本刊记者 谢玮 郭志强

甘肃庆阳，子午岭沟壑之间，铁塔牵着银线一路向东。

这条915公里长的“电力丝路”跨越黄河、穿过中原，把陇东的风、光、火、储送往山东。2026年5月，陇电入鲁工程投运满一年，累计输送电量288亿千瓦时，其中新能源电量占比超过40%。

一度绿电，从陇东抵达山东要多久？陇电入鲁工程给出的答案是——约0.003秒。

电能瞬间抵达，绿电的生产、汇集和利用却是一场复杂的系统接力。从黄土高原上的风机，到渤海之滨的桥吊，一度绿电要经过功率预测、变流升压、并网调度、远距离输送和市场交易，走过的路远比想象中漫长。

风起时发电，日照强时发电。来自草原、戈壁和海上的绿电越来越多，究竟如何汇进一张大网？

绿电上网，不是“插上插头”

一块光伏板接上电线，并不意味着发出的电就能直接进入千家万户。

光伏板产生的是直流电，要先经过逆变器转换成交流电，再由变压器逐级升压；风机发出的电同样要经过变流、升压等环节。电压、频率、谐波等指标合格，场站完成通信联调和涉网性能测试后，才能按照调度安排接入电网。

这有点像车辆驶入高速公路：既要符合通行标准，也要通过匝道调整状态，与主路车流有序衔接。电力系统同样需要保持实时平衡，发电与用电必须基本同步。任何一端出现较大波动，都可能影响电网频率和运行安全。

并入电网只是第一步，绿电还要送到需要它的地方。西北、华北风光资源丰富，用电负荷中心却主要集中在东中部。当地一时用不完的绿电，需要跨省跨区寻找更大市场。

特高压由此成为绿电远行的“大动脉”。

2019年全面投运的昌吉—古泉±1100千伏特高压直流输电工程，西起新疆昌吉，东至安徽古泉，跨越3324公里，输送容量达1200万千瓦，每年可将约660亿千瓦时电能送往华东负荷中心。

截至目前，我国累计建成投运“24直21交”共45条特高压输电通道，构筑起横贯东西、纵贯南北的“电力高速公路”。

不过，架起“大动脉”，并不意味着绿电就一定能够顺畅外送。新能源基地、汇集电网、调节电源、储能设施和外送通道需要统筹规划，受端电网也要具备足够的承载和调节能力。

与大型新能源基地相比，分布式光伏面临的是另一种接入难题。过去，农村配电网主要承担从变电站向用户单向送电的任务；如今，千家万户的屋顶都可能成为小型电源。中午光照充足时，大量分布式光伏同时向电网反送电，可能造成配电变压器反向重载、线路容量不足和局部电压越限。

中部某市计划利用农户和公共建筑屋顶，整村推进分布式光伏。一位当地工程负责人告诉记者，村里屋顶资源丰富，但农户白天用电较少，光伏发出的电大多需要上网消纳。为此，配电网需要新增或扩容变压器、改造线路，配套成本随之增加，也影响了一些企业的投资意愿。

线路之外，还要靠市场“搭桥”

电网是硬件，市场则像软件。只有线路，没有交易，绿电仍可能“发得出，却卖不掉”。

2025年，国家电网经营区新能源市场化交易电量首次突破1万亿千瓦时，占新能源总发电量的58%。而“十三五”末，这一比例只有24%。

数字背后，是新能源消纳模式加快转向“市场配置”。

转变的重要推力是2025年出台的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》：新能源上网电量原则上全部进入市场，电价由交易形成；同时建立可持续发展价格结算机制，对机制电价与市场电价的差额进行结算等。

由此，行业告别了“多发一度电、多赚一分钱”的历史。新能源企业不仅要考虑“发多少”，还要判断“何时发、以什么价格卖”。

市场化带来的变化是深远的。风光大发、电力供应宽松时，新能源边际发电成本较低，现货市场电价可能随之下降，引导用户增加用电；风光出力回落、供需趋紧时，电价上涨，又会吸引煤电、储能和可调节负荷及时补位。

市场就像指挥棒。哪里缺少调节能力，哪里的峰谷价差就会拉大；什么时候电力富余，什么时候用电成本就可能更低。价格信号让发电企业、储能运营商和用户共同参与平衡。

中国光伏行业协会执行秘书长刘译阳告诉记者，衡量具体某项目、某地光伏发展的水平，不能只看装机规模，还要看利用率、度电成本、质量可靠性，以及对电力系统安全运行的贡献。行业关注的重点正在从“能不能装、装多少、成本降到多低”，转向“发出来能不能并网、能不能消纳、能不能卖出合理价格、能不能长期稳定运行”。

一张网，算的是系统账

用电需求仍在快速增长。

中电联预计，“十五五”期间，我国全社会用电量预计年均增加6000亿千瓦时，相当于每年新增一个中等经济体量国家的用电水平。为实现非化石能源发电量占比目标，非化石能源发电量年均增量要达到约4500亿千瓦时，高于“十四五”时期约3700亿千瓦时的年均增量。

中电联统计与数智部电力供需分析处处长叶静判断，“十五五”期间我国发电装机总量将突破50亿千瓦，整体形成“装机以新能源为主体、电量以清洁能源为主导”的新格局。全社会新增用电需求将主要由新能源电量承接。

回到开头的问题：风和光，怎么汇进一张网？答案从来不是某一项技术，而是一整套系统的配合。

“解决光伏中午大发、傍晚出力下降的矛盾，不能依赖单一手段，而要推动‘源网荷储’与市场机制协同发力。”刘译阳说，电源侧应提高功率预测精度，推动光伏与储能、风电、水电及灵活性火电互补；电网侧应完善配电网、主网和跨区输电通道，提高新能源接入、外送和短周期调节能力；负荷侧可通过分时电价、需求响应、错峰生产和有序充电，将部分用电需求转移至光伏出力高峰；储能则可将午间富余电量转移至晚高峰使用，但需要合理评估成本收益。

“还要完善现货、辅助服务、绿电交易和容量补偿等机制，让调节能力获得合理回报，调动各类主体参与系统平衡。”刘译阳说。

由此，预测系统让绿电“看得见”，储能让它“调得动”，特高压让它“跑得远”，电力市场让它“卖得掉”。主干电网承担跨省跨区余缺调剂，配电网承接海量分布式电源，智能微电网则在必要时保障局部供电。

新型电网建设，能够让绿电接得住、送得出、用得好。

“总体上，‘用上电’‘用好电’‘用绿电’是新型电网建设逐级提升的三项重要能力。”国网能源研究院有限公司总工程师鲁刚认为，随着高比例新能源电力系统的建设推进，三者深度耦合，在不同地区、不同发展阶段，将面临不同程度的落地挑战。

夜色渐深，陇东的光伏板沉入暮色，山梁上的风机仍在转动。调度大屏上，光伏出力曲线下落，风电、火电和储能的曲线随之调整。千里之外，港口灯火亮起，桥吊照常装卸。

人们很少察觉这场接力。让一阵风从黄土高原吹进齐鲁大地的灯火，中间隔着915公里的银线，也离不开无数次预测、交易、调度和检修。

风和光已经汇进大网。接下来，还要让这张网接得更稳、送得更远，也让每一度来之不易的绿电，用得更好。