作为世界上第一大电力生产国，由于经济增速趋稳，中国正面临着电力过剩的难题，部分地区甚至出现了弃风弃光的情况，为此，国家电网拟通过构筑全球能源互联网的方式，来破解这个顽疾。

在国家电网公司董事长刘振亚看来，全球能源互联网的核心是建设连接包括“一极一道”在内的全球各类清洁能源基地与主要负荷中心的跨国、跨洲骨干网架和洲际联网通道。

11月3日，国家电网能源研究院副院长蒋莉萍在“全球能源互联网”学术讲座上向《第一财经日报》记者表示，中国风能主要集中在“三北”地区，太阳能聚集在西部地区，这类资源都存在一个相对集中的问题，但却没有与之相应的负荷匹配，因为没有那么多的需求用户，所以亟待通过电网在一个更大的范围内去优化、消纳。“可以这样说，电网有多大，市场就有多大。”

打造东部、西部两大电网

国家电网已经对全球能源互联网作出了规划部署，并拟定了时间表。

根据11月2日召开的国家电网第四季度工作会议部署，中国现有电网格局将实现重大变化，华北、华中、华东、东北、西北等交流同步电网，到2020年将互联整合为东部、西部两大电网;到2025年，东、西部电网则通过同步互联工程，形成一个同步电网。

国家电网方面提供的信息显示，西部电网由西部不同资源类型的电网互联形成，东部电网则主要是东部主要受电地区电网互联形成。

蒋莉萍告诉《第一财经日报》记者，中国之所以出现弃风弃电问题，一定程度上是因为电源开发与电网发展不匹配、不协调造成的。“从全国整体角度看，消纳能力是有的，但中国风电光电是集中开发的方式，这就需要电力系统为这些能源搭建一个更大的网络去消纳、吸收。”她表示。

按照国家电网的规划部署，将现有电网互联整合为东、西部两大电网，进而融合为一个同步电网，届时不仅可以解决中西部地区电力消纳的问题，也可以让东南沿海等用电集中地区的用电需求得到满足，从一定程度上限制石化能源发电的扩张。

搭建洲际电网

中国工程院院士、中国电力科学研究院院长郭剑波撰文指出，全球能源互联网=特高压电网+智能电网+清洁能源。这句话应该如何理解呢?

作为“黑哥俩儿”的煤炭、石油在中国能源结构中正在并仍将占据重要位置，但发展清洁能源已经成为业界共识，然而，清洁能源大多需要转化为电能才能被高效利用。

基于此，推进清洁替代、电能替代便成为全球能源互联网的战略方向;换句话说，让清洁能源转化为电能，通过特高压电网、智能电网，实现全国、洲内乃至洲际互联互通。国家电网通过重塑东、西部两大电网，并在2025年将其融合为一个同步电网，实际上就是在构建全国能源互联网。

然而，在11月3日的“全球能源互联网”学术讲座上，聚焦的话题除了需要克服的难题以外，就是全球能源实现洲内、洲际互联互通的意义。

蒋莉萍表示，特高压输电距离可以达到5000千米以上，大电网可以利用不同区域负荷特性差异，平衡不同地区的各种可再生能源，实现各类能源联合高效地协调运行，实现多种能源开发的综合效益最大化。

“今年3月，太阳能发电占比高达50%的德国遭遇日全食，但有惊无险，并没有出现大面积停电的情况，一个重要原因就是多亏了欧洲大电网。”蒋莉萍称。德国遭遇日全食过程中，欧洲电网公司动员所有控制室，保持不间断沟通，并借助储备电力来平衡整体电力系统，还帮助了该地区的其他国家正常用电。

售电放开是电改最大亮点

据证券日报报道，2015年9月16日，在国新办组织召开的经济体制改革重点任务进展与成效发布会上，发改委副主任连维良表示，国企国资改革的系列文件正在陆续出台，出台了关于进一步深化电力体制改革的若干意见，相关配套文件陆续出台。

业内一致认定此轮新电改方案中，售电业务市场将放开是最大亮点。电力系统分为发、输、配、售四环节，在发电市场放开后，售电市场将成为第二个被放开的环节。其中，发电企业如五大电力集团以及有资金实力的民营资本集团有望率先进入售电侧，成立售电公司。有电力业内人士对《证券日报》记者表示，五大电力集团都已开始着手进入售电市场的研究和准备工作。

电力行业分析师朱纯阳认为，售电的放开会对电力行业产生深远影响，有利于实现发电量市场化和电价市场化，加剧发电企业之间的市场竞争，企业的经营管理水平将在电力市场份额争夺过程中发挥主要作用，优质主体将会脱颖而出。

自2015年3月15日《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》出台之后，发改委连发四份配套文件，分别从新能源发电、需求侧管理、输配电价改革试点和跨省跨区电力交易等不同的角度为放开售电市场奠定了基础。后续的配套政策预计会从售电市场主体、交易原则、交易机构、发用电计划体制改革等方面来规范售电市场。

值得注意的是，全国大范围的售电市场放开仍需要一定时间，现阶段仍会采取在一些试点地区先推行再逐步向全国推进的做法。优先完成输配电价改革，且电力供需较为宽松的地区有望率先开启售电市场改革试点。目前全国共7家试点区域，已经进行了不同程度的改革措施。

渐进性改革更适合我国国情

市场认为，新电改方案的优点是可操作性很高，虽然没有拆分电网，但改变了电网的盈利模式，对于解决国内电力行业中存在的具体问题，是一种阻力较小但收效明显的改革办法。

但也有不同的声音认为，新电改方案均是原则性表述。中国人民大学经济学院教授吴疆就曾表示，正式方案中由于缺失了“电网企业不再负责电力统购统销”、“实现电网企业输配电业务独立核算”等条款而变得很不彻底。

有能源业内人士表示，“此次改革方案只是看起来很美”——最关键的调度独立问题在方案中语焉不详，对交易独立也有诸多限制。

为此，记者采访了郴电国际董事长秘书袁志勇。郴电国际发展股份有限公司是一家主要从事电力供应的公司，负责郴州市区70%和四县两区的电力供应，也是我国首批实行“厂网分开”的独立配电网公司。

袁志勇表示，如今虽然电力体制改革声浪很高，但就目前来看对各电企日常运营并无太大影响。

他认为电力体制改革能否顺利推进，主要取决于市场监管，核心问题集中在两个方面：首先是入网监管问题。只有入网没有歧视，电价没有压制改革才能进行得下去。电力体制改革之后，意味着地方电网企业以及地方发电企业可以“走出去”，但是如果想“走出去”就要有一系列的配套措施支撑;其次，实践中还是监管问题。如果仍是两大电网公司说的算，那么它不允许你参加电力交易，即使允许，对于新的售电主体的进驻，两大电网公司下属的市、县售电公司是否会利用行政权力采取电价“弹压”、“稀释”政策，都会直接影响“走出去”的步伐和决心。

准确界定电力行业各环节性质、构建售电侧电力市场成为本轮电改能否成功的关键，在此意义上，新电改除原则性表述之外，指导具体实施的配套细则显得至关重要。“电力交易机构如何做到相对独立，政府监管如何强化，我认为是电力改革能否走得快、走得远的根本问题。”袁志勇如是说。

资料显示，世界主要发达国家，从上世纪90年代先后对其电力系统进行了改革，但并没有得到普适模式，美国部分区域的改革甚至已宣告失败。2012年前国内的电力改革的试探，也没有找到能形成共识的改革方向。并且过去几年中又涌现出了新能源、新负荷、能源安全等新问题。

“电力改革不是一蹴而就的，更可能是逐步摸索”。招商证券电气设备新能源行业首席分析师游家训认为：“从操作层面考量，可能渐进性改革更适合我国国情，改革需要更全面的涉及交易、竞争、监管机制，设计出反映商品价格的价格体系

摘自《北极星电力网》