主网投资延续高位，特高压与跨区通道进入密集投产期
2026年，电网投资继续保持高强度。国家电网与南方电网均将主网架优化、跨省跨区输电能力提升列为年度重点。多条特高压直流工程在2026年进入设备安装或调试阶段，部分线路实现投运或带电试运行。与往年相比，2026年的主网建设更强调“送受端协同”，即新建通道不仅解决新能源送出，也兼顾受端电网的调峰与安全支撑。
从结构看，2026年特高压建设呈现两个特征：一是直流工程向沙戈荒大基地和西南水电外送集中；二是交流环网在负荷中心加密，用于提升短路容量和潮流控制能力。主网设备招标中，换流变压器、GIS、直流控保系统等核心设备需求保持旺盛，部分品类订单排产已至2026年下半年。
配电网数字化改造提速，一二次融合与智能终端放量
2026年配电网成为投资增量最明显的环节。随着分布式光伏、充电桩、用户侧储能大规模接入，配网从“无源辐射网”向“有源双向网”转变，对可观、可测、可控提出更高要求。2026年多地启动配网数字化专项工程，重点推进一二次融合开关、智能融合终端、低压智能断路器及台区智能融合终端的规模化部署。
在管理层面，2026年配网项目更强调实用化考核。过去部分智能终端“装而不用”的问题被重点整治。多地电网企业将配网自动化终端在线率、遥控成功率、故障自愈覆盖率纳入月度指标。配网故障定位与自愈技术从试点走向常态化应用，部分城市核心区已实现分钟级故障隔离与非故障区恢复供电。
新能源并网压力倒逼调度升级，储能与电网协同机制逐步落地
2026年，新能源装机继续快速增长，午间消纳与晚峰保供的矛盾在部分省份更加突出。电网调度机构加快部署新一代调度技术支持系统，强化新能源功率预测、分布式光伏群调群控和储能统一调度能力。2026年新投运的独立储能电站中，多数已具备接受电网AGC/AVC直接调度的条件。
价格机制方面，2026年多地完善储能参与电力现货市场、辅助服务市场的规则。部分省份明确独立储能可同时参与调频与现货套利，容量补偿机制也在更多地区试点。电网侧储能不再局限于延缓输配电投资，开始承担更多的系统惯量支撑与电压调节功能。抽水蓄能在2026年保持稳定投产节奏，多个在建项目进入机电安装高峰。
跨省电力互济更加频繁，省间市场与物理通道联动增强
2026年，省间电力现货市场运行进一步成熟。迎峰度夏和度冬期间，跨省跨区通道利用率明显提升，部分时段出现“通道排队”现象。电网调度与交易机构在2026年加强中长期合同、现货交易与物理输电能力的衔接，减少“有电送不出”和“通道空置”并存的情况。
区域电网方面，2026年长三角、粤港澳大湾区等负荷中心加快推进外来电多元化。除传统水电、煤电外，西北新能源通过特高压直流送入东部的电量占比继续上升。受端电网同步加强动态无功补偿、调相机和储能配置，以应对直流大功率馈入带来的电压稳定风险。
电网设备更新与防灾抗灾能力建设进入集中实施阶段
2026年是电网大规模设备更新政策落地的关键年份。老旧变压器、开关柜、电缆线路的更换节奏加快，高损耗配电变压器淘汰范围扩大。设备更新不再简单“原样替换”，而是结合智能化、环保化要求同步升级。例如，2026年新招标的配电变压器中，高效节能型占比显著提高，部分省份已停止采购传统S13以下型号。
防灾抗灾方面，2026年电网企业加大针对极端天气的改造投入。重点包括：重冰区线路抗冰改造、洪涝风险区站房防水防淹治理、沿海强风区杆塔加固，以及山区配网“最后一公里”的应急电源配置。部分省份在2026年将配网防灾标准从“五十年一遇”提升至“百年一遇”，对新建和改造项目提出更高设计要求。
常见问题
2026年电网投资的重点方向是什么？
2026年电网投资重点集中在三个方面：一是主网特高压与跨区通道建设，解决新能源送出和负荷中心供电保障；二是配电网数字化与智能化改造，提升分布式电源接入后的运行控制能力；三是设备更新与防灾抗灾能力提升，增强电网在极端天气下的可靠性。
配电网数字化改造在2026年有哪些具体变化？
2026年配网数字化更强调实用化。一二次融合开关、智能融合终端等设备进入规模化部署阶段，同时电网企业加强在线率、遥控成功率等指标考核。故障自愈、分布式光伏群调群控等功能从试点转向常态化应用，配网运行管理模式发生明显变化。
储能与电网的协同在2026年如何体现？
2026年储能与电网协同主要体现在调度接入和市场机制两方面。更多独立储能电站具备接受电网直接调度的能力，参与调频和现货市场；部分省份推出容量补偿机制，明确储能可同时参与多种市场。电网侧储能开始承担惯量支撑、电压调节等系统功能。
2026年省间电力互济有什么新进展？
2026年省间电力现货市场运行更加成熟，跨省跨区通道利用率提升。电网调度与交易机构加强中长期合同、现货交易与物理输电能力的衔接，减少通道空置和有电送不出的情况。长三角、粤港澳大湾区等地区外来电多元化程度进一步提高。