【“大美新特优”描绘大花果山建设蓝图】初冬时节，连云港大地透着别样的韵味。以国家5A级旅游景区花果山风景区为核心的连云港云台山景区景色宜人，巍峨的山峦与色彩斑斓的植物交相辉映，构成一幅美丽的生态画卷。眼下虽已进入旅游淡季，但在蜿蜒盘旋的景区公路上，观光游客依然络绎不绝。
连云港市“十四五”规划提出“开发新业态产品，构建文旅产业融合发展新格局”的目标，作为连云港市文旅产业的一张“王牌”，大花果山景区如何进一步打造？连云港市云台山风景名胜区党工委书记、管委会主任朱加刚说：“‘十四五’期间，我们将一以贯之、持之以恒，高水平开发利用独特资源禀赋，推动旅游业更快更好发展，在促进新经济、新业态发展上成为标杆，开启‘大美新特优’大花果山景区建设新征程。”
旧貌换新颜 创成5A级旅游景区
“以前的花果山可不是眼前这样子，哪有这么美。”71岁的孙锡华说。1984年，30多岁的孙锡华从部队转业后回到连云港，被任命为花果山风景区党总支副书记，主持工作。
“一定要有所作为、改变景区面貌，为家乡精制一张代表连云港形象的闪亮名片。”站在花果山玉女峰上，孙锡华下定决心。“勒紧裤带三五年，定叫景区换新颜！”景区开始了综合大治理行动，禁止乱砍乱伐、清理乱堆乱放、制止乱屙乱尿、拆除乱搭乱建……随着整治步步深入，花果山面貌渐渐发生改变。
1985年底，花果山风景区荣获“社会治安综合治理先进单位”奖牌，这是景区获得的第一块奖牌。之后，通过有力的整治和长期引导教育，花果山人素质提高了、文明意识增强了，服务质量有了明显变化，前来观光的游客数量直线上升。
据连云港市档案馆记载，1988年，经国务院批准，云台山被确定为“国家重点风景名胜区”，花果山风景区成为其核心区域。此后，为加快旅游业发展，连云港市政府对过去战乱中毁坏及年久失修的寺庙古道、风景名胜进行修葺保护，开辟了一批新的景点，不断完善旅游基础设施和服务设施。
2016年8月，花果山景区创成国家5A级旅游景区，实现连云港市5A级旅游景区“零的突破”。这是花果山的荣耀，更是连云港这座城市的荣光。
连云港市云台山景区管委会下辖的花果山、渔湾、东磊、孔雀沟四大景区，虽在同一个山系，但由于交通不便，景区间彼此相互独立，常年“各自为战”，旅游线路和内容单一、割裂，制约了景区发展。景区散、脏、乱、穷的痼疾尚未从根本上“治愈”，花果山亟待进一步提升。
做好“西游文章” 打造大花果山景区
作为云台山风景名胜区主景区，原花果山景区可游览区域面积只有12.8平方公里，仅有玉女峰、水帘洞、七十二洞、九龙桥等几个景点，游客容量小，服务设施匮乏。每当旅游高峰到来，山路上到处拥挤不堪、游客缺吃少喝。“那时候来花果山旅游的游客，基本是‘上下一条路、进出一个门’。”连云港市某旅行社一位从业20多年的导游说。
如何让以花果山为核心资源的云台山风景名胜区成为与《西游记》名著相匹配的旅游胜地，推动域内文旅产业乃至经济社会的开创性发展、切实提升民生福祉？面对这个重大课题，“大花果山景区”战略应时而生。
“十三五”期间，云台山风景名胜区提出建设“大花果山景区”的发展战略，实施“678三年行动计划”， 整合花果山景区与渔湾、东磊、孔雀沟等旅游资源，打造“一核三轴”游览格局，实现山上山下相互促进、协调发展、相得益彰的局面。
2017年5月，大花果山景区战略提出并得到高度认可，大花果山景区总体规划随之展开。几年内，大花果山景区总体策划组织编制并完善了15项景区总规、详规、土地利用规划、镇村布局规划、新型社区规划，采取一系列举措，将原本分散的花果山景区、渔湾、东磊、孔雀沟等旅游资源进行有机整合，使全山游览范围拓展了6倍，达到76平方公里。
“规划要落实为项目、项目要实实在在落地，我们工作的要求就是聚力攻坚突破，坚持‘项目为王’，‘咬’住项目不放松。”云台山风景名胜区管委会建设局局长朱栋梁说。
在不到5年的时间里，大花果山景区规划内，徐新公路景区段、环云台山大道景区段、山上“一环五线”共54公里车行道全线通车，133公里步游道建成投用。2020年12月22日，玉女峰至渔湾景区公交车开通，解决了以往游客从花果山到达渔湾景区需从山下绕行的问题，为游客节省一半时间。“路网的迅速贯通，打开了大花果山旅游事业发展的全新局面。”朱加刚说。
近期，5000平方米的花果山西入口新游客中心建成，8万平方米的渔湾游客中心基本建成……经过多方努力，大花果山景区框架基本形成。
“大美新特优” 描绘大花果山新图景
进入“高铁时代”，把山海相拥的连云港建成江苏和周边地区的“后花园”，云台山景区有着自己的担当。
“十四五”期间，连云港市4条高铁均将建成，花果山国际机场首飞在即，交通“瓶颈”被打通将大大催动文旅业蓬勃发展。面对新局面和新形势，云台山风景名胜区开启“大美新特优”大花果山景区建设新征程，提出以文塑旅、以旅彰文，实现“大花果山景区游客量超过500万人次，综合收入超过10亿元，构建富有文化底蕴的世界级旅游目的地”核心目标，打造令人向往的新时代“西游胜境”。
首先是构建“大格局”，畅通游览“大循环”。加强高质量的规划引导，建立景区国土空间规划体系，形成“多规合一”的规划实施、监督体系。建成环云台山大道与高速连接线工程，打通高老庄—竹节岭—九龙桥游步道工程。
其次是培育“美生态”，维护自然“山水人美”。悉心保护，严查严打各类资源盗采行为，持续打好污染防治攻坚战，保护好景区生态环境。推进花果山居民下迁项目，改善九龙桥和南天门片区品质与生态环境。
第三是聚焦“新业态”，组团发展“新兴产业”。建设数字新景区，完成大花果山智慧景区升级改造，拓展5G与智慧旅游应用，满足游客个性化和深度体验需求。
第四是挖掘“特内涵”，弘扬特色“西游文化”。举办西游文化嘉年华、音乐节、美食节等活动，拓展“寻梦西游·大圣之旅”“来花果山·做孙大圣”等旅游线路，推出研学旅游线路、红色旅游线路、康养旅游线路。
第五是提供“优服务”，全力打造“优质景区”。为游客提供安心、省心、贴心、称心、开心的“五心”级服务，提高游客满意度。
“景区必须在新的发展格局中，实现发展路径模式的创新，跳出惯性区，提高满意度，走出一条发展新路。”朱加刚说，要真正做到“不来花果山、枉读《西游记》”，真正展现“江苏最高峰、西游发祥地”的独特魅力。
来源：新华日报
发布：王勇
连云港市“十四五”规划提出“开发新业态产品，构建文旅产业融合发展新格局”的目标，作为连云港市文旅产业的一张“王牌”，大花果山景区如何进一步打造？连云港市云台山风景名胜区党工委书记、管委会主任朱加刚说：“‘十四五’期间，我们将一以贯之、持之以恒，高水平开发利用独特资源禀赋，推动旅游业更快更好发展，在促进新经济、新业态发展上成为标杆，开启‘大美新特优’大花果山景区建设新征程。”
旧貌换新颜 创成5A级旅游景区
“以前的花果山可不是眼前这样子，哪有这么美。”71岁的孙锡华说。1984年，30多岁的孙锡华从部队转业后回到连云港，被任命为花果山风景区党总支副书记，主持工作。
“一定要有所作为、改变景区面貌，为家乡精制一张代表连云港形象的闪亮名片。”站在花果山玉女峰上，孙锡华下定决心。“勒紧裤带三五年，定叫景区换新颜！”景区开始了综合大治理行动，禁止乱砍乱伐、清理乱堆乱放、制止乱屙乱尿、拆除乱搭乱建……随着整治步步深入，花果山面貌渐渐发生改变。
1985年底，花果山风景区荣获“社会治安综合治理先进单位”奖牌，这是景区获得的第一块奖牌。之后，通过有力的整治和长期引导教育，花果山人素质提高了、文明意识增强了，服务质量有了明显变化，前来观光的游客数量直线上升。
据连云港市档案馆记载，1988年，经国务院批准，云台山被确定为“国家重点风景名胜区”，花果山风景区成为其核心区域。此后，为加快旅游业发展，连云港市政府对过去战乱中毁坏及年久失修的寺庙古道、风景名胜进行修葺保护，开辟了一批新的景点，不断完善旅游基础设施和服务设施。
2016年8月，花果山景区创成国家5A级旅游景区，实现连云港市5A级旅游景区“零的突破”。这是花果山的荣耀，更是连云港这座城市的荣光。
连云港市云台山景区管委会下辖的花果山、渔湾、东磊、孔雀沟四大景区，虽在同一个山系，但由于交通不便，景区间彼此相互独立，常年“各自为战”，旅游线路和内容单一、割裂，制约了景区发展。景区散、脏、乱、穷的痼疾尚未从根本上“治愈”，花果山亟待进一步提升。
做好“西游文章” 打造大花果山景区
作为云台山风景名胜区主景区，原花果山景区可游览区域面积只有12.8平方公里，仅有玉女峰、水帘洞、七十二洞、九龙桥等几个景点，游客容量小，服务设施匮乏。每当旅游高峰到来，山路上到处拥挤不堪、游客缺吃少喝。“那时候来花果山旅游的游客，基本是‘上下一条路、进出一个门’。”连云港市某旅行社一位从业20多年的导游说。
如何让以花果山为核心资源的云台山风景名胜区成为与《西游记》名著相匹配的旅游胜地，推动域内文旅产业乃至经济社会的开创性发展、切实提升民生福祉？面对这个重大课题，“大花果山景区”战略应时而生。
“十三五”期间，云台山风景名胜区提出建设“大花果山景区”的发展战略，实施“678三年行动计划”， 整合花果山景区与渔湾、东磊、孔雀沟等旅游资源，打造“一核三轴”游览格局，实现山上山下相互促进、协调发展、相得益彰的局面。
2017年5月，大花果山景区战略提出并得到高度认可，大花果山景区总体规划随之展开。几年内，大花果山景区总体策划组织编制并完善了15项景区总规、详规、土地利用规划、镇村布局规划、新型社区规划，采取一系列举措，将原本分散的花果山景区、渔湾、东磊、孔雀沟等旅游资源进行有机整合，使全山游览范围拓展了6倍，达到76平方公里。
“规划要落实为项目、项目要实实在在落地，我们工作的要求就是聚力攻坚突破，坚持‘项目为王’，‘咬’住项目不放松。”云台山风景名胜区管委会建设局局长朱栋梁说。
在不到5年的时间里，大花果山景区规划内，徐新公路景区段、环云台山大道景区段、山上“一环五线”共54公里车行道全线通车，133公里步游道建成投用。2020年12月22日，玉女峰至渔湾景区公交车开通，解决了以往游客从花果山到达渔湾景区需从山下绕行的问题，为游客节省一半时间。“路网的迅速贯通，打开了大花果山旅游事业发展的全新局面。”朱加刚说。
近期，5000平方米的花果山西入口新游客中心建成，8万平方米的渔湾游客中心基本建成……经过多方努力，大花果山景区框架基本形成。
“大美新特优” 描绘大花果山新图景
进入“高铁时代”，把山海相拥的连云港建成江苏和周边地区的“后花园”，云台山景区有着自己的担当。
“十四五”期间，连云港市4条高铁均将建成，花果山国际机场首飞在即，交通“瓶颈”被打通将大大催动文旅业蓬勃发展。面对新局面和新形势，云台山风景名胜区开启“大美新特优”大花果山景区建设新征程，提出以文塑旅、以旅彰文，实现“大花果山景区游客量超过500万人次，综合收入超过10亿元，构建富有文化底蕴的世界级旅游目的地”核心目标，打造令人向往的新时代“西游胜境”。
首先是构建“大格局”，畅通游览“大循环”。加强高质量的规划引导，建立景区国土空间规划体系，形成“多规合一”的规划实施、监督体系。建成环云台山大道与高速连接线工程，打通高老庄—竹节岭—九龙桥游步道工程。
其次是培育“美生态”，维护自然“山水人美”。悉心保护，严查严打各类资源盗采行为，持续打好污染防治攻坚战，保护好景区生态环境。推进花果山居民下迁项目，改善九龙桥和南天门片区品质与生态环境。
第三是聚焦“新业态”，组团发展“新兴产业”。建设数字新景区，完成大花果山智慧景区升级改造，拓展5G与智慧旅游应用，满足游客个性化和深度体验需求。
第四是挖掘“特内涵”，弘扬特色“西游文化”。举办西游文化嘉年华、音乐节、美食节等活动，拓展“寻梦西游·大圣之旅”“来花果山·做孙大圣”等旅游线路，推出研学旅游线路、红色旅游线路、康养旅游线路。
第五是提供“优服务”，全力打造“优质景区”。为游客提供安心、省心、贴心、称心、开心的“五心”级服务，提高游客满意度。
“景区必须在新的发展格局中，实现发展路径模式的创新，跳出惯性区，提高满意度，走出一条发展新路。”朱加刚说，要真正做到“不来花果山、枉读《西游记》”，真正展现“江苏最高峰、西游发祥地”的独特魅力。
来源：新华日报
发布：王勇
新型电力系统专家解读纪要
专家
风光增加后，谐波等安全性隐患问题也会加剧；电力系统的安全稳定供电也有难度，因为新能源可调性比较差。
电力系统的基本特点，1）时间维度上，保证发输配用都保持时刻的平衡，包括有功功率、无功功率。新能源大规模并网后，都是通过电力电子器件连接的，会加剧平衡的难度；2）空间维度上，三北地区的风光资源最丰富，西南是水电，中东部是电力需求核心，要求电力系统具备跨省跨区的能力，是特高压的发展逻辑。3）未来碳中和目标之下，电力平衡是指未来全社会最大的用电负荷是多少，根据这个去规划未来一定时间内的装机负荷规模，风光的波动比较大，对电力平衡支撑比较弱，所以需要水电、核电、储能、火电去进行最大负荷的平衡支撑，如果这个保证不了，会出现拉闸限电的现象。
新型电力系统最大的特点是新能源高比例的装机，新能源的强随机性、波动性、电力电子器件接入的特点（火电、气电是旋转设备接入的，是有旋转惯性的，可以产生无功功率）。
1）一低：低的转动惯性，新型电力系统会更脆弱；
2）双高：高比例可再生能源+高比例的电子电力装备，电力电子对电力系统影响很大，传统电网不欢迎大量电力电子器件接入电网，比如大量谐波的产生，电网电压频率发生变化之后电力电子器件会主动解裂加剧电网的脆弱；
3）双峰：提高终端电气化比例，夏天、冬天都会是用电高峰；
4）双随机：电源侧、用户侧都会向随机化变化，对电力系统的实时平衡会有很大的挑战。
解决挑战的方式：
1）全国层面优化电力资源格局，新能源的最好利用方式是就地消纳，大规模跨区域运输，需要解决风光的出力稳定性，或者特高压建设（特高压的利用率会比较低，特高压设计的利用小时大概5000+小时，但是风光发电小时1000-2000+小时），目前很多电解铝企业把产能迁到三北、数据中心也去新能源分布比较多的地区；
2）发电侧需要考虑新的技术，新能源出力难以预测，涉及到新能源预测的技术，或者配一些转动惯性来配合新能源的出力；
3）电网侧，需要做到发电和用电的实时平衡，以及清洁能源的大量消纳，资源优化配置；
4）用户侧会有新的形态出现，电能质量会有变化，会影响用电设备的质量和寿命，但是在一个逐步显现的过程；未来充电桩也会有交互的作用，配网潮流都会发生变化，对于配网的结构也需要改造；
5）储能侧，不同储能路线的应用场景也不太一样。
电网的建设方面，和十三五期间没有太大的变化，特高压、配网改造这些还是十四五的重点建设任务，抽蓄是新增量。总投资方面，未来十四五的电网投资总量和十三五相比增长大概7-8%，其中配电网会作为投资主体，占到60%以上的投资占比（十三五大概50%以上的占比），会更偏向数字化、智能化的产品，所以接入电网的设备都要做到可观可测可控，还有智能终端设备也会比较大，包括传感器、在线检测、故障诊断、一二次融合等等；特高压方面十四五期间投资量和十三五相比有所增长，增长幅度不是特别大，但是从开工线路数量要低于十三五期间（十三五期间特高压投运31条特高压，国网27条；十四五目前大概7条直流，交流继续建设受端网架），特高压目前利用率比较低，可能因为电源建设比较落后等等，利用小时数2025年要达到4500小时。此外，终端负荷侧目前5%的响应总量，2025年达到10%的响应能力，大约对应6000多万KW的调控能力结余；未来要推动储能的商业化发展，让其发挥越来越大的作用。
问答
1、配网投资的主要方向？
配网总体投资规模超过1万亿元，占到电网投资60%以上，具体方向：1）配电网自身的扩容改造，终端电气化、充电桩接入之后对于电网容量提出新的要求；2）配网数字化，十四五末要实现所有接网设备的全状态感知，需要大量的在线检测和数字化技术；3）电能质量改善方面，各类补偿装置（电容、电感器、SVC、SVG等等），会随着新能源占比提升而大幅度增加。
未来新型电力系统会越来越往配电网领域集中。因为，储能技术未来理论上完全解决的话，会对主网产生比较大的影响。
2、配网这块产品的竞争格局？
这一块能做的企业数量确实比较多，但是不同企业的质量不一样；比如在线检测，设备可靠性、监测准确性都是有差异的；另外，市场也是足够大的市场，可以孕育出很多企业，会成为一个多元化的竞争格局。
3、电化学储能的市场空间？
抽蓄之前印发的文件，十四五末累计6200万千瓦，2030年1.2亿千瓦；分布来看目前主要是华南、中东部，在西北地区没有项目，应该主要是场址资源比较有限；所以抽蓄和新能源地区上是不匹配的。抽蓄定位是电网侧的区域性的储能设施，比较难为几个新能源基地去做调峰调频。
火电灵活性改造十三五建设不及预期，主要是电力辅助服务市场没有建设完全，未来需要依靠电力辅助服务市场，不然火电企业不愿意做这个改造，因为要做污染物排放控制以及利用小时数会下降。未来还是一个非常重要的支撑，国家会去解决这个问题。预计未来会保留一批火电机组进行兜底。
新型电化学储能，2025年达到3000万千瓦，2030年达到1亿千瓦装机，2030年之后新型储能装机肯定要超过抽蓄；考虑电力平衡，预计未来储能要到9-10亿千瓦的需求，抽蓄总量有限，中长期4亿千瓦（最后落实多少也是一个疑问），剩下的就是新型储能。十四五是新型储能的发展期。
4、柔性直流等新技术未来的发展展望？
柔性直流个人认为是电网未来升级的必然趋势，电网和电力电子技术是密不可分的，现在的IGBT，下一代的SiC的产品都代表新一代电力电子技术；IGBT柔直可以解决新能源无功补偿的问题，柔直对新能源适应性更好。
目前主要问题是造价比较贵，目前柔直的单位造价是常规直流的1.8倍左右，最新的线路有的可能降到1.5倍左右；技术目前还是以示范为主，国内柔直有7条示范线路，早期的线路示范效果不是特别好，最新投产的线路运行情况还是比较稳定的。
柔直还是需要待进一步进行技术认证和成本降低，未来有望成为主流技术。欧洲目前新能源装机比例非常高，欧洲新建的还是以柔直为主。
5、火电未来保留的量？
新能源取决电量平衡，火电取决电力平衡，所以需要取决于2060年的最大用电负荷，再减去水电、燃气、储能等等剩下的就是火电的。之前清华那边研究是未来火电6亿千瓦的量，个人判断可能高于6亿千瓦的规模。
具体机组方面，个人建议30万以下的可以关停；30万等级要充分利用，因为30万等级是调峰性能最优的等级；60万、100万机组要尽可能做为基础机组。
6、电源侧、电网侧储能的差异？
模式不一样，比如电网侧需要考虑建设成本的问题，抽蓄是最主要推动的，因为抽蓄有两部电价有明确收益；新型储能电网侧没有太大的积极性，因为没有明确的投资回报的模式（个人认为短期改变可能比较困难，因为新型储能要有可对比的行业标准，所以短期比较难，未来肯定是可预期的）；发电侧目前有强制性的政策要求，这个是硬性要求，比如之前提到的15%容量。
从美国来看，没有所谓的电网、电源侧储能，都是独立第三方，可以给电网、电源、用户提供服务，基于比较完善的电力市场，比如一个储能项目可以一年就运行几十小时，因为电价高也可以支撑运行下去了。共享储能要有比较合适的电力市场，目前国内电力市场还是差强人意的，建设比较滞后，还是政府管制的市场；共享储能要和不同利益主体去谈判，可能存在利益分配的问题。
综合看，国内发电侧储能政府比较好抓，比较好推动；电网侧需要技术再进步；用户侧因为峰谷价差拉大后具备盈利能力，是一个市场化的行为；独立共享储能项目还在示范过程中。
7、电价短期、长期的机制判断？
电价会尽可能往终端用户去疏导，目前主要通过峰谷电价、阶梯电价拉开价差去传导，短期居民电价应该是不会去动的。
中长期看，成本还是会上升的，估计还要往终端去传导的。
8、配网建设的节奏？
配网建设是新形势下的新要求，十三五配网中一半是农网改造，新型电力系统之下对于配电网提出更高的要求，预计未来需要发生大规模的投资，是未来新的方向和要求，是即将要发生的状态。国网未来还没有明确的针对配电网的规划，都是还是在总体规划下的内容，比如加大配电网建设投入，适应分布式能源、微电网的需要等等。很多问题都还是一个时间的过程，比如终端电能质量短期问题还不是很大，但是随着时间会凸显。
今年上半年南网明确提出在有些负荷中心要配置无功补偿装置改善电能质量。
9、目前的风光清洁能源的装机水平，电网有感受到压力吗？电网目前对于这块建设升级的迫切性如何？
内部迫切性还是比较高的，但目前新能源的发展目标还是比较稳健的；这个里面整县光伏对于配网的并网消纳要求还是比较高的，现在676个县在做整县推进，在开发之前要先拿到电网接入文件，项目报了之后说明可以满足当地电网的接入能力（申报试点的时候理论上要和电网公司沟通过，但是有没有拿到入网文件不太确定）。
专家
风光增加后，谐波等安全性隐患问题也会加剧；电力系统的安全稳定供电也有难度，因为新能源可调性比较差。
电力系统的基本特点，1）时间维度上，保证发输配用都保持时刻的平衡，包括有功功率、无功功率。新能源大规模并网后，都是通过电力电子器件连接的，会加剧平衡的难度；2）空间维度上，三北地区的风光资源最丰富，西南是水电，中东部是电力需求核心，要求电力系统具备跨省跨区的能力，是特高压的发展逻辑。3）未来碳中和目标之下，电力平衡是指未来全社会最大的用电负荷是多少，根据这个去规划未来一定时间内的装机负荷规模，风光的波动比较大，对电力平衡支撑比较弱，所以需要水电、核电、储能、火电去进行最大负荷的平衡支撑，如果这个保证不了，会出现拉闸限电的现象。
新型电力系统最大的特点是新能源高比例的装机，新能源的强随机性、波动性、电力电子器件接入的特点（火电、气电是旋转设备接入的，是有旋转惯性的，可以产生无功功率）。
1）一低：低的转动惯性，新型电力系统会更脆弱；
2）双高：高比例可再生能源+高比例的电子电力装备，电力电子对电力系统影响很大，传统电网不欢迎大量电力电子器件接入电网，比如大量谐波的产生，电网电压频率发生变化之后电力电子器件会主动解裂加剧电网的脆弱；
3）双峰：提高终端电气化比例，夏天、冬天都会是用电高峰；
4）双随机：电源侧、用户侧都会向随机化变化，对电力系统的实时平衡会有很大的挑战。
解决挑战的方式：
1）全国层面优化电力资源格局，新能源的最好利用方式是就地消纳，大规模跨区域运输，需要解决风光的出力稳定性，或者特高压建设（特高压的利用率会比较低，特高压设计的利用小时大概5000+小时，但是风光发电小时1000-2000+小时），目前很多电解铝企业把产能迁到三北、数据中心也去新能源分布比较多的地区；
2）发电侧需要考虑新的技术，新能源出力难以预测，涉及到新能源预测的技术，或者配一些转动惯性来配合新能源的出力；
3）电网侧，需要做到发电和用电的实时平衡，以及清洁能源的大量消纳，资源优化配置；
4）用户侧会有新的形态出现，电能质量会有变化，会影响用电设备的质量和寿命，但是在一个逐步显现的过程；未来充电桩也会有交互的作用，配网潮流都会发生变化，对于配网的结构也需要改造；
5）储能侧，不同储能路线的应用场景也不太一样。
电网的建设方面，和十三五期间没有太大的变化，特高压、配网改造这些还是十四五的重点建设任务，抽蓄是新增量。总投资方面，未来十四五的电网投资总量和十三五相比增长大概7-8%，其中配电网会作为投资主体，占到60%以上的投资占比（十三五大概50%以上的占比），会更偏向数字化、智能化的产品，所以接入电网的设备都要做到可观可测可控，还有智能终端设备也会比较大，包括传感器、在线检测、故障诊断、一二次融合等等；特高压方面十四五期间投资量和十三五相比有所增长，增长幅度不是特别大，但是从开工线路数量要低于十三五期间（十三五期间特高压投运31条特高压，国网27条；十四五目前大概7条直流，交流继续建设受端网架），特高压目前利用率比较低，可能因为电源建设比较落后等等，利用小时数2025年要达到4500小时。此外，终端负荷侧目前5%的响应总量，2025年达到10%的响应能力，大约对应6000多万KW的调控能力结余；未来要推动储能的商业化发展，让其发挥越来越大的作用。
问答
1、配网投资的主要方向？
配网总体投资规模超过1万亿元，占到电网投资60%以上，具体方向：1）配电网自身的扩容改造，终端电气化、充电桩接入之后对于电网容量提出新的要求；2）配网数字化，十四五末要实现所有接网设备的全状态感知，需要大量的在线检测和数字化技术；3）电能质量改善方面，各类补偿装置（电容、电感器、SVC、SVG等等），会随着新能源占比提升而大幅度增加。
未来新型电力系统会越来越往配电网领域集中。因为，储能技术未来理论上完全解决的话，会对主网产生比较大的影响。
2、配网这块产品的竞争格局？
这一块能做的企业数量确实比较多，但是不同企业的质量不一样；比如在线检测，设备可靠性、监测准确性都是有差异的；另外，市场也是足够大的市场，可以孕育出很多企业，会成为一个多元化的竞争格局。
3、电化学储能的市场空间？
抽蓄之前印发的文件，十四五末累计6200万千瓦，2030年1.2亿千瓦；分布来看目前主要是华南、中东部，在西北地区没有项目，应该主要是场址资源比较有限；所以抽蓄和新能源地区上是不匹配的。抽蓄定位是电网侧的区域性的储能设施，比较难为几个新能源基地去做调峰调频。
火电灵活性改造十三五建设不及预期，主要是电力辅助服务市场没有建设完全，未来需要依靠电力辅助服务市场，不然火电企业不愿意做这个改造，因为要做污染物排放控制以及利用小时数会下降。未来还是一个非常重要的支撑，国家会去解决这个问题。预计未来会保留一批火电机组进行兜底。
新型电化学储能，2025年达到3000万千瓦，2030年达到1亿千瓦装机，2030年之后新型储能装机肯定要超过抽蓄；考虑电力平衡，预计未来储能要到9-10亿千瓦的需求，抽蓄总量有限，中长期4亿千瓦（最后落实多少也是一个疑问），剩下的就是新型储能。十四五是新型储能的发展期。
4、柔性直流等新技术未来的发展展望？
柔性直流个人认为是电网未来升级的必然趋势，电网和电力电子技术是密不可分的，现在的IGBT，下一代的SiC的产品都代表新一代电力电子技术；IGBT柔直可以解决新能源无功补偿的问题，柔直对新能源适应性更好。
目前主要问题是造价比较贵，目前柔直的单位造价是常规直流的1.8倍左右，最新的线路有的可能降到1.5倍左右；技术目前还是以示范为主，国内柔直有7条示范线路，早期的线路示范效果不是特别好，最新投产的线路运行情况还是比较稳定的。
柔直还是需要待进一步进行技术认证和成本降低，未来有望成为主流技术。欧洲目前新能源装机比例非常高，欧洲新建的还是以柔直为主。
5、火电未来保留的量？
新能源取决电量平衡，火电取决电力平衡，所以需要取决于2060年的最大用电负荷，再减去水电、燃气、储能等等剩下的就是火电的。之前清华那边研究是未来火电6亿千瓦的量，个人判断可能高于6亿千瓦的规模。
具体机组方面，个人建议30万以下的可以关停；30万等级要充分利用，因为30万等级是调峰性能最优的等级；60万、100万机组要尽可能做为基础机组。
6、电源侧、电网侧储能的差异？
模式不一样，比如电网侧需要考虑建设成本的问题，抽蓄是最主要推动的，因为抽蓄有两部电价有明确收益；新型储能电网侧没有太大的积极性，因为没有明确的投资回报的模式（个人认为短期改变可能比较困难，因为新型储能要有可对比的行业标准，所以短期比较难，未来肯定是可预期的）；发电侧目前有强制性的政策要求，这个是硬性要求，比如之前提到的15%容量。
从美国来看，没有所谓的电网、电源侧储能，都是独立第三方，可以给电网、电源、用户提供服务，基于比较完善的电力市场，比如一个储能项目可以一年就运行几十小时，因为电价高也可以支撑运行下去了。共享储能要有比较合适的电力市场，目前国内电力市场还是差强人意的，建设比较滞后，还是政府管制的市场；共享储能要和不同利益主体去谈判，可能存在利益分配的问题。
综合看，国内发电侧储能政府比较好抓，比较好推动；电网侧需要技术再进步；用户侧因为峰谷价差拉大后具备盈利能力，是一个市场化的行为；独立共享储能项目还在示范过程中。
7、电价短期、长期的机制判断？
电价会尽可能往终端用户去疏导，目前主要通过峰谷电价、阶梯电价拉开价差去传导，短期居民电价应该是不会去动的。
中长期看，成本还是会上升的，估计还要往终端去传导的。
8、配网建设的节奏？
配网建设是新形势下的新要求，十三五配网中一半是农网改造，新型电力系统之下对于配电网提出更高的要求，预计未来需要发生大规模的投资，是未来新的方向和要求，是即将要发生的状态。国网未来还没有明确的针对配电网的规划，都是还是在总体规划下的内容，比如加大配电网建设投入，适应分布式能源、微电网的需要等等。很多问题都还是一个时间的过程，比如终端电能质量短期问题还不是很大，但是随着时间会凸显。
今年上半年南网明确提出在有些负荷中心要配置无功补偿装置改善电能质量。
9、目前的风光清洁能源的装机水平，电网有感受到压力吗？电网目前对于这块建设升级的迫切性如何？
内部迫切性还是比较高的，但目前新能源的发展目标还是比较稳健的；这个里面整县光伏对于配网的并网消纳要求还是比较高的，现在676个县在做整县推进，在开发之前要先拿到电网接入文件，项目报了之后说明可以满足当地电网的接入能力（申报试点的时候理论上要和电网公司沟通过，但是有没有拿到入网文件不太确定）。
新型电力系统解读电话会20210922
风光增加后，谐波等安全性隐患问题也会加剧；电力系统的安全稳定供电也有难度，因为新能源可调性比较差。
电力系统的基本特点，1）时间维度上，保证发输配用都保持时刻的平衡，包括有功功率、无功功率。新能源大规模并网后，都是通过电力电子器件连接的，会加剧平衡的难度；2）空间维度上，三北地区的风光资源最丰富，西南是水电，中东部是电力需求核心，要求电力系统具备跨省跨区的能力，是特高压的发展逻辑。3）未来碳中和目标之下，电力平衡是指未来全社会最大的用电负荷是多少，根据这个去规划未来一定时间内的装机负荷规模，风光的波动比较大，对电力平衡支撑比较弱，所以需要水电、核电、储能、火电去进行最大负荷的平衡支撑，如果这个保证不了，会出现拉闸限电的现象。
新型电力系统最大的特点是新能源高比例的装机，新能源的强随机性、波动性、电力电子器件接入的特点（火电、气电是旋转设备接入的，是有旋转惯性的，可以产生无功功率）。
1）一低：低的转动惯性，新型电力系统会更脆弱；
2）双高：高比例可再生能源+高比例的电子电力装备，电力电子对电力系统影响很大，传统电网不欢迎大量电力电子器件接入电网，比如大量谐波的产生，电网电压频率发生变化之后电力电子器件会主动解裂加剧电网的脆弱；
3）双峰：提高终端电气化比例，夏天、冬天都会是用电高峰；
4）双随机：电源侧、用户侧都会向随机化变化，对电力系统的实时平衡会有很大的挑战。
解决挑战的方式：
1）全国层面优化电力资源格局，新能源的最好利用方式是就地消纳，大规模跨区域运输，需要解决风光的出力稳定性，或者特高压建设（特高压的利用率会比较低，特高压设计的利用小时大概5000+小时，但是风光发电小时1000-2000+小时），目前很多电解铝企业把产能迁到三北、数据中心也去新能源分布比较多的地区；
2）发电侧需要考虑新的技术，新能源出力难以预测，涉及到新能源预测的技术，或者配一些转动惯性来配合新能源的出力；
3）电网侧，需要做到发电和用电的实时平衡，以及清洁能源的大量消纳，资源优化配置；
4）用户侧会有新的形态出现，电能质量会有变化，会影响用电设备的质量和寿命，但是在一个逐步显现的过程；未来充电桩也会有交互的作用，配网潮流都会发生变化，对于配网的结构也需要改造；
5）储能侧，不同储能路线的应用场景也不太一样。
电网的建设方面，和十三五期间没有太大的变化，特高压、配网改造这些还是十四五的重点建设任务，抽蓄是新增量。总投资方面，未来十四五的电网投资总量和十三五相比增长大概7-8%，其中配电网会作为投资主体，占到60%以上的投资占比（十三五大概50%以上的占比），会更偏向数字化、智能化的产品，所以接入电网的设备都要做到可观可测可控，还有智能终端设备也会比较大，包括传感器、在线检测、故障诊断、一二次融合等等；特高压方面十四五期间投资量和十三五相比有所增长，增长幅度不是特别大，但是从开工线路数量要低于十三五期间（十三五期间特高压投运31条特高压，国网27条；十四五目前大概7条直流，交流继续建设受端网架），特高压目前利用率比较低，可能因为电源建设比较落后等等，利用小时数2025年要达到4500小时。此外，终端负荷侧目前5%的响应总量，2025年达到10%的响应能力，大约对应6000多万KW的调控能力结余；未来要推动储能的商业化发展，让其发挥越来越大的作用。
问答
1、配网投资的主要方向？
配网总体投资规模超过1万亿元，占到电网投资60%以上，具体方向：1）配电网自身的扩容改造，终端电气化、充电桩接入之后对于电网容量提出新的要求；2）配网数字化，十四五末要实现所有接网设备的全状态感知，需要大量的在线检测和数字化技术；3）电能质量改善方面，各类补偿装置（电容、电感器、SVC、SVG等等），会随着新能源占比提升而大幅度增加。
未来新型电力系统会越来越往配电网领域集中。因为，储能技术未来理论上完全解决的话，会对主网产生比较大的影响。
2、配网这块产品的竞争格局？
这一块能做的企业数量确实比较多，但是不同企业的质量不一样；比如在线检测，设备可靠性、监测准确性都是有差异的；另外，市场也是足够大的市场，可以孕育出很多企业，会成为一个多元化的竞争格局。
3、电化学储能的市场空间？
抽蓄之前印发的文件，十四五末累计6200万千瓦，2030年1.2亿千瓦；分布来看目前主要是华南、中东部，在西北地区没有项目，应该主要是场址资源比较有限；所以抽蓄和新能源地区上是不匹配的。抽蓄定位是电网侧的区域性的储能设施，比较难为几个新能源基地去做调峰调频。
火电灵活性改造十三五建设不及预期，主要是电力辅助服务市场没有建设完全，未来需要依靠电力辅助服务市场，不然火电企业不愿意做这个改造，因为要做污染物排放控制以及利用小时数会下降。未来还是一个非常重要的支撑，国家会去解决这个问题。预计未来会保留一批火电机组进行兜底。
新型电化学储能，2025年达到3000万千瓦，2030年达到1亿千瓦装机，2030年之后新型储能装机肯定要超过抽蓄；考虑电力平衡，预计未来储能要到9-10亿千瓦的需求，抽蓄总量有限，中长期4亿千瓦（最后落实多少也是一个疑问），剩下的就是新型储能。十四五是新型储能的发展期。
4、柔性直流等新技术未来的发展展望？
柔性直流个人认为是电网未来升级的必然趋势，电网和电力电子技术是密不可分的，现在的IGBT，下一代的SiC的产品都代表新一代电力电子技术；IGBT柔直可以解决新能源无功补偿的问题，柔直对新能源适应性更好。
目前主要问题是造价比较贵，目前柔直的单位造价是常规直流的1.8倍左右，最新的线路有的可能降到1.5倍左右；技术目前还是以示范为主，国内柔直有7条示范线路，早期的线路示范效果不是特别好，最新投产的线路运行情况还是比较稳定的。
柔直还是需要待进一步进行技术认证和成本降低，未来有望成为主流技术。欧洲目前新能源装机比例非常高，欧洲新建的还是以柔直为主。
5、火电未来保留的量？
新能源取决电量平衡，火电取决电力平衡，所以需要取决于2060年的最大用电负荷，再减去水电、燃气、储能等等剩下的就是火电的。之前清华那边研究是未来火电6亿千瓦的量，个人判断可能高于6亿千瓦的规模。
具体机组方面，个人建议30万以下的可以关停；30万等级要充分利用，因为30万等级是调峰性能最优的等级；60万、100万机组要尽可能做为基础机组。
6、电源侧、电网侧储能的差异？
模式不一样，比如电网侧需要考虑建设成本的问题，抽蓄是最主要推动的，因为抽蓄有两部电价有明确收益；新型储能电网侧没有太大的积极性，因为没有明确的投资回报的模式（个人认为短期改变可能比较困难，因为新型储能要有可对比的行业标准，所以短期比较难，未来肯定是可预期的）；发电侧目前有强制性的政策要求，这个是硬性要求，比如之前提到的15%容量。
从美国来看，没有所谓的电网、电源侧储能，都是独立第三方，可以给电网、电源、用户提供服务，基于比较完善的电力市场，比如一个储能项目可以一年就运行几十小时，因为电价高也可以支撑运行下去了。共享储能要有比较合适的电力市场，目前国内电力市场还是差强人意的，建设比较滞后，还是政府管制的市场；共享储能要和不同利益主体去谈判，可能存在利益分配的问题。
综合看，国内发电侧储能政府比较好抓，比较好推动；电网侧需要技术再进步；用户侧因为峰谷价差拉大后具备盈利能力，是一个市场化的行为；独立共享储能项目还在示范过程中。
7、电价短期、长期的机制判断？
电价会尽可能往终端用户去疏导，目前主要通过峰谷电价、阶梯电价拉开价差去传导，短期居民电价应该是不会去动的。
中长期看，成本还是会上升的，估计还要往终端去传导的。
8、配网建设的节奏？
配网建设是新形势下的新要求，十三五配网中一半是农网改造，新型电力系统之下对于配电网提出更高的要求，预计未来需要发生大规模的投资，是未来新的方向和要求，是即将要发生的状态。国网未来还没有明确的针对配电网的规划，都是还是在总体规划下的内容，比如加大配电网建设投入，适应分布式能源、微电网的需要等等。很多问题都还是一个时间的过程，比如终端电能质量短期问题还不是很大，但是随着时间会凸显。
今年上半年南网明确提出在有些负荷中心要配置无功补偿装置改善电能质量。
9、目前的风光清洁能源的装机水平，电网有感受到压力吗？电网目前对于这块建设升级的迫切性如何？
内部迫切性还是比较高的，但目前新能源的发展目标还是比较稳健的；这个里面整县光伏对于配网的并网消纳要求还是比较高的，现在676个县在做整县推进，在开发之前要先拿到电网接入文件，项目报了之后说明可以满足当地电网的接入能力（申报试点的时候理论上要和电网公司沟通过，但是有没有拿到入网文件不太确定）。
风光增加后，谐波等安全性隐患问题也会加剧；电力系统的安全稳定供电也有难度，因为新能源可调性比较差。
电力系统的基本特点，1）时间维度上，保证发输配用都保持时刻的平衡，包括有功功率、无功功率。新能源大规模并网后，都是通过电力电子器件连接的，会加剧平衡的难度；2）空间维度上，三北地区的风光资源最丰富，西南是水电，中东部是电力需求核心，要求电力系统具备跨省跨区的能力，是特高压的发展逻辑。3）未来碳中和目标之下，电力平衡是指未来全社会最大的用电负荷是多少，根据这个去规划未来一定时间内的装机负荷规模，风光的波动比较大，对电力平衡支撑比较弱，所以需要水电、核电、储能、火电去进行最大负荷的平衡支撑，如果这个保证不了，会出现拉闸限电的现象。
新型电力系统最大的特点是新能源高比例的装机，新能源的强随机性、波动性、电力电子器件接入的特点（火电、气电是旋转设备接入的，是有旋转惯性的，可以产生无功功率）。
1）一低：低的转动惯性，新型电力系统会更脆弱；
2）双高：高比例可再生能源+高比例的电子电力装备，电力电子对电力系统影响很大，传统电网不欢迎大量电力电子器件接入电网，比如大量谐波的产生，电网电压频率发生变化之后电力电子器件会主动解裂加剧电网的脆弱；
3）双峰：提高终端电气化比例，夏天、冬天都会是用电高峰；
4）双随机：电源侧、用户侧都会向随机化变化，对电力系统的实时平衡会有很大的挑战。
解决挑战的方式：
1）全国层面优化电力资源格局，新能源的最好利用方式是就地消纳，大规模跨区域运输，需要解决风光的出力稳定性，或者特高压建设（特高压的利用率会比较低，特高压设计的利用小时大概5000+小时，但是风光发电小时1000-2000+小时），目前很多电解铝企业把产能迁到三北、数据中心也去新能源分布比较多的地区；
2）发电侧需要考虑新的技术，新能源出力难以预测，涉及到新能源预测的技术，或者配一些转动惯性来配合新能源的出力；
3）电网侧，需要做到发电和用电的实时平衡，以及清洁能源的大量消纳，资源优化配置；
4）用户侧会有新的形态出现，电能质量会有变化，会影响用电设备的质量和寿命，但是在一个逐步显现的过程；未来充电桩也会有交互的作用，配网潮流都会发生变化，对于配网的结构也需要改造；
5）储能侧，不同储能路线的应用场景也不太一样。
电网的建设方面，和十三五期间没有太大的变化，特高压、配网改造这些还是十四五的重点建设任务，抽蓄是新增量。总投资方面，未来十四五的电网投资总量和十三五相比增长大概7-8%，其中配电网会作为投资主体，占到60%以上的投资占比（十三五大概50%以上的占比），会更偏向数字化、智能化的产品，所以接入电网的设备都要做到可观可测可控，还有智能终端设备也会比较大，包括传感器、在线检测、故障诊断、一二次融合等等；特高压方面十四五期间投资量和十三五相比有所增长，增长幅度不是特别大，但是从开工线路数量要低于十三五期间（十三五期间特高压投运31条特高压，国网27条；十四五目前大概7条直流，交流继续建设受端网架），特高压目前利用率比较低，可能因为电源建设比较落后等等，利用小时数2025年要达到4500小时。此外，终端负荷侧目前5%的响应总量，2025年达到10%的响应能力，大约对应6000多万KW的调控能力结余；未来要推动储能的商业化发展，让其发挥越来越大的作用。
问答
1、配网投资的主要方向？
配网总体投资规模超过1万亿元，占到电网投资60%以上，具体方向：1）配电网自身的扩容改造，终端电气化、充电桩接入之后对于电网容量提出新的要求；2）配网数字化，十四五末要实现所有接网设备的全状态感知，需要大量的在线检测和数字化技术；3）电能质量改善方面，各类补偿装置（电容、电感器、SVC、SVG等等），会随着新能源占比提升而大幅度增加。
未来新型电力系统会越来越往配电网领域集中。因为，储能技术未来理论上完全解决的话，会对主网产生比较大的影响。
2、配网这块产品的竞争格局？
这一块能做的企业数量确实比较多，但是不同企业的质量不一样；比如在线检测，设备可靠性、监测准确性都是有差异的；另外，市场也是足够大的市场，可以孕育出很多企业，会成为一个多元化的竞争格局。
3、电化学储能的市场空间？
抽蓄之前印发的文件，十四五末累计6200万千瓦，2030年1.2亿千瓦；分布来看目前主要是华南、中东部，在西北地区没有项目，应该主要是场址资源比较有限；所以抽蓄和新能源地区上是不匹配的。抽蓄定位是电网侧的区域性的储能设施，比较难为几个新能源基地去做调峰调频。
火电灵活性改造十三五建设不及预期，主要是电力辅助服务市场没有建设完全，未来需要依靠电力辅助服务市场，不然火电企业不愿意做这个改造，因为要做污染物排放控制以及利用小时数会下降。未来还是一个非常重要的支撑，国家会去解决这个问题。预计未来会保留一批火电机组进行兜底。
新型电化学储能，2025年达到3000万千瓦，2030年达到1亿千瓦装机，2030年之后新型储能装机肯定要超过抽蓄；考虑电力平衡，预计未来储能要到9-10亿千瓦的需求，抽蓄总量有限，中长期4亿千瓦（最后落实多少也是一个疑问），剩下的就是新型储能。十四五是新型储能的发展期。
4、柔性直流等新技术未来的发展展望？
柔性直流个人认为是电网未来升级的必然趋势，电网和电力电子技术是密不可分的，现在的IGBT，下一代的SiC的产品都代表新一代电力电子技术；IGBT柔直可以解决新能源无功补偿的问题，柔直对新能源适应性更好。
目前主要问题是造价比较贵，目前柔直的单位造价是常规直流的1.8倍左右，最新的线路有的可能降到1.5倍左右；技术目前还是以示范为主，国内柔直有7条示范线路，早期的线路示范效果不是特别好，最新投产的线路运行情况还是比较稳定的。
柔直还是需要待进一步进行技术认证和成本降低，未来有望成为主流技术。欧洲目前新能源装机比例非常高，欧洲新建的还是以柔直为主。
5、火电未来保留的量？
新能源取决电量平衡，火电取决电力平衡，所以需要取决于2060年的最大用电负荷，再减去水电、燃气、储能等等剩下的就是火电的。之前清华那边研究是未来火电6亿千瓦的量，个人判断可能高于6亿千瓦的规模。
具体机组方面，个人建议30万以下的可以关停；30万等级要充分利用，因为30万等级是调峰性能最优的等级；60万、100万机组要尽可能做为基础机组。
6、电源侧、电网侧储能的差异？
模式不一样，比如电网侧需要考虑建设成本的问题，抽蓄是最主要推动的，因为抽蓄有两部电价有明确收益；新型储能电网侧没有太大的积极性，因为没有明确的投资回报的模式（个人认为短期改变可能比较困难，因为新型储能要有可对比的行业标准，所以短期比较难，未来肯定是可预期的）；发电侧目前有强制性的政策要求，这个是硬性要求，比如之前提到的15%容量。
从美国来看，没有所谓的电网、电源侧储能，都是独立第三方，可以给电网、电源、用户提供服务，基于比较完善的电力市场，比如一个储能项目可以一年就运行几十小时，因为电价高也可以支撑运行下去了。共享储能要有比较合适的电力市场，目前国内电力市场还是差强人意的，建设比较滞后，还是政府管制的市场；共享储能要和不同利益主体去谈判，可能存在利益分配的问题。
综合看，国内发电侧储能政府比较好抓，比较好推动；电网侧需要技术再进步；用户侧因为峰谷价差拉大后具备盈利能力，是一个市场化的行为；独立共享储能项目还在示范过程中。
7、电价短期、长期的机制判断？
电价会尽可能往终端用户去疏导，目前主要通过峰谷电价、阶梯电价拉开价差去传导，短期居民电价应该是不会去动的。
中长期看，成本还是会上升的，估计还要往终端去传导的。
8、配网建设的节奏？
配网建设是新形势下的新要求，十三五配网中一半是农网改造，新型电力系统之下对于配电网提出更高的要求，预计未来需要发生大规模的投资，是未来新的方向和要求，是即将要发生的状态。国网未来还没有明确的针对配电网的规划，都是还是在总体规划下的内容，比如加大配电网建设投入，适应分布式能源、微电网的需要等等。很多问题都还是一个时间的过程，比如终端电能质量短期问题还不是很大，但是随着时间会凸显。
今年上半年南网明确提出在有些负荷中心要配置无功补偿装置改善电能质量。
9、目前的风光清洁能源的装机水平，电网有感受到压力吗？电网目前对于这块建设升级的迫切性如何？
内部迫切性还是比较高的，但目前新能源的发展目标还是比较稳健的；这个里面整县光伏对于配网的并网消纳要求还是比较高的，现在676个县在做整县推进，在开发之前要先拿到电网接入文件，项目报了之后说明可以满足当地电网的接入能力（申报试点的时候理论上要和电网公司沟通过，但是有没有拿到入网文件不太确定）。
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