在新型电力系统加速构建的背景下，配电网作为连接电力系统与用电客户的“最后一公里”，其可靠性不仅直接关系千万客户的用电体验，更深刻影响经济社会高质量发展成效与能源转型进程。梳理当前配电网可靠性提升面临的现实挑战，探索系统性破题路径，对推动配电网升级具有重要意义。
当前，随着能源结构、投资导向、参与主体的深刻变革，配电网可靠性提升面临多方面考验。
能源转型背景下网架适配性不足。我国现有配电网架构建立在传统化石能源主导的集中式电力系统基础上，单向输送、统一管控的运行逻辑与新能源为主、多元负荷互动的新型电力系统发展需求适配性不足。例如，县域相对于市区拥有更丰富的太阳能、风能、生物质能等可再生能源发电资源，以往受限于本地电力负荷规模相对较小等现实条件，配电网发展较为有限，如今该模式与部分区域新能源开发提速的实际需求形成错配，可能制约新能源消纳能力提升。
可靠性提升价值评价有待优化。《加快构建新型电力系统行动方案（2024～2027年）》明确，按照客观、系统、科学、可行的原则开展规划建设、运维管理、电能质量、投资效益等环节的具体指标设计，探索建立配电网发展指标评价体系。这反映的是配电网可靠性的提升不能脱离经济性约束，应立足不同地区的经济发展水平、产业结构特色、客户用电特性以及存量电网基础设施现状，精准研判供电可靠性提升的实际需求，在此基础上规划实施路径，制订差异化的可靠性提升投资策略，最终通过科学的资源配置实现配电网建设效率与综合效益的同步提升。
多主体协同的机制需要进一步完善。一方面是电网企业内部各专业间的协同：配电网可靠性提升是一项需要统筹各业务板块的综合性工作，需加强配电网规划、建设、运行等业务板块间的衔接。另一方面是电网企业与外部多主体的协同：配电网作为重要公共基础设施，其可靠性提升需电网企业、政府、客户、设备厂商等多元主体协同发力，但当前多主体间的协同仍存在短板。因外力破坏、客户内部故障等因素造成的停电事件时有发生，暴露出配电网可靠性提升与城市建设规划、客户安全用电管理之间的衔接机制尚未健全。
结合当前实践经验，电网企业可从网架升级、价值评价、机制创新三个维度探索破题路径。
在网架升级层面，打造配电网新形态，更好适应新能源大规模接入需求。推动底层架构从单向输送向双向互动升级，在新能源资源富集区域探索配电网与微电网协同规划建设路径，实现局部自治、全局协同。尤其对于光伏大发但负荷密度较低的农村地区或者地理条件复杂、电网建设和运维难度较大的边远山区，可探索末端配储、配微协同规划路径。配电网新形态升级的同时需同步出台相关导则规范技术细节。
在价值评价层面，建立可靠性诊断与效益评价体系，实现资源高效配置。对于不同供电分区，进一步细化可靠性指标的诊断维度与标准。《配电网规划设计技术导则》给出了不同供电分区供电可靠率指标的最低标准，但可靠性的影响因素有很多，如网架结构、装备性能、自动化程度、应急抢险管理水平等，且不同区域的地貌特征、经济发展水平、专业人员力量等也存在差异，可分区域分场景系统研究可靠性影响因素，细分指标体系以及问题诊断标准。建立“可靠性-经济社会效益”量化模型，将供电可靠率指标与停电损失、产业发展、民生改善等进行关联。针对同一可靠性目标，通过分析不同项目方案对供电可靠性提升的价值贡献，确定投资效益最优方案，实现配电网资源的高效配置。
在模式创新层面，构建“多元共治”新格局，打破条块分割壁垒。构建配电网规划、建设、运维一体化管理模式。配电网可靠性提升需从“故障发生后快速修复”的被动思维转化为“故障发生前先防范”的主动思维，将可靠性提升的目标贯穿于配电网规划、建设、运维全链条。通过搭建仿真模型，模拟负荷增长、极端天气等场景，提前识别网架薄弱环节，从源头上降低故障发生概率。构建政府、电网企业、客户共同参与的协作机制。政府强化施工监管，建立施工报备与预警机制，降低外破风险。电网企业加强对客户安全用电的指导，协助排查隐患。政企双方搭建信息共享平台，及时同步施工计划、设备状态，并定期更新设备故障概率等可靠性参数，以支撑电网企业开展可靠性仿真计算分析。
总体而言，配电网可靠性提升不仅需要优化网架、升级技术，更需要转变思维、创新机制。新形势下，唯有立足经济社会发展与能源转型需求，持续深化对可靠性的认识，不断完善架构、优化机制、强化协同，才能实现配电网可靠性的战略性升级。
作者单位：国网（苏州）城市能源研究院
