风电光伏弃电限电、消纳问题难解，都指向了大电网的消纳“瓶颈”。值得奔走相告的好消息是，进入2025年大电网投资肉眼可见的加速了。

　　在过去4年间，中国的新能源装机从2020年底的5.3亿千瓦，狂飙突进至2024年底的14.1亿千瓦。应该说，这一过程没有一张坚固的大电网，是根本无法想象的。幸运的是，中国电网整体上经受住了考验。

　　但另一方面，相比突飞猛进的新能源装机增长，电网系统显示出了前所未有的“不适应”，新能源接网限电难题正在几何级增长。至少在2030年前的这6年间，中国新能源装机年增长量预计都将在2亿千瓦以上，届时新能源装机将达到30亿千瓦左右。大电网的承载与适应能力，能否与这一伟大征程相匹配，各方极为关注。

　　2025新年伊始，国家电网投下了一枚“重磅炸弹”：今年电网投资将超6500亿元（过去几年，国家电网的平均投资规模在5000亿元以下）；紧随其后，南方电网也预告了2025年1750亿元的电网投资规模。

　　这意味着，国网、南网今年的电网总投资将超8250亿元，比2024年陡增了2200亿元，直追近几年来一直高位运行的电源投资。这向外界传递了强烈信号：是时候清偿电网投资欠账，破解新能源“卡脖子”难题了！

　　在去年8月举行的2024电力低碳转型年会上，来自五大电力集团的行业权威人士演讲指出：在“双碳”目标提出前的2018年，电网投资在整个源网投资中占比高达66%，彼时，电网投资是电源投资的2倍；“双碳”目标提出后，电源投资明显加速，截至2023年底，电源投资已经超过电网投资4400亿元。

　　2018年，电网投资与电源投资的占比分别是66%、34%。其后数年间，这一比例关系发生了惊人逆转。2020年，中国全部电力工程投资是1万亿元，电源和电网投资分别占比52%和48%。而到了2023年，中国电力工程投资提高到1.5万亿，总投资额增长了50%。但是，电源和电网投资占比变成了65%和35%。

　　上述数据明确无误地表明，中国的电源、电网投资已经极不均衡，电网投资远落后于电源投资的问题很严重。

　　值得注意的是，源网投资比例失调在2024年仍在持续：最新数据显示，2024年全年电力工程投资超过1.7万亿元，其中电源投资11687亿元，占比66%；电网投资6083亿元，占比34%。

　　以2023年数据来看，水电和风电的投资，2023年和2020年的水平接近。而火电则比2020年高了80%，核电高了1.5倍，光伏则是2020年水平的6倍。

　　电源投资中占大头的要数新能源与火电。4年间新能源装机增长了近9亿千瓦，光是这一部分的电源投资，预计就在4万亿元左右。2020年到2024年电力投资总量在7万亿左右，新能源就占了全部电力总投资的一半以上。

　　电网投资跟不上电源投资的增长，尤其是跟不上新能源投资的增长，自然而然就会带来新能源消纳难题。这体现在两个方面：

　　一个是接网红区的增多，据不完全统计，截至2024年上半年，有10几个省份400多个地区成为光伏接网红区；一个就是新能源限电突出，无论是西北的集中式光伏电站，还是中东部的分布式光伏，都不同程度出现了午间限电几个小时的状况。

　　当然，造成电网投资滞后、新能源消纳困难，既有新能源规划与开发大开闸的原因，也有机制体制障碍电网投资加速的原因。电源侧的投资是放开的，发电集团之间互相竞争；而电网投资则是受到管制的，电网投资都是提前计划好的。最新一轮的监管周期是2023-2025年。

　　好在这个问题在逐步纠偏了。为了偿还历史“欠账”，2024年的电网投资增速就已经明显提速，1-11月累计增速接近20%，超过电源的12%。2025年，两网年度投资一举突破了8250亿元，再为电网投资加速，由此带来的行业变化影响深远。

　　提升新能源消纳，必须要追加电网投资。这当中自然也包括追加风光大基地特别依赖的特高压通道的投资。

　　2024年6月，国家审计署发布《国务院关于2023年度中央预算执行和其他财政收支的审计工作报告》指出，西北5省部分地区个别已投产的风光大基地项目，2021年以来已累计弃电50.13亿千瓦时。50个“沙戈荒”大型风电光伏基地项目当中，部分项目还没有对应的特高压。

　　一直以来，电网投资存在着严重的结构性问题。受到相关机制体制的限制，大电网的投资重点一直是骨干输电网，而分布式新能源严重依赖的配电网，其投资远较输电网更为滞后。

　　这几年电网投资增长最主要的是输电网，2023年的输电网投资比2020年增长了近20%。而在2023年的电网投资中，有3000亿元是配电网投资，遗憾这个数字从2020年以来一直就几乎没变化。

　　电网企业高度重视骨干输电网，是有原因的（见华夏能源网此前文章《电源电网投资错位，谁才是“解铃”人？》）。由于输电网是电力系统的枢纽和安全稳定的基础，具有全局性的影响力，电网企业无论过去、现在和将来，都必然将输电作为自己的主要业务与建设重点。

　　电网企业对配电网建设提不起“兴趣”另有“隐情”。高电压等级的输电网与低电压等级的配电网的输配电价收入比是7：3，但是建设成本则是倒过来的3：7。也就是说，相比赚钱的输电网投资，配电网投资是“高投入低产出”。

　　这种局面下，电网企业对配电网投资和建设自然是不太重视。2023年4月在第四届配电圆桌会议上，中国工程院院士、天津大学教授余贻鑫在演讲中就一针见血地指出：今日之配电系统所面临的一大核心挑战，是“高成本与低使用系数之间的矛盾需要解决”。

　　建设配电网，如果只是为“小散乱”的分布式光伏输电，如果整个系统还找不到足够的用电负荷，那么新建配电网的利用率就不可能高。所以说，配电网一要加大投资力度，二也要做好前期规划。严重算不过账来的配电网，也许真的不值得下血本去大力建设——与之相对应，不是所有地方都适合大干快上分布式光伏。

　　因此，在逐步加大的电网投资中，平衡好输电网与配电网的投资比例，是题中应有之义。

　　今年初，国网召开2025年工作会议后发文《全面深化改革着力推动国家电网高质量发展》，文中称“公司建立增量配电改革常态长效机制，全力支持增量配电改革试点各项工作”。可以期待，2025年增量配电改革有望取得新突破，配网建设或许也会开始补短板。

　　大力度追加投资、补齐短板，是必须要做的事情。但是，摆在大电网面前的难题，还不仅仅是硬件建设的问题——传统大电网要尽快转型新型电网，变得更加智能、柔性，可以去接纳更多新能源。

　　传统大电网的新能源承载与输送能力有缺陷，这一点，从特高压身上就有所反映。

　　“十四五”规划要求，新建特高压通道的可再生能电量比例原则上不低于50%。可是，根据国家能源局数据，2022年，天中、灵绍、祁韶、昭沂、吉泉、陕武等特高压通道的可再生能源占比分别仅为40%、20%、15%、28%和28%。

　　而2023年，这一状况仍无明显改善。例如，青海2200万千瓦光伏、近1000万千瓦的风电，是靠青豫直流送电河南的。青豫直流2020年底建成投运，设计年送电能力400亿度，但是直到2023年，全年实际送电量也不及设计能力的四分之一。

　　特高压送电绿电占比提升缓慢，不能够简单归因于电网，这是一个较为复杂的系统性问题。可是，最关键的责任人非电网企业莫属，大电网需要想方设法，透过各种技术的、非技术的手段去攻坚克难，不断提升自身的绿电承载与输送能力。这一软性能力的提升，才是转型新型电网的核心本质。

　　传统电网的工作机理是“源随荷动”，火电出力可控性强，可以随着负荷波动随时加加减减，电网单靠计划调度体制，就能轻松实现电力系统的有效运转。而新能源出力是“靠天吃饭”，高度不可控，发电多了少了皆为大难题，这就导致传统的源随荷动、传统的电网计划调度体制，严重失灵。

　　中国工程院院士、南方电网专家委员会名誉主任委员李立浧认为，所谓的风光新能源的随机性、间歇性、波动性，仅是感性的描述，从技术角度来看可将新能源“三性”归结为不可预测性。这就意味着，新型电网的柔性智能，首先必须针对新能源实现高精度预测，有了高精度预测，电网才能够走向“无条件”接纳新能源。

　　中国工程院院士刘吉臻则形象地将新型电网工作机理描述为能量流、数据流、信息流。新型电网要源网荷储“双向互动”“多向互动”，核心的就是要实现数据流、信息流和能量流的“同流合屋”，电网要用自身的柔性智能，将来自于源荷储各方的即时数据流、信息流和能量流融为一体，根据系统数据流、信息流的即时变动，去智能调整电能量流的流动。

　　刘院士、李院士“英雄所见略同”的是，新兴的数字化、智能化技术，包括人工智能、大数据、区块链、云计算、物联网等，在大电网的数字化、智能化、柔性化改造中空间极其巨大。事实上，相比大比例追加投资建设电网硬件，电网的软件能力提升，更具有决定性的意义。

　　总而言之，没有“海量”的电网硬件设施，新能源消纳会被“卡脖子”，这就需要迅速追加投资；除了必不可少的大量硬件建设，新型电网要具有强大的新能源承载与输送能力，重点还是在“软件要足够软”。

　　软硬兼施，硬件先行。国家电网、南方电网规模高达8275亿的加速投资，开了一个好头，为加快建设新型电力系统打下了坚实的基础。九游体育官方网站