零碳农村配电网建设多重挑战待破解

农村绿电消纳建设面临资源分散性、负荷低密性、收益弱质性与运维薄弱性相互交织的结构性难题，未来需探索农村分散式资源、商业模式与长效运维机制，推动乡村新型能源系统从政策驱动走向内生发展。

近年来，通过持续的巩固提升工程，我国农村配电网正经历从“用上电”到“用好电”、从基础保障到赋能发展的转变。最新研究数据显示，我国农村地区用电量增长迅猛，人均用电量从2016年的约800千瓦时增长至2024年的1712千瓦时，增幅超70%。

在“双碳”目标背景下，农村已成为能源绿色低碳转型的重要阵地。在业内看来，农村绿电消纳建设面临资源分散性、负荷低密性、收益弱质性与运维薄弱性相互交织的结构性难题，未来需探索农村分散式资源、商业模式与长效运维机制，推动乡村新型能源系统从政策驱动走向内生发展。

农村用电需求快速增长

最新数据显示，2024年全国农村用电总量达7958亿千瓦时，相当于8个三峡电站的年发电量。农村用电已从“点灯看电视”的初级阶段，全面迈入生产生活电气化、产业多元化的新阶段。

国家能源局市场监管司司长郝瑞锋曾表示，党的十八大以来，国家能源局着力实施农村电网巩固提升工程，加强农村电网基础设施建设，累计投入中央预算内投资超千亿元，推动解决农村电网网架薄弱问题，农村电网供电可靠性持续提升。2024年我国农网用户平均停电时间相较2020年降幅超过40%。

国家电网公司的最新数据显示，截至2024年底，全国农村电网平均供电可靠率达99.915%，综合电压合格率达99.839%。国家电网经营区农村地区综合电压合格率、供电可靠率分别达99.831%、99.915%。

国家能源局方面表示，下一步将聚焦乡村产业发展和群众用电需求，在农网硬件升级和软件服务提升上同步发力，更好服务乡村振兴发展。

国家电网公司近日召开的优化营商环境发布会提到，积极助力乡村全面振兴和服务业发展。“十五五”时期，该公司将完成县域电网联系薄弱区域主干网架升级改造，2030年全年农网户均停电时间较2025年下降30%以上。此外，还将规范公开配电网可开放容量信息，保障“十五五”时期年均新增6000万千瓦以上分布式电源及时并网。

不同地区存在四类共性问题

取得成绩的同时，我国农村在绿电消纳与微电网建设上，尚面临独特的结构性难题。

自然资源保护协会清洁电力项目副主任黄辉表示，与工业园区相比，农村在绿色配电网和微电网建设方面存在显著差异，突出表现在资源特点、负荷特性、收益模式上。其一，资源分布与权属分散。农村可用于发展分布式新能源的屋顶、土地等资源，往往分属于多个用户，产权主体多元，资源整合与统一开发的难度远高于产权集中、规划统一的工业园区。其二，用电负荷分散、密度低。农村用电主要集中于生活用电和农业生产用电，零散分布在多个用户，用电量和负荷密度明显低于工业园区，负荷的波动性、时段和季节性特征也更为突出。其三，收益模式难以完全市场化商业闭环。不同于园区执行较高的分时工业电价，若缺少规模化产业用电支撑项目收益，项目可持续运营仍需依赖财政补贴或公益化运作模式。

中国农村能源行业协会和自然资源保护协会等近日发布的《面向零碳村镇的现代配电网》研究成果显示，我国地域辽阔，不同区域农村面临的核心矛盾各不相同。东部地区电网基础较好，但负荷密度高、土地资源稀缺，传统集中式绿电开发受限；中部地区负荷增长快，而电力设施更新相对滞后；西部地区农村电网建设成本高，本地消纳能力不足；东北地区则受冬季采暖影响，调峰困难、外送协调难度大。在此格局下，分布式能源消纳压力大、设施更新滞后于负荷增长、源荷逆向分布导致建设成本高企、季节性峰谷差显著四类共性问题日益凸显。

上述研究分析认为，零碳村镇的现代配电网源侧布局分散、出力随气象骤变；网侧基础薄弱、感知水平低，设备状态存在“看不见、测不准、控不住”的情况；荷侧柔性调节资源尚未挖掘，需求响应机制尚未建立；储能规模不足、商业模式有待完善，社会资本投资意愿不足。此外，配电网建设还面临经济性约束，部分设备投资回收期超过10年，基础设施建设成本高、运维管理成本高、资金回收周期长等问题叠加，“钱从哪来、收益怎么分”成为比技术更现实的门槛。在管理层面，接入主体多元、拓扑结构复杂，传统集中式运维模式难以适配，既懂技术又懂农村的复合型人才短缺，设备协议不统一、数据孤岛和网络安全风险也亟待破解。

商业模式创新是关键

为破解难题，研究指出，可以通过资源配置、联网运行、商业运营三种模式系统性解决乡村零碳配电网发展面临的难题。

资源配置模式方面，可通过光储直柔、多能互补或智能调控三种发展模式，根据当地资源禀赋和负荷特点灵活组合应用。联网运行方面，电网基础较好的村镇可采用集中式并网，实现分布式能源聚合接入和余电外送。偏远或电网薄弱地区则可依托多能互补、储能和智能控制探索离网自治模式。此外，绿电供需不匹配的村镇间可通过柔性互联构建微电网，实现能量互济，提升新能源消纳能力和供电韧性。商业运营方面，可进一步研究关注现代配电如何走向可持续运营。例如，余电上网实现收益分成，碳交易将村镇减碳量变现，虚拟电厂与需求响应聚合分布式资源参与市场交易。

考虑到我国农村差异显著，研究建议，商业模式须分区域、分场景设计，而非全国“一刀切”。东部地区负荷密度高、电价灵活，宜以多元收益加灵活调控为特征，将“源网荷储”深度协同发展。中部地区应聚焦配网提质增效与多元互补。西部地区风光资源优越但负荷分散，宜建设可自主运行的能源网络。东北地区则须以供热低碳化与系统调节增强为核心，通过风光耦合加储能实现峰谷调节与低碳供热。

北京计科能源新技术有限公司研究主管车阳介绍，一些实践案例已初步验证通过多元化政策机制可提高农村零碳配电网商业运营的经济可行性。在山西芮城庄上村，余电上网年收益超过90万元，村民用电成本下降60%以上，“光伏+文旅”融合年增收450万元；在山东北石硖村，虚拟电厂最大削峰负荷达250千瓦，2024年获得调峰收益与电价差收益合计28万元；在宁夏贺兰山葡萄园，年碳信用变现获益8万元。

业内专家建议，将零碳农村配电网纳入新型电力系统和乡村振兴总体布局，完善输配电价机制，加大财政资金精准投入，创新绿色金融与社会资本参与机制，现代配电网将从农村清洁能源发展的瓶颈，转变为支撑乡村振兴与能源转型协同发展的引擎。

文 | 本报记者 苏南

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出品 | 中国能源报（cnenergy）

编辑丨赵方婷