充分预留增容空间。同时，将电网规划方案纳入城市总体规划，提前预留发展空间。对于重点的存量配网改造升级和新型配网建设示范项目，政府应在用电、核准方面开通绿色通道，加快工程建设进程。

其次，加强配电网技术科研创新，推动配电网领域商业模式创新。积极探索柔性直流配电网等前沿技术研究与应用。鼓励用户侧主体开展虚拟电厂、综合能源等业务，增强市场活力，同时明确分布式电源参与电力市场的机制，为电力系统增加灵活性的同时，给用户侧主体提供增值服务。

最后，用好数字技术，打造智慧能源系统。一方面，利用好电信号与数字信息天然的耦合性，将接入配电网的各类新要素，根据接入电压等级、规模容量、功能定位、服务对象等特性，通过数字镜像技术实现精准模拟和调控，解决电网自身安全问题的同时，形成可观、可测、可用的负荷侧资源；另一方面，利用好配电网的延伸性，与其他能源系统以及智慧交通、智慧家电、智慧园区、智慧农业等实现多元协同，积极培育电、水、气多表合一，变电站、分布式电站、数据中心多站融合的新模式新业态，打造物理世界与数字世界相融合的智慧能源系统。