截止到2022年底，根据国际可再生能源机构（IRENA）发布的全球可再生能源装机报告，当年全球新增可再生能源装机为295GW，延续了过去几年的高速增长状态。该报告显示，亚洲地区贡献了该数值的接近一半，而其中包含的141GW光伏新增装机由中国地区完成。另一方面，据彭博社的统计，到2023年，全球因电网接入条件限制而等待建设或并网的风光发电项目容量同样高达数百GW。透过这些数据可以瞥见，全球可再生能源发展趋势呈现差异：一部分地区贡献了多数的可再生发电的装机增长，另一部分地区则开始在政策上对风光并网提出诸多条件。

分化的市场

鉴于当前各国对可再生能源依然持积极的态度，可以认为，造成目前新能源发展地区分化的主要原因还在于电网的容量问题以及更深层次的市场与技术匹配问题。例如希腊电网公司就对大量积压的光伏并网申请提出了筛选条件（类似的申请积压普遍存在于各发达地区），优先考虑靠近边境等边远地区的项目上网，因边远地区一般处于电网的末端，增加电源有利于潮流的优化，且电网末端的接口冗余相对充裕。位于亚洲的新兴市场越南，在实施补贴后迎来了可再生能源的爆发式增长，但受限于电网的稳定区间和局部容量限制，其工业区域依然饱受供电稳定的困扰。欧洲部分发达地区的电网已经成功实现了一定时段内可再生能源穿透比例超过70%，终端用户的电价却因天然气短缺一度上涨。澳洲的情况也类似，分布式光伏发电在部分州发电量占比达到30%以上的同时，终端用户电价高达每度人民币2元以上。

从这些现象来看，高企的用户电价与可再生能源低廉的发电成本似乎背道而驰。归根结底，这类现象的出现是因为电网作为弥合发电与需求的关键环节，在可再生能源快速发展的浪潮中并未被作为优先事项来考虑。

被遗漏的电网

浏览当前市场上的主流研报，不难发现当中鲜有对电网与可再生能源的关系进行的分析论述。研报往往能体现资本投入最关切的产业方向，其中风光发电以及储能的度电成本指标往往备受瞩目，但其对电网成本的推高作用却被忽视。

电网系统与发电或售电相比更具战略基础设施的意义，多数国家的电网系统由国家或独立机构建设运营，在这一前提下，电网系统的扩张会基于国家层面的能源规划和投入，而不依赖市场的供需关系。即在发电和用电的直接供需关系之间，隔着一层不受市场机制影响但又无法绕开的电网系统。两端的供需关系均无法直接体现在电网环节，电网的投入又依赖公共支出，这让无论发电还是用电的资方都倾向于最大程度利用现有电网资源，从而规避这一部分成本。对于主流的风光储设施，电网需按照其交流侧装机来留出容量，但风光储的输出特性决定了这一部分容量的利用小时数很低，也就是电网方面需要投入数倍的设施容量来满足与传统化石能源相同容量的并网需求。即使部分并网设施由发电商承建，多数情况下，这类设施也会移交给电网进行运维，发电方则不用承担此后数十年的运维支出，如再考虑电网为平抑发电波动的投入，例如额外的调频设施、补偿装置及响应更敏捷的控制系统等，电网侧成本的增加可能足以抵消风光发电不消耗燃料带来的成本优势。而所有的这一切成本都将忠实地传递到终端用电价格上。

这一困局的根本原因在于电网的天然属性让电网成为一种不赚钱的投资。首先，从投资人的角度来说，电网的战略基础设施属性限制了其收取足够的过网费来制造利润，否则将推高整个经济运行成本。其次，作为电网核心的输电线路跨越距离长，征地和环境问题往往会推高项目成本，在投运后的维护亦属于人工昂贵的特种作业。多重因素叠加之下，足以让电网失去投资价值。于是，一方面可再生能源发电在资本推动下高速扩张，另一方面是电网建设量入为出，这就是为什么在可再生能源高速发展十余年后，所依托的既有电网冗余被逐步耗尽，电网成为了可再生能源高速发展的最大瓶颈。

前文提到的中国贡献了亚洲地区几乎全部的光伏新增装机，其前提条件是中国具备超配的大冗余电网系统以及高比例的燃煤机组作为基荷电源，并提供宝贵的转动惯量以稳定系统。为了提升电网的弹性以容纳更高比例的可再生能源发电，目前各种技术路线都在被尝试，包括电化学储能和物理储能、柔性直流输电，乃至旋转调相机都被重新纳入考虑。但是无论采用哪种措施，都是在原有电力系统的基础上增加额外的投入，从而推高了用电成本。对于部分电力市场化程度较高的发达地区，这些额外的措施是可以被市场消化的，电网辅助服务的报酬与储能容量电价能够吸引到一部分投资人参与其中。但对于经济发展程度较低的地区来说，依然无法负担这种更具备弹性并且能更高比例使用可再生能源的电力系统。更进一步来说，即使通过增加电网的弹性解决了风光高穿透条件下的系统稳定性问题，电网容量的限制还是一个刚性的问题，且目前尚无可以有效解决这一问题的商业模式。

电网的局限性

当前电网沿袭了一个世纪前第一套商业发电设施投入使用时的结构，即电网中的潮流整体还是从电源到负荷单向进行流动。这种系统结构边界清晰，控制逻辑简单，至今依然非常经济且可靠，唯一的问题是这种结构需要发电端完全可控来平衡不停变化的用电需求。当发电侧无法做到完全可控乃至可预测的时候，系统内会形成一个风险敞口，必须要有一部分随时可以调用的容量来弥补发电与负载的差额部分，这一部分调节容量主要由可以快速响应的燃气轮机和水电设施构成。对于大型电网来说，系统任何变化传递到调度并做出对应的响应都需要时间，因物理距离的原因，越庞大的系统这一延迟越高，旋转发电机提供的机械转动惯量可以对抗系统有功功率不平衡引起的频率变化，提供一个无延时的阻尼来避免负荷变化或电源变化，让系统滑向不稳定区间，再由电源或者储能来增加或减少系统的有功功率直到系统频率稳定下来。所以电网的调节本质是依靠电源和负荷的调节，电网的存在只是增加了电源和负荷之间的响应延迟，集中式控制与供电的结构决定了调度侧收发信号的延迟是难以避免的。

当不可控发电在系统中比例增加，调度必须要以足够快的速度去响应原来不存在的发电侧波动（除非意外故障）以及原本存在的负荷侧波动，这种双端波动的平衡对调节速度的要求也更高。目前的应对措施主要为通过机器学习优化系统控制逻辑进行预判和升级通讯系统以降低信号延迟，或增加可控负荷等软措施，即便如此，完全以风光储为主体的稳定电网当前依然没有获得技术和商业上的突破。

蜂窝系统的设想

从系统运行的角度看，电网越大，其运行惯性越大，信号传输延迟越大，调度控制难度就越大。从系统规模的角度来看，大型电网在负荷密集区域需要更高密度的线路和变电站，但负荷密集区域往往等同于人口密集区域，土地空间和环境影响都会限制电网的扩张。这些矛盾从现有电网结构来看似乎是无法通过政策调整和或通过技术手段消弭的。那么换个角度来看，如果将电网系统每个单元做小，或许能提供一种的新的系统架构来改善的电力系统状态。

当前在全球多个地区，都开始出现源网荷储一体化的微型电网系统，如果把每个住宅看做一个小型电网并作为电网的最小单元，在加入储能系统后，这个最小电网单元可以尝试在内部平衡供需。首先整套系统依然与大电网交联以获得稳定性支撑，再结合小系统超低的延迟，储能可以就地响应负荷变化。其次每个单元可在电量或者功率不平衡的时候，优先向邻近的单元（例如隔壁住户）寻求平衡支持，再通过智能计量系统进行C2C的费用结算。这样等于系统平衡被分到了多个层级，从一个单元到附近的单元，再到更大规模的单元，例如从一个楼层到全楼乃至整个小区。每一级的供需缺口都会优先在同级内寻求支撑，再将无法支撑的部分传递到更高一级的网络来寻求支撑，将各层之间的功率流动尽可能的最小化，供电的响应从原来的集中式调度改为源自末端的分布式调度。这种分布式系统在完成区域覆盖后依然能实现规模化储能的容量等级，例如以小区或者社区为单位，再通过虚拟电厂进行整合，可以很大程度上减少电网内针对这类负载的功率流动，并实现这一部分负荷端的完全可控且可逆向输出功率给骨干电网。同样，在引入储能的基础上，有条件的单元可以增设就地的小型发电设施来进一步削减对骨干电网供电的依赖。

这种结构通过逐级放大，例如以商业用户、工业用户为一个容量较大的单元和以区县为更大的单元，在低压和中压层面实现用户端直接交联。当这种电网结构进一步实现每个单元之间的用户直连接后（不经过骨干电网的直接连通），一种多层嵌套的蜂窝结构电网就形成了。这套系统的调度和平衡发生在每个用电末端，辅以计量与结算系统在每个层级都进行电量和辅助服务的交易，直到最终的结果传递到骨干电网一级，再与骨干网的调度统一协调。

从技术上来说，这种架构的优势在于通过增加大量的小微储能从微观上开始平衡电力系统，在不扩大现有电网设施的情况下扩大了系统的容量，仅需要校验当前硬件的短路等级是否充足，同时平抑部分节点负载较高乃至过载的问题，并且解决发电和用电在时段上的错配问题。当负荷端的储能提供发电与负载双重属性后，电源端的波动将由负荷端可控来消弭，提高了发电和电网设施利用小时数。对于单点或者多点的故障，因就近交联的系统均有保护装置且测点密度高，系统非常容易探测并触发对故障点的切除，甚至可以完全采用虚拟保护来完成故障切除。又因系统呈现蜂窝交联，切除单个或者多个故障点完全不影响其他正常部分的供电和运行，在不需要进行功率交换的时候亦可断开连接以降低短路等级，可靠性和弹性较传统的放射性电网结构更有优势。

从商业上来说，兼容C2C和B2B交易的蜂窝电网架构可以让电网在用户端即实市场化穿透，依托用户内部的配电系统作为网架，辅以用户之间的就近连接可以最小化电网投资与运维成本，再结合运行策略，把风光发电的消纳推到最大化，通过密集的小微储能部署形成海绵效应来最大程度平抑峰谷电价，对提高可再生能源的回报稳定性产生积极的效果。同时对终端用户来说，增加这一套装置能通过峰谷电价进行套利，也能优化自用电的成本，具备经济上的可行性。

电网转型依然挑战重重

作为对现有架构的一种调整，当前技术条件已达到蜂窝电网的建设与控制要求，但其对安全、监管和市场模式的要求依然是颠覆性的，这无疑增加了电网转型的难度。首先，当前主流储能技术依然存在稳定性风险，需等新一代的电池技术突破稳定性局限，并且在寿命和成本上取得较好的平衡。其次，新的电网架构意味着监管体系与市场模式的重新调整，以及把智能化控制下沉到电网的最末端来建立一套规模庞大的信息系统，从而根本上实现电网的智能化运行，这些都会涉及诸多方面的工作。

但是从长远来看，目前的电力系统架构无法实现化石能源的全部退出，其市场机制也无法解决当前电源转型与电网适配的矛盾，对电网以及电力市场的求变依然是实现低碳乃至零碳能源系统的必由之路。将用户端作为电网设施的一部分，通过市场机制扩大交易对象来吸引用户对这类设施的投入，并且在未来的规划当中，将蜂窝电网系统直接嵌入建筑和其他设施，也可以进一步摊薄一次性投入的成本，减少骨干电网的扩张压力，在基于现有的技术条件下，一定程度上缓解电网与可再生电源的匹配问题，从而为可再生能源的可持续发展铺平道路。

（作者单位：中国电建集团国际工程有限公司）