“发展分布式智能电网，建设一批新型绿色低碳能源基地”是4月26日中央财经委员会第十一次会议针对加强交通、能源、水利等网络型基础设施提出的决策部署。会议指出，要加强交通、能源、水利等网络型基础设施建设，把联网、补网、强链作为建设的重点，着力提升网络效益。
“分布式智能电网”是在国家构建现代化基础设施体系以及推动新型电力系统建设的大背景下提出的，对未来电力系统发展演进方向和电网企业定位都将产生深远影响。
一、对“分布式智能电网”的理解
“分布式智能电网”有两个关键词，分别是“分布式”和“智能”。
“分布式”——在“双碳”战略下，风电、光伏等新能源发电将成为我国电源增量的主体。近年来，风、光等可再生能源快速增长，新能源发电能力将遍布于整个电力系统而不是局限于大型能源基地。目前，我国新能源发展呈现出集中式与分布式并举的态势，其中“分布式”代表了未来我国新能源发展的主要模式之一，不仅仅是作为“集中式”电源基地的补充。
集中式清洁能源需要并入大电网进行传输、分配，但是新能源的波动性和间歇性会增加电网的运行控制风险，新能源消纳也受到输配电网络的安全稳定边界制约，新能源发电容量越大、越集中，这种制约就越强烈。另外，我国大型清洁能源基地通常距离负荷中心较远，需要建设远距离输电线路，抬高了新能源的全系统获得成本，同时，长距离输电通道和网架的规划建设也面临线路走廊、变电站土地资源紧张等外部条件的限制，反过来又制约了集中式清洁能源的发展。因此，基于对风光等“集中式”能源基地的外部制约因素判断，中央完善激励机制和政策，鼓励分布式新能源发展。
“智能”——分布式能源更靠近负荷，有利于实现负荷的就地平衡和就近消纳。随着分布式新能源的大量接入，电力用户将从单一的、刚性的电力消费者变为具有负荷调节能力和需求弹性的“产销者”，这将极大改变能源消费和服务的模式。“智能”就是要挖掘用户侧的调节能力，形成“源网荷储”灵活互动的一体化系统。市场机制是实现“源网荷储”的重要手段，可以合理体现和分摊新能源接入带来的备用、调峰等辅助服务成本，引导用户提高能源利用效率，降低系统综合成本。
综合上述两个特点，“分布式智能电网”有两大特点：一是“分布式智能电网”将对配电网发展提出更高的要求。推动电网规划投资、技术支撑能力从主网向配网延伸，需要构建适应配电网复杂网络条件和外部环境因素的技术支撑体系;二是“分布式智能电网”促使“配电”和“用电”的联系更加紧密。当用户大量参与系统调节，需求侧资源将成为与发电资源同等重要的系统调节手段，配—用电环节在规划、建设、运营等方面呈现一体化协同趋势，将重塑配电网的管理和运行模式，重构电网企业价值创造方式。
二、“分布式智能电网”与“微网”“增量配网”的关系
“分布式智能电网”主要目的是为了促进新能源的就地消纳和就近平衡，小型、分散、自平衡是其主要特征。
虽然同样是以新能源就地平衡消纳为主要目标，“分布式智能电网”与“微网”和“增量配电网”“大用户直供电”等平衡模式仍然有显著区别。
一是从覆盖的范围看。前几年实施的“微网”“智慧能源”项目大部分是以工业园区为主体，是在特定地理范围和物理边界内部实现能源综合利用和动态平衡。随着分布式新能源的广泛接入和数字化技术的发展，需求侧的柔性调节能力增加，可以突破物理范围的限制，在逻辑上对更大范围的负荷侧资源进行聚集，达到灵活互动、就地消纳的目标。因此，“分布式智能电网”的能源平衡范围是弹性的、可伸缩的，没有“微电网”的物理边界特征和“增量配网”的产权特征，资源调节的范围更广、程度更深、灵活性更强。
二是从覆盖的对象看。无论是“增量配电网”试点还是各类“微网”或综合能源示范项目、需求侧响应试点项目，都是以大工业用户作为参与主体，调节对象数量有限。“分布式智能电网”不仅仅强调大用户的调节能力，还要更加着力提高配网中的中小型用户负荷调节能力。大到一个楼宇、小到一户家庭，在市场机制的引导和数字化技术的支撑下，都可以参与市场调节，起到“聚沙成塔”的规模效应。这是数字经济时代特有的平台效应和网络效应优势，最大限度释放了配网侧可参与系统调节的负荷资源潜力。
三、“分布式智能电网”对电网的影响
“分布式智能电网”在本质上，仍然是以电能就地平衡为主要目标。其自平衡特性，一方面将减缓大电网输送到终端用户电量的增长速度，但其对于大电网的依赖特性又要求电网仍然保留较高的设备裕度甚至更高的调节能力，对电网企业运行模式和经营服务模式带来冲击和影响。
例如，随着居民充电桩的快速增加，居民充电负荷的可引导性会使得其动态特性显著受到电价政策影响，从初步调研来看，峰谷电价会在夜间低谷起始时段形成一个显著的“短时同时响应高峰冲击”，在局部地区可能会率先造成配电台区容量越限。这种负荷特性的改变，将带来城市电网电力短时爬坡能力的冲击，也将影响对台区变电容量的规划建设策略。
发展和推动“分布式智能电网”，需要在电力市场机制设计的“软件”、配网支撑技术的“硬件”、创新能源服务的“平台”模式上共同发力。
电力市场机制设计上，需要进一步还原电力商品的时间价值属性。目前国内电力市场以中长期交易为主，主要满足电量平衡需求，时间尺度相对较大、交易机制相对静态，难以匹配新能源高波动性、间歇性的特征。需要进一步推进短时间尺度的交易品种，增加对用户侧资源的动态调动能力，达到小时级、分钟级甚至准实时级，实现源网荷储高效协同，从而有效促进电力供需平衡。
技术支撑能力上，“分布式智能电网”对配电网主动感知能力和调节能力提出了更高的要求，尤其是连接用户的“最后一公里”(0.4千伏以下低压配电网)。低压配电设备点多面广、种类繁多，既有智能电表、RTU、DTU等传统自动化装置，又有智能配电房等动环视频监测新装置，各类设备装置缺少统一协议标准、数据无法融合共享、每个设备都要独立占用通信通道资源、独立运维团队，存在大量资源重复投入。同时，配网侧面临环境复杂、土地资源紧缺等问题，主网成熟的技术装备体系不一定适应低压配电网发展建设需求，技术路线选择需要兼顾经济性、灵活性、开放性等因素。未来，配电网侧设备将呈现轻量化、集成化趋势，同时也将推动低压“配—用”管理标准和流程的进一步融合，提高配电网对分布式新能源的主动响应和服务能力。
创新能源服务模式上，电网企业需加快从传统单一电力销售模式向平台服务商的转型步伐。“分布式智能电网”既对电网企业带来挑战，同时也提供了转型的机遇。相较于“物理”聚集模式的“微网”或“增量配电网”，对需求侧资源的“逻辑”聚集更有利于保持电网的统一性和完整性。然而，要实现对用户侧资源的动态调节具有较高的技术门槛，在传统建设模式下，中小用户无力负担诸如“综合能源服务平台”此类大型系统的开发成本，因此大部分试点都只能依托工业园区或大企业开展。未来，依托数字电网平台，可以将数据采集、能耗监测、电费结算等标准化功能封装成PaSS层服务能力，面向第三方能源服务商或中小用户提供基于“能源云”的综合能源管理业务，为更多用户提供更加灵活、高效的用能服务，促进能源服务生态的繁荣发展，实现电网企业向能源生态系统服务商转型。