跨区域特高压输电通道再扩容
2026年以来，国家电网持续推进跨区域特高压输电通道建设，重点围绕“西电东送”“北电南供”布局新增输电能力。截至2026年第二季度，已有3条±800千伏特高压直流输电通道完成阶段性投运，新增跨区域输电能力超1200万千瓦，主要用于输送西北、华北地区的风电、光伏等新能源电力，缓解华东、华南等负荷中心的电力供应压力。此外，部分特高压交流通道的智能化改造也同步推进，通过加装在线监测装置、优化调度算法，提升了通道的输电效率与运行稳定性。配电网智能化改造加速落地
2026年，各地电网企业加大配电网智能化改造力度，重点聚焦分布式新能源接入、用户侧互动等需求。一方面，推广应用智能配电终端、故障自愈装置等设备，实现配电网故障的快速定位、隔离与恢复，部分试点区域的配电网故障恢复时间从传统的数小时缩短至10分钟以内；另一方面，搭建配电网分布式能源调度平台，支持分布式光伏、储能、电动汽车等资源的灵活接入与协同调度，截至2026年6月，全国已有超200个城市完成配电网智能化改造核心节点的部署。新型储能并网标准进一步完善
针对新型储能大规模并网的需求，2026年国家能源局联合电网企业修订并发布了《新型储能并网技术规范（2026版）》，明确了储能系统的并网要求、调度响应能力、安全防护标准等内容。新规范要求，并网容量达到10兆瓦及以上的储能电站需具备一次调频、快速无功支撑等功能，同时优化了储能并网的流程与验收标准，进一步保障了电网的安全稳定运行。此外，部分电网企业还推出了储能并网的“一站式”服务，简化了储能项目的并网申请流程。电网负荷管理机制持续优化
2026年，电网企业进一步优化负荷管理机制，探索多元化的需求响应模式。一方面，扩大需求响应的参与主体范围，将工业用户、商业用户、居民用户等纳入响应体系，通过价格激励、补贴等方式引导用户主动调整用电行为；另一方面，推广应用虚拟电厂技术，整合分布式能源、储能、可调节负荷等资源，形成可调度的虚拟电厂参与电网调峰、调频等服务。截至2026年第二季度，全国虚拟电厂的可调容量已超500万千瓦，有效提升了电网的供需平衡能力。常见问题？
2026年电网特高压扩容的核心方向是什么？
核心方向是围绕“西电东送”“北电南供”布局，重点输送西北、华北的风电、光伏等新能源电力，缓解华东、华南负荷中心的供电压力，同时推进特高压交流通道的智能化改造。
配电网智能化改造对用户有哪些实际影响？
实际影响主要包括：配电网故障恢复时间大幅缩短，减少用户停电时长；支持分布式光伏、储能等资源的灵活接入，方便用户参与新能源消纳与电网互动。
新型储能并网标准的调整对储能项目有何要求？
调整后的标准要求并网容量10兆瓦及以上的储能电站需具备一次调频、快速无功支撑等功能，同时优化了并网流程与验收标准，保障电网安全。
虚拟电厂参与电网服务的主要作用是什么？
虚拟电厂可整合分布式能源、储能、可调节负荷等资源，形成可调容量参与电网调峰、调频等服务，提升电网供需平衡能力，缓解电网运行压力。