解读国网江苏 蔡超：江苏配电网高质量发展实践

政策驱动：配电网转型的顶层设计

2024年2月6日，国家发展改革委、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》，明确提出打造安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合的新型配电系统，推动配电网在形态上从传统的"无源"单向辐射网络向"有源"双向交互系统转变，在功能上从单一供配电服务主体向源网荷储资源高效配置平台转变。

紧随其后，2024年12月25日江苏省发展改革委印发《江苏省配电网高质量发展实施方案》（苏发改能源发〔2024〕1415号），要求加快配电网柔性化、智能化、数字化转型，完善源网荷储协调发展机制，深化主配微多级协同、多元资源聚合互动，针对性实施电网防灾抗灾建设改造，加快智能微电网建设应用，提高对分布式新能源的消纳水平。

两份文件形成国家与省级层面的政策合力，为江苏配电网高质量发展划定了清晰的路线图。

发展现状：规模领跑与挑战并存

"十四五"期间，江苏配电网实现了电网规模全国领跑与供电能力的显著提升。110千伏变电站达到2135座，主变容量22215万千伏安。2024年江苏全社会用电量突破8487亿千瓦时，年均增速7.42%，年均新增用电负荷超700万千瓦；2025年最高负荷达1.52亿千瓦，创历史峰值。

新能源发展更为迅猛。截至2025年6月，分布式光伏5900万千瓦，较2020年的556.95万千瓦增加9.6倍。光伏装机倍增，绿电占比跃升，配电网面临从"无源"到"有源"的根本性转变。

，江苏需要在供电保障、防灾抗灾、综合承载、源网荷储配置和微电网创新五个方面同步发力。

供电保障：网架升级与站间互联

在全面提升供电保障能力方面，江苏重点推进两项工作。一是加强网架结构的升级改造，构建"现状诊断+规划校核"的项目优化决策体系，拓展停电时户数、停电时长、停电频率等可靠性指标体系，通过现状态仿真、规划态仿真和方案比选，实现量化规划成效、支撑投资决策。

以盐城东台安丰110千伏港桥变10千伏联合线为例，该线路总长度35公里，装接配变73台，2023年累计停电19小时，44户用户停电。通过将127号大分支线向南延伸与10千伏富北线构建联络、139号支线向北延伸与10千伏港联线构建联络，形成多分段适度联络网架结构。经可靠性理论计算，项目实施后户均停电时间降低48分钟，停电时户数降低40%。

二是加强核心城区站间互联互供能力。江苏电网针对110（35）千伏变电站开展全停全转评估，构建"边界条件设定—评估流程设计—算法模型创新"三位一体的技术框架，创新运用"一站一卡"标准化成果输出模式，实现评估结论与项目投资的精准对接。

防灾抗灾：差异化设防与标准提升

江苏沿海地区台风频发，配网线路往往成为重灾区。台风过后会造成异物干扰、树线矛盾、倒断电杆、导线断线、站房浸水等多种灾损事故。全省共划分为四个风速区，呈现"沿海强、内陆弱"的显著特征，沿海大部分最大风速为27米/秒，内陆大部分地区最大风速为25米/秒。

江苏省架空配电线路设计通常依据A类气象区标准（最大设计风速35米/秒），但2024年台风"贝碧嘉"过境期间无锡、苏州局部区域实测风力达到12-13级，对应D1（40米/秒）、D2（45米/秒）气象区标准。针对台风走廊高频影响区实施差异化气象分区设防策略已成当务之急。

新建架空线路方面，要求路径避开强风区域，控制耐张段长度和连续直线杆数量，在易发生台风伴随洪涝灾害地区取消拉线电杆，耐张段长度不宜超过500米。存量架空线路则需进行线路状况评估、耐张段改造、杆塔加强、基础加强和通道治理。

综合承载：分布式光伏与电动汽车

在分布式光伏方面，江苏探索由"政府权益主体、企业开发主体、电网服务主体"共同参与构建的"权责匹配、公平合理"的整村连片分布式光伏开发体系。基于高精度遥感、无人机航拍等数据，结合GIS、人工智能等技术，对全省约1700座涉及农村供电的110（35）千伏变电站开展供区内屋顶资源识别和光伏开发潜力测算，建立"一站一卡"。经测算，全省农村饱和装机容量户均28.3千瓦，苏南、苏中、苏北分别约24千瓦、25千瓦、31千瓦。

经过承载力平台评估，现状农村电网分布式光伏户均可开发容量9.6千瓦；适当补强中低压配网后可提升至11.9千瓦；110（35）千伏主变扩建至远景容量后可达到21.1千瓦；若再配置20%储能，户均开发容量可达到29.6千瓦，几乎可以满足全省农村屋顶资源全部开发需求。按照整村连片有序规划，预计2030年江苏配电网具备1亿千瓦分布式光伏接入能力。

在电动汽车方面，采用趋势外推法和GDP对标法预测，2030年全省电动汽车保有量约800~1064万辆，充电负荷可达800~980万千瓦。电动汽车充电参与系统优化后，2030年系统运行成本可降低4.8亿元，北电南送尖峰潮流缓解50万千瓦。

源网荷储：县域自治与站网友好互动

金湖县是县域自治示范的典型。截至2024年12月底，金湖县新能源装机151万千瓦，新能源渗透率达353%，新能源总发电量约23.17亿千瓦时，占社会用电量95.55%。源荷时空不匹配造成电网潮流在部分时段"倒送"、外送特征明显。围绕满足绿电供电占比远景100%的目标，金湖县开展系统集成示范，通过县域自治提升县域电网总体承载能力，正常运行方式下实现用电量的新能源就地供应最大化，故障运行方式下通过构网技术实现局部电网孤岛运行。

储侧方面，150MW/300MWh电网侧储能项目落地投产红湖变附近，提升县域电网整体新能源承载及消纳能力。网侧方面，110千伏可移动式移相器工程建成后提升新能源富集地区12万千瓦可开发潜力，实现东部红湖变与城区双龙变110千伏电网合环。荷侧方面，建设微电网群，整合自有光伏、可调负荷资源，为虚拟电厂资源聚合做好铺垫。

在"站网友好"互动方面，常州示范区位于武进国家高新区北部，总面积约22平方公里，供电负荷181MW，中压线路N-1通过率为93.85%，区域供电可靠性99.979%。通过部署主配微协同控制平台，对内实现数据贯通，对外通过云边、云云互联两种方式接入多元共享平台。

微电网创新：并网型与离网型实践

在并网型微电网方面，溧阳高新区创智园由苏控集团全额投资建设运营，总用地面积298亩，总建筑面积27万平方米，入驻企业19家。园区面临缺乏科学合理用电策略、缺乏智慧高效运营工具、缺乏光伏储能配合应用等问题，2023年平均度电成本高达0.852元/千瓦时。通过建设微电网能量管理系统，以能源自治、全景监控、保供增绿、降本提效、协同互动为核心，实现保供、促安、提效、降本、增绿五大目标。收益包括光伏发电电量收益、储能峰谷套利收益、平抑需量收益、充电站运营收益等固定收益，以及参与需求响应、辅助服务市场、集约运营运维等增值收益，综合投资回收周期5年左右。

在离网型微电网方面，开山岛位于黄海前哨，距离灌云县燕尾港12海里，总面积0.013平方公里。岛上现有光伏10kW配合10kW/57kWh铅炭储能系统，仅可保证守岛民兵基本生活用电需求，负载功率约7kW。计划建设风光储互补智能微电网系统，利用岛上丰富的风、光、波浪能等自然资源，同时建设日产10吨淡水的海水淡化系统参与微电网协调运行。微电网协调控制器共有停止模式、柴发模式、风光储模式、风光柴储模式四种运行模式，实现7×24小时不间断供电。

"十四五"期间，江苏配电网实现了电网规模全国领跑与供电能力的显著提升。110千伏变电站达到2135座，主变容量22215万千伏安。2024年江苏全社会用电量突破8487亿千瓦时，年均增速7.42%，年均新增用电负荷超700万千瓦。 新能源发展方面，截至2025年6月分布式光伏装机5900万千瓦，较2020年的556.95万千瓦增加9.6倍。2025年最高负荷达1.52亿千瓦，创历史峰值。这些数据反映出江苏配电网在保供和转型两个方向上都面临持续增长的挑战。

基于高精度遥感、无人机航拍等数据，江苏对全省约1700座涉及农村供电的110（35）千伏变电站开展供区内屋顶资源识别和光伏开发潜力测算。经测算，全省农村饱和装机容量户均28.3千瓦，苏南、苏中、苏北分别约24千瓦、25千瓦、31千瓦，苏北地区资源潜力最大。 从可开发容量来看，现状农村电网分布式光伏户均可开发容量9.6千瓦，仅占饱和容量的34%。通过补强中低压配网可提升至11.9千瓦；110（35）千伏主变扩建至远景容量后可达到21.1千瓦；若再配置20%储能，户均开发容量可达到29.6千瓦，接近饱和容量。这条提升路径清晰展示了电网加强措施与储能配置对分布式光伏承载能力的递进式提升效果。

泰州双安村整村开发案例展示了新模式对分布式光伏接入能力的显著提升。村内屋顶资源潜力15.7兆瓦，配变承载能力6.8兆瓦，10千伏线路承载能力18.2兆瓦。原开发模式下采用就近分散接入方式，最大可接入容量6兆瓦，约340户，无储能配置。 现开发模式采用光伏直流汇流方式，仅新增少量配变，接入容量提升至9.6兆瓦，约480户，接入能力提升40%，同时配置储能比例15%、时长2小时。在政府主导的公开招标程序下，七家光伏开发企业获选成为整村开发项目的平台企业，企业类型覆盖上市民营企业、政府平台企业、大型国有企业和本地民营企业。按照整村连片有序规划，预计2030年江苏配电网具备1亿千瓦分布式光伏接入能力。