（来源：团结报）

转自：团结报

□ 本报记者 叶 芳

编者按

4月28日，中共中央政治局会议明确提出，加强水网、新型电网、算力网、新一代通信网、城市地下管网、物流网等规划建设。5月9日，国务院常务会议就此作出进一步具体部署。系统推进“六张网”建设，既是扩大有效投资、稳定经济增长的迫切之需，更是培育新质生产力、塑造未来竞争优势的战略之举。

作为支撑中国式现代化、新型工业化的重要基础设施，“六张网”中的新型电网建设对于保障能源安全、促进绿色发展具有重要意义。本期团结沙龙围绕新型电网建设，邀请民主党派中能源、电力相关专家发表观点、提出建议。敬请关注。

破除电力流通壁垒 实现电能量广域自由流动

传统“西电东送”模式遵循“源随荷动”的单向运行逻辑，依托特高压骨干通道，将西部集中式电源电力单向输送至东中部负荷中心。该模式长期支撑我国经济快速发展，但其本质是“发输配用”线性闭环的物理联通模式，仅解决电力输送的空间问题，无法实现资源的市场化最优配置。

而新型电网既是主配微协同联动的物理电网，更是市场化高效配置的资源配置网络。通过多层级电网协同规划与调控运行，破除电力流通壁垒，全面支撑全国统一电力市场建设，实现电能量广域自由流动，打造安全可靠、柔性可控、智慧融合的现代化电网体系。

主干电网重在强骨架、保安全、畅循环。作为电力系统的“主动脉”，主干电网是电力安全稳定供应的核心支撑，也是全国统一电力市场运行的物理基石，其核心功能是统筹调配全国清洁能源资源，实现跨区域、广域电力互济互补。“十五五”期间，我国将重点建设跨省区输电通道、省间电力互济工程、电网主网架、配电网和智能微电网等，持续夯实跨区域资源配置能力。

配电网重在强基础、提能力、促互动。作为衔接主干电网与用户侧的关键枢纽，配电网与骨干网架深度耦合，承载分布式新能源、多元负荷的开放接入与双向互动，是分布式能源规模化发展的基础载体。其核心转型方向为：形态上从传统无源单向辐射网络，升级为有源双向交互网络；功能上从单一供配电服务主体，转型为源网荷储一体化资源配置平台。

智能微电网重在自平衡、自调节、自安全。作为电网体系的末端补充单元，智能微电网整合分布式电源、储能、可控负荷与智能控制设备，形成小型发配用电一体化系统，可支撑多元主体灵活接入，实现新能源就近开发、就地消纳。

能源价值兼具显性的电量价值与隐性的系统安全、灵活调节、绿色低碳等多重价值。唯有依托统一电力市场价格机制，实现隐性价值显性化、外部成本内部化，才能充分激发各类主体参与系统调节的内生动力。这意味着三层电网权责边界的划分，不能局限于技术维度，更要立足市场维度界定权责收益、成本分担、价值归属，通过市场化价格信号量化安全价值、调节价值与绿色价值。

电网建设迈入“主干提级、配网赋能”新阶段

在新型电力系统构建背景下，电网功能定位、价值逻辑与发展范式的系统性重塑，标志着我国电网建设正式迈入“主干提级、配网赋能”双轮驱动的全新阶段。

用好政策与资金支持，首先要坚持规划先行，推动配电网建设与产业布局深度协同。要打破电力规划与产业规划分头推进的传统模式，将智算园区、充电桩集群、分布式光伏基地等新型要素纳入配电网滚动修编范畴，提前预判负荷增长空间与电源接入需求，同步预留接入容量与网架裕度。针对县域新能源消纳、城区高密度负荷接入等重点场景，推行“一片一方案”的精细化规划，从源头化解接入瓶颈。

其次要聚焦技术赋能，推动配电网建设从“规模扩容”转向“质量提升”。要将投资重心从传统线路架设转向核心能力升级：一是规模化部署柔性互联装置、智能开关与配电自动化终端，实现配电网潮流灵活调控与故障秒级自愈，全面提升高密度负荷接入承载力与供电可靠性；二是推进数字孪生配电网建设，构建源网荷储全要素实时感知体系，支撑分布式电源、可调负荷、用户储能的精准协同调度；三是因地制宜布局配电网侧储能与微电网，在负荷密集区、新能源富集区打造局域自治单元，既缓解主干网调峰压力，也提升极端场景下的供电韧性。

最后要深化机制创新，激活配电网侧多元主体活力。探索社会资本参与配电网建设与运营的合规路径，鼓励产业园区、大型用户依托自有资源参与配电网升级改造，拓宽资金来源与建设渠道。同步完善需求响应、虚拟电厂、分布式电力交易等市场化机制，建立清晰的收益传导渠道，让用户侧储能、可调算力负荷、充电桩集群等分散资源通过配电网参与系统调节并获得合理回报，将海量“被动负荷”转化为主动支撑资源。

数据中心从“耗电大户”向“柔性资源”转变

新型电网作为能源转型的核心枢纽，正面临高比例新能源接入与负荷特性深刻变化的双重挑战。算力产业作为未来电力消费的“大户”，在这一进程中，推动数据中心从单纯的“耗电大户”转变为电网的“柔性资源”，利用可调负荷参与系统调峰，是实现算电协同的关键。

首先，精准源荷功率预测与多时间尺度的智能调度是实现算电协同的技术基石。可依托人工智能技术，优化风光功率与算力中心、电动汽车、重工业等各类型大用户负荷预测精度，结合多时间尺度智能调度技术，将原本不可控的新能源转化为可调控的绿色电源。

其次，电力市场是激发调节潜力的核心引擎。在电力现货市场及辅助服务市场中，峰谷价差与辅助服务补偿机制能够有效激发数据中心的调节意愿。针对批量处理、模型训练等实时性不强的离线计算任务，算力中心可根据电价信号动态调整作业排程，如在新能源大发、电价低谷时段增加算力负载，在用电高峰、电价高峰时段削减非关键负载。

再次，商业模式创新是实现电力、算力双赢的保障。数据中心通过数字化赋能，投资分布式新能源配储能设施，并对内部设备进行适应性改造，构建源网荷储一体化运营能力。通过智能化的能量管理系统，将制冷设备、备用电源乃至IT设备的调节潜力纳入电网的统一调度，使其从被动的用电单元转变为主动的调节资源。参与电网调峰获得的需求响应补贴、容量电费及辅助服务收入，可以有效对冲部分用电成本，提升经济效益。随着数据中心更多地消纳本地新能源，其所在区域的电网碳排放因子随之降低，使得“绿色算力”从概念落地为现实，增强了数字产业的绿色竞争力。

最后，算电协同是一个复杂的系统性工程，需要发掘两个系统之间的深度耦合性与互补性。这需要建立精细化的数学模型，进行多目标优化决策，在保障算力服务质量的前提下，最大化电力系统的运行效率。

以智慧调度体系保障算力新型负荷

当前AI算力产业高速扩容，超大规模模型训练、智能算力常态化调度成为主要场景。高密度AI算力硬件广泛部署，设备功耗大幅提升。算力任务具备连续性、高精密特性，微小供电波动即可引发重大损失。在此背景下，智算中心单机柜功率跃升至百千瓦级，且对供电可靠性要求高达99.999%。

这种新型负荷接入后，对局部电网的规划建设和现有电网调度模式提出了挑战。一是局部电网的电量需求短时间内急剧攀升，且波动极大，对局部电网的供电容量、电网频率和电压稳定性构成巨大压力，电网调度需更加实时高效。二是智算中心建设与电网建设在空间布局和时序上不同步，很多实时业务需要将算力留在本地，依靠局部电网供电。同时电网基础设施建设周期长，而智算中心建设节奏快，形成了“等电”瓶颈，电力调度需更加灵活。三是对供电可靠性要求极高与引入多能互补供电模式，智算中心推理业务要求供电系统达到99.999%的高可靠性，同时面临业务负载波动与可再生能源发电间歇性带来的约束，局部电网面临“双重波动”的运行风险。同时为实现“双碳”目标和新能源就地消纳，多能互补的供电新模式是当前电网规划的新课题，在调度模式上需更加智能。

基于以上挑战，电网规划和电力调度正从“有电用”转向“用好绿电、协同用电”，从供电保障推进到绿色供电结构和新能源消纳多机制并进。高质量并网与多元运营保障，将算力负荷需求响应、辅助服务市场、虚拟电厂等纳入电网规划体系，构建起“煤电+气电+新型储能+抽水蓄能+需求侧协同”的多元化调节体系。数智化服务与数据要素运营保障，围绕智算能耗监测、新能源出力监测、碳足迹核算等AI预测场景，实现“算随电调”，构建主配微多级协同的智慧调度体系。

算电协同走出相互赋能共同优化新路径

算力与电力，各自面临一个“不可能三角”：算力要兼顾性能、成本、绿色，电力则需平衡安全、经济、清洁。当AI算力需求井喷，新能源装机规模超常规增长，这两个“不可能三角”在电网侧交汇于数据中心。数据中心既是巨大的用电负荷，也因任务弹性而具备调节潜力。如何让数据中心从“刚性负荷”转变为电网可调度的“柔性资源”，已成为算电协同落地的核心命题。

当前，数据中心向“柔性资源”转换面临三重挑战。在技术层面，算力调度系统与电网调度系统接口未标准化，负荷调节响应时延和精度有待验证；在机制层面，数据中心参与市场的准入规则、结算方式、考核标准尚不完善，多数地区缺乏针对算力负荷的需求响应专项设计；在经济层面，调节收益能否覆盖改造成本和业务影响，尚需更清晰的盈利模型。

对此，建议加快试点示范，在国家新型电力系统试点中扩大算电协同范围，积累不同场景下的运行数据和调控经验，形成可复制的技术方案；完善市场机制，将数据中心明确纳入需求响应、辅助服务市场主体目录，设计适应算力负荷特性的交易品种，简化准入流程，允许负荷聚合商代理中小型数据中心参与市场；强化规划协同，将算力枢纽规划与新能源基地布局、电网输电通道建设统筹衔接，在西部新能源富集地区率先打造“绿色算力+柔性负荷”示范区，探索百万千瓦级算力设施与配套能源系统协同建设模式。

算电协同的深层意义，在于让算力基础设施成为新型电力系统的有机组成部分。当数据中心既能高效运算，又能灵活响应电网需求，算力和电力将真正从各自的“不可能三角”中，找到一条相互赋能、共同优化的新路径。这既是保障能源安全和算力供给的战略选择，也是迈向零碳智能未来的必由之路。

新型电网以主动防御应对极端天气

面对台风、冰冻、洪涝等极端天气频繁出现，传统电网的单向输电、被动应对模式已不能满足需要。新型电网所强调的“坚强韧性”，不是简单的加固，而是在网架结构、防灾设备、应急调度等各方面都发生了由被动抗灾向主动防御的改变。

第一，网架结构由原来的单线辐射变为现在的主配微协同。传统的电网是脆弱的“树状”结构，一处断线就会造成大面积停电。新型电网是主干电网、配电网、微电网三者共同构成的立体结构。微电网的加入相当于在“大动脉”末端建立了无数个类似毛细血管的微循环系统。在极端情况下，微电网可以毫秒级切换到孤岛运行，保证关键负荷不断电，实现自平衡、自调节、自安全。

第二，防灾设备由原来的物理加固转向数智融合。过去，防灾依靠的是提高杆塔、电缆设计标准，而新型电网装上了“智慧大脑”。一方面，新型电网将高精度气象数据同人工智能融合起来，创建了防灾减灾“一张图”，可以精准地预估单基杆塔风险的级别，由原来的事后抢修转变为事前预警。另一方面，构网型储能、柔性直流等技术的使用使得新型电网本身具有了主动支撑电压、频率的能力，就如同加装了稳定器一样，从根本上提高了系统对新能源波动、故障冲击的抵御能力。

第三，应急调度由原来的源随荷动升级为现在的源网荷储协同。传统的应急调度只能被动地跟随负荷的变化而变化，当电力因灾害供需失衡时，没有相应的解决方法。新型电网是用数字化技术把电源、电网、负荷、储能等要素有机地结合在一起。在灾前可准确预测新能源出力情况，对运行方式进行优化；在灾中能迅速切断故障，依靠储能和分布式电源完成黑启动或者自行恢复。这样一种全方位的主动防御和快速恢复机制，是传统电网所不能达到的。