问题——“双碳”目标带动下，我国新能源装机快速增长，风电、光伏等清洁能源形成基地化开发、远距离外送与就地消纳并重的格局；，新能源波动性、随机性较强，部分地区出现高峰时段保供压力与低谷时段消纳受限并存的情况；电网跨区输送能力、配电网承载能力以及源网荷储协同水平，成为影响绿色转型效率和成本的关键因素。如何在保障电力安全可靠供应的前提下，提高新能源并网消纳比例、降低系统调节成本、推动用能方式绿色升级，是电力行业需要面对的现实课题。 原因——一上，资源与负荷分布不匹配特征突出，“三北”等地区风光资源集中，而东中部负荷中心对清洁电力需求旺盛，跨区输电通道建设和网架强化具有基础作用。另一方面，新能源占比提高后，系统对灵活调节能力的需求明显增加，既需要主网层面的强网架和更大范围的优化配置，也需要配网侧更精细的运行控制和就地平衡能力。与此同时，港口码头、制造园区、新型储能与氢能等新场景快速发展，用能方式从“单向供电”走向“多元互动”，对配电网智能化升级提出更高要求，微网与综合能源系统也更频繁嵌入生产生活。 影响——主网、配网与微网共同推进，将提升新能源消纳、增强系统韧性、带动绿色产业链各上产生综合效应。在主网层面，特高压等重大工程持续建设运维，通过大容量、远距离输电提升跨区资源配置能力，为“沙戈荒”大型风电光伏基地等清洁电源外送提供通道支撑。围绕关键送端和受端节点，换流站、变电站及线路工程加快落地，有助于提升清洁电力在更大范围内的优化配置水平。在配网与微网层面，城乡配电网扩容补强、数字化与自动化水平提升，叠加智能微网、“风光储荷一体化”等应用落地，可增强局部区域对分布式新能源、充换电设施及产业项目用电增长的承载能力，提升末端用能的绿色化与精细化水平。氢电耦合直流微网、兆瓦级氢能综合利用示范等探索，也为电氢协同、跨能互补积累技术与模式经验。 对策——面向全面绿色转型，电网建设与运行需要在“强主网、优配网、活微网、促协同”上形成合力：其一，持续完善跨区跨省输电通道与关键枢纽网架，提升特高压等骨干网络的安全稳定运行能力，为大规模清洁能源外送和受端负荷增长提供支撑。其二，加快配电网升级改造与智能化提升，提高分布式电源接入友好性，增强故障自愈能力和精细化运维水平，推动配网从“保供型”向“承载型、互动型”转变。其三，推动微网与园区综合能源系统规范发展，完善源网荷储协同控制，发挥储能、抽水蓄能等调节资源作用，提升系统灵活性与抗风险能力。其四，围绕港口码头、先进制造、绿色交通等重点领域，提升绿色电力消费和终端电气化水平，推动绿色低碳的生产生活方式加快形成。 前景——随着新能源在新增装机中的占比持续提高，电力系统将从以“电源跟随负荷”为主，转向“源荷双向适配、系统协同优化”。主配微网协同不仅是技术路径选择，也是支撑新型能源体系和新型电力系统建设的必然要求。可以预期，未来一段时期，特高压外送通道仍将承担跨区优化配置的重要功能；配电网将成为分布式能源、储能与电动汽车等要素汇聚的关键平台；微网与综合能源系统将在园区、港口和公共服务设施等场景加快复制推广。通过统一规划与分层分区协同控制，电网将更好支撑清洁能源高比例接入，助力经济社会绿色转型。
绿色转型是一场系统性变革，既需要能源供给侧持续提高清洁化水平，也离不开电网此关键枢纽的能力提升。把主网的远距离配置能力、配网的承载与分配能力、微网的灵活调节能力协同起来，才能把不断增长的绿色电量转化为高质量发展的动力，为推进人与自然和谐共生的现代化提供坚实的能源支撑。