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国家电网智能化规划总报告
前言
当前，世界各国为应对气候变化、保障能源安全，日益重视发展清洁能源和提高能源利用效率，世界能源发展呈现出清洁化、低碳化、高效化的新趋势。欧美等发达国家普遍加快了新能源、新材料、信息网络技术、节能环保等高新技术研究和新兴产业的发展。作为实现低碳电力的基础与前提，智能电网技术近年来在很多国家得到快速发展，并有力促进了电网的智能化。智能电网已成为未来电网发展趋势。
我国电力工业也面临着新的形势，能源发展格局、电力供需状况、电力发展方式正在发生着深刻变化。面对新形势和新挑战，国家电网公司深入贯彻落实科学发展观，认真贯彻落实中央的有关决策部署，提出加快建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展，以信息化、自动化、互动化为特征的坚强智能电网，努力实现我国电网从传统电网向高效、经济、清洁、互动的现代电网的升级和跨越，积极促进清洁能源发展，为实现经济社会又好又快发展提供强大支撑。
根据国家电网公司统一部署，公司智能电网部组织国网能源研究院和各网省公司，在公司有关业务部门的协作配合下，按照“统筹安排、统一规范、自上而下、同步推进”的原则，从2009 年7 月开始，组织开展了国家电网智能化规划研究与编制工作。
国家电网智能化规划的编制以《坚强智能电网综合研究报告》、《坚强智能电网发展规划纲要》等研究成果为指导，以《国家电网总体规划设计》、《坚强智能电网第一阶段重点项目实施方案综合报告》、《智能电网技术标准体系研究及制定规划》、《智能电网关键设备（系统）研制规划》和“十二五”电网规划设计、“十二五”配电网规划等研究成果为基础，按照《国家电网智能化规划编制工作大纲》、《网省电网智能化规划编制规范》等有关文件要求，开展专项研究报告和网省公司规划分报告的编制工作，并以此为基础，研究形成《国家电网智能化规划总报告》。
规划总报告在分析智能电网发展基础和形势的基础上，明确了国家电网智能化规划的指导思想和发展目标，重点从发电、输电、变电、配电、用电、调度、通信信息七个方面提出电网智能化的规划目标、发展路线、技术标准、关键技术、重点项目、估算投资，分析建设坚强智能电网的社会经济效益以及对公司经营管理的影响，提出规划实施的保障措施及政策建议。
1 智能电网发展基础
1 电网发展总体情况
2 电网现状公司经营区域内五个区域电网，西北电网初步形成750/330kV

主网架，其它区域电网基本形成500/220kV 主网架。截至2009 年底，公司经营区域110kV 及以上输电线路长度约65.2 万km，变电容量
20.1 亿kVA 。
特高压交流试验示范工程于2009 年1 月初建成投运，已安全运行超过一周年。向家坝～上海特高压直流示范工程2009 年底成功实现800kV 全线带电，锦屏～苏南特高压直流工程开工建设。西北750kV 骨干网架工程750kV 兰州东至平凉至乾县输变电工程竣工投产，西北750kV 主网架初步形成。宝鸡～德阳直流工程单极投运，呼辽直流、宁东～山东等重要跨区跨省电网项目加快建设。一批500kV 输变电工程建成投产，网架结构得到加强。
截至2009 年底，全国装机容量达到8.6 亿kW。其中，水电、火电、核电、新能源及其它装机分别达到18412、65438、885、1429 万kW。
2009 年全国全社会用电量达到3.64 万亿kWh，同比增长5.96%，其中，公司经营区域全社会用电量2.92 万亿kWh，同比增长6.74%。公司经营区域内网省间电量交换达3595 亿kWh，其中公司经营范围内区间交换740 亿kWh，与经营区域外交换593 亿kWh，经营区域内省间交换2262 亿kWh。
1.1.2 存在的问题
我国电力工业取得巨大成就的同时，电力发展仍面临以下几方面问题：
（1）更大范围优化资源配置能力亟待提高
我国一次能源分布及区域经济发展的不均衡性，决定了资源大规模跨区域调配、全国范围优化配置的必然性。随着我国经济的高速发展，电力需求持续快速增长，就地平衡的电力发展方式与我国资源和生产力布局不均衡的矛盾日益突出。近年来，电煤价格大幅上涨，全国性的煤电运持续紧张，部分电厂缺煤停机，导致一些地区出现拉闸限电。与此同时，西北、东北等地区电力富余容量较大。目前我国特高压电网建设尚处于起步阶段，跨区联网的强度较弱，区域间输送及交换能力不足，电力资源配置范围和配置效率受到很大限制，更大范围优化资源配置能力亟待提高。
（2）电网建设仍需进一步加强
一是电网结构薄弱。部分断面输电能力不足，电磁环网等问题仍然存在，短路电流超标问题比较突出，电网抵御事故的能力不强，发生大面积停电的风险尚未消除。二是城乡配电网建设与改造要进一步加强，以满足负荷快速增长和清洁能源发电接入的要求。未来将有大量的分布式清洁能源发电及其他形式发电接入电网，要求配电网具备灵活重构、潮流优化、清洁能源接纳能力。
（3）电网技术和装备水平需要提升
“十五”以来，先进适用技术应用取得进展，但应用程度仍较低，需要进一步加大推广力度。随着电网规模的扩大，线路走廊、站址、极址资源日益紧张，水电基地、煤电基地与负荷中心的距离越来越远，仅靠发展500kV 电网已不适应电力需求增长的要求，客观上要求提升电压等级。我国在输变电关键技术与设备领域的自主开发和设计制造能力还不强，需要依托重点工程，加快输变电设备制造业自主创新和产业升级。在电网技术和装备水平的提升上要更加注重应用先进的网络信息和自动控制等技术。
（4）现有电力系统难以适应清洁能源跨越式发展和用户互动的发展需要
随着清洁能源发电装机总量的快速增加，清洁能源并网将对电网的安全性、适应性、资源配置能力等提出新的要求，如电网应具有更强的输电能力、调峰调频能力、电压控制能力等。另外，未来随着用户侧、配网侧分布式电源增多，特别是随着屋顶太阳能发电、电动汽车大量使用，电网中电力流和信息流的双向互动会逐步增多，对电网运行和管理将产生重大影响。
1.2 电网智能化发展现状
近年来，国家电网公司深入开展电网现代化建设和运行管理技术的相关研究和实践工作，部分项目已进入试点阶段，大量科研成果已转化并广泛应用到实际工程中，部分电网技术和装备已处于国际领先水平，为建设坚强智能电网提供了坚实的技术支撑和设备保障，并积累了较丰富的工程实践经验。
在大电网运行控制方面，我国具有“统一调度”的体制优势和深厚的运行技术积累，调度技术装备水平达到国际一流，自主研发的调度自动化系统和继电保护装置广泛应用；广域相量测量、在线安全稳定分析等新技术的研究与应用居世界领先地位。
在通信信息平台建设方面，我国建成“三纵四横”的电力通信主干网络，形成了以光纤通信为主，微波、载波等多种通信方式并存的通信网络格局；以“SG186”工程为代表的国家电网信息系统集成开发整合工作已于2009 年底基本完成，各项功能得到广泛应用。
在研究能力方面，我国形成了目前世界上试验能力最强、技术水平最高的特高压试验研究体系，具备了世界上最高参数的高电压、强电流试验条件，特高压试验研究能力达到国际领先水平。同时，电网防灾减灾、输电线路状态检修及在线监测、超导输电技术、数字化变电站、配电自动化等领域的试验研究能力已达到国际先进水平。
在关键设备研制和技术标准体系建设方面，公司组织力量针对智能电网建设内容和技术领域需求，分别制定了《智能电网关键设备（系统）研制规划》和《智能电网技术标准体系研究及制定规划》。设备研制规划提出了关键设备的研制目标，并制定了关键设备的研制计划和实施方案；制定的技术标准体系用于指导智能电网标准的制定和实施，增强我国在智能电网国际标准制定中的话语权，为加快建设坚强智能电网提供强有力的技术支撑。
在清洁能源并网及大容量储能方面，公司深入开展了风电、光伏发电监控及并网控制等关键技术研究，建立了风电接入电网仿真分析平台，制定了风电场接入电网技术规定、光伏电站接入电网技术规定等相关标准，开展了大容量电化学储能等前沿课题基础性研究工作。
1.2.1 发电环节
（1）现状
近年来，我国发电装机规模快速增长，发电设备装备水平明显改善，电源类型呈现多元化趋势，清洁能源发电迅速发展。火电、水电、核电保持了较快增长，风力发电、太阳能发电等间歇性清洁能源迅猛发展。
常规电源实现了发电机励磁、调速系统、分散控制系统（DCS）等装备的信息化、自动化；控制参数基本满足可观测和在线可调的要求，但国产化水平有待提高；在部分网省公司已完成常规电源发电机励磁系统参数实测和电力系统稳定器（PSS）的参数配置工作，实现机组自动发电控制（AGC）和一次调频的全过程监控，并试点推进自动电压控制（AVC ）功能；启动了风能、太阳能发电研究检测中心建设和河北张北地区风光储输示范项目；深入开展了网厂协调技术研究，并对大规模清洁能源发电运行控制、发电出力预测、电网接纳能力、对电网安全稳定影响等关键技术开展了大量研究；风电、光伏发电等间歇性、不确定性清洁能源并网技术新标准的制定工作已经取得了初步成果并逐步开展推广试行；开发了风电功率预测示范系统，掌握了钠硫电池制造的核心技术，建成了多种电池的试验工程。
（2）存在的不足
我国电源结构以火电为主，由于地理条件和资源禀赋限制，水电、抽水蓄能、燃气发电等快速调节电源配置结构不甚合理。随着间歇性、不确定性清洁能源的迅猛发展，电网调峰调频的矛盾愈加突出，亟需研究间歇性、不确定性清洁能源与电网的网厂协调技术；亟需补充制定风电场低电压穿越能力、风力发电功率预测、光伏发电系统并网等方面的标准；对大容量机组和直流输电、特高压输电的相互影响研究尚不充分；随着点对网输电方式及直流换流站增多，次同步谐振问题日益突出；抑制电力系统低频振荡、发电机次同步振荡及谐振的技术需要进一步研究；AGC 控制调节有待进一步优化；涉网设备监测、控制能力仍需进一步提升；水电优化调度和控制缺乏技术平台的高层次应用；风电运行控制技术尚不能满足大规模接入电网要求；光伏发电控制及并网技术处于起步阶段；抽水蓄能规模总量偏小；大容量储能技术研究尚处于起步阶段。
1.2.2 输电环节
（1）现状
近年来，公司加快建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网，在输电线路建设和生产管理方面取得了一系列重大技术成果，并得到广泛应用。
全面掌握了特高压输电核心技术，研制了代表世界最高水平的特高压交流设备，特高压交流试验示范工程成功投运；特高压交流、直流、杆塔、西藏高海拔试验基地和国家电网仿真中心全面建成，形成了目前世界上试验能力最强、技术水平最高的特高压试验研究体系；成功开展1000kV 交流特高压输电线路带电作业；常规直流输电技术广泛应用，向家坝～上海±800kV 特高压直流输电示范工程于2009 年12 月带电；发布了特高压技术交直流标准125 项；持续加大电网建设和改造，有效提升了电网的安全性和输送能力；电网防灾减灾科技攻关取得突破，融冰装置投入运行并发挥作用；加快实施输电线路标准化建设，推广“两型三新”（资源节约型、环境友好型，新技术、新材料、新工艺）输电线路应用；开展输电线路状态检修、在线监测等重大技术研究，提升线路安全运行水平；积极推进超导输电技术试验段工程前期工作；积极采用大截面导线、钢管塔等新技术、新材料、新工艺；可控串补（TCSC）、静止无功补偿器（SVC）等柔性交流输电技术（FACTS ）开展示范应用。
（2）存在的不足
技术标准方面，补充制定在线监测、状态检修、故障预测等方面的通用技术要求和规程规范；与国外先进水平相比，我国电网结构仍然薄弱，资源大范围优化配置能力不强等问题依然突出；我国输电线路规划、设计、建设、运行等全过程技术和管理标准化程度不一；运行维护与设备管理较为粗放，线路巡视检测、评估诊断与辅助决策的技术手段和模型不够完善；线路运行状态、气象与环境监测相关工作有待深入；750kV 及以上电压等级的柔性交流输电技术有待突破；输电线路状态监测系统相关设备和柔性交流、柔性直流输电关键装备研制工作亟待突破；特高压直流设备有待实现全面国产化。
1.2.3 变电环节
（1）现状
公司全面开展了电网技术改造、设备状态检修、变电站综合自动化建设。变电站自动化领域已居国际先进水平，具有自主知识产权的变电站自动化系统和设备完全实现了国产化；变电站自动化技术标准比较成熟；新建站均配备了变电站综合自动化系统，大部分老站通过技改进行了变电站综合自动化改造；数字化变电站技术在工程化和实用化方面走在世界前列，已在200 多座变电站开展试验示范工作；设备状态监测覆盖面逐步增大，可靠性水平和检修效率显著提高，初步构建资产全寿命周期管理体系；主要变电设备的技术水平明显提高，公司系统1000kV、750kV 设备运行稳定，500kV 等级1000MVA 、1200MVA 大容量变压器大量使用；国内110（66）kV 及以上变电站基本实现了遥测、遥信、遥控、遥调“四遥”功能。
（2）存在的不足
技术标准方面，亟需补充完善智能变电站、变电设备在线监测系统方面的标准；目前变电站自动化系统信息共享程度较低，综合利用效能还未充分发挥；状态检修尚未全面推广，需要加快由定期检修向状态检修的设备检修模式过渡；设备的状态检测和评价等技术存在不足；一次装备的智能化技术水平有待提高；智能变电站缺乏检测与评估体系；需要对750kV 智能变电站中的一次设备智能化方式、电子互感器的工程应用方案等进行研究探讨；部分老式变电站目前仍在采用RTU 装置，亟需进行改造；电网保护微机化率虽然达到了较高水平，但微机保护应具有的智能及联网优势并未充分发挥；变电站运行管理模式需要转变，变电站运行维护管理集约化建设需要加快；缺乏能够实现智能分析决策的变电站信息系统。
1.2.4 配电环节
（1）现状
公司持续加强配电网网架建设，统筹城乡电网发展，加快新农村电网和城乡配电网的建设与改造，加大重点城市及地、县级电网建设改造，加强和完善地区配电网网架，逐步消除供电“瓶颈”，不断提升供电能力和供电可靠性；配电自动化技术研究较为深入并得到初步应用，配电自动化水平逐步提高；配电网侧分布式发电与清洁能源接入技术研究取得较为显著的成果；部分城市配电管理系统已经涵盖了地理信息系统（GIS）、生产管理系统（PMS）、故障管理系统（OMS）和工作管理系统（WMS），并实现了与配电监控系统（DSCADA）、客户管理系统（CMS）、企业资源规划（ERP）等系统的接口，初步建成了配电生产业务高效处理的公共支撑平台。
（2）存在的不足
技术标准方面，亟需补充制定智能配电网运行、调度、智能控制终端等方面的标准；与国外先进国家相比，我国配电网整体供电能力和可靠性水平偏低，管理手段相对落后；配电自动化系统覆盖范围不到9%，远远低于先进国家水平；由于技术不成熟、网架结构调整频繁、运行维护力量不足等原因，配电自动化实用化水平较低，部分装置处于闲置状态；配电侧、用户侧通信信息网络仍处在研究摸索阶段，数据传输通道存在明显不足；部分地区城市配电变压器经济运行水平不高，配网节能降耗技术应用不足；农村配电网负荷分散、点多面广、运行环境差、发展不平衡、用电需求差异明显，关键技术研发应用投入不足；配电网相关技术和管理制度欠缺，亟待完善；分布式发电与微网的研究、应用不足。
1.2.5 用电环节
（1）现状
近年来，公司统筹规划，逐步构建集约化营销管理模式、标准化的营销业务组织模式，统一开发了营销业务应用系统，初步构建了营销自动化系统，实现了营销业务标准化的应用，开展了供电客户服务标准化体系研究和应用，95598 客户服务系统建设和完善工作开展顺利。用电信息采集系统研究全面开展，部分地区开展了集中抄表系统等类似用电信息采集系统的建设与试点，目前大用户负荷管理和低压集中抄表系统已安装使用约900 万户（其中10kV 专变大用户142.9 万户，已建设63.7 万户，覆盖率达44.6%，电量比例为38.1%）；初步形成了较为完善的技术方案和技术标准体系；全面推进需求侧管理工作，取得了可观的节能效果；开展了相关标准、规程、规范的制定工作，初步形成了以现代电力和信息技术为基础的电力营销技术支持系统和多渠道服务接入系统；启动了电动汽车充电等关键技术的研究，编制了相应的标准与规范，为实现用电环节智能化奠定了坚实基础。
（2）存在的不足
公司智能双向互动服务平台还没有建立，与电力用户的双向互动服务还没有开展；用电信息采集系统、智能用能服务系统等技术支持系统有待建设与完善；智能用电小区/楼宇、用户侧分布式电源及储能等关键技术需要深入研究；智能化计量装置的检测与管理、新兴智能用电设备的检测还没有开展；智能用电相关标准体系有待完善。
1.2.6 调度环节
（1）现状
我国调度系统技术和装备目前已居国际先进水平。在继电保护和安自装置、广域相量测量、在线稳定分析与预警、电力二次系统安全防护等方面有着深厚积累和明显技术优势。截至2009 年12 月公司系统五级调度现有SCADA/EMS 约1500 套，地级以上调度覆盖率为100％；PMU 装置695 套，500kV 及以上厂站覆盖率达到80 ％；220kV 及以上保护微机化率达到96％；通信光缆总长度逾40 万公里，形成了以光纤为主的电力通信网络。
公司在数字电网关键技术、电网调度自动化技术、电力系统在线稳定分析、电网控制技术、电网可视化和数据整合、电力调度数据网络、监控系统的标准化建设等方面开展了大量的研究和应用工作。国产能量管理系统（EMS）总体技术达到国际先进水平，广域相量测量系统（WAMS ）得到成功应用，部分省级以上调度机构建设了电网动态稳定监测预警系统；建成了电力二次系统安全防护体系，有效保障了调度信息安全；建成了以光纤环网为骨干网架的电力通信专网，电网运行信息化水平进一步提升；自动化系统的国产化已经达到相当高的程度，电网动态稳定监测预警系统、WAMS 、调度计划系统、OMS、LLS 等主站系统和厂站PMU 设备，国产化率均达到100％，继电保护和安稳控制装置的国产化水平已经很高，电力通信设备的国产化率近几年提高很快，但还相对较低。
（2）存在的不足
技术标准方面，亟需补充制定大规模分布式电源接入和特高压电网运行特征的电力系统安全稳定分析与控制方面的标准。相对于特高压大电网和大型能源基地的建设发展，电网调度技术水平还不能完全满足未来电网运行的需要，主要表现在：电网在线安全分析、控制手段需要进一步完善提高；保护、安自装置数字化、集成化、信息化需要提高；对大容量风电、太阳能等间歇性电源的出力预测和调控能力不足，节能环保调度工作需进一步提高；次日和实时电力市场相关调度技术尚处在起步阶段；调度技术支持系统技术标准不统一、建设不规范；电力通信网络结构仍需强化和完善；需要深入研究“三华”同步电网统一计算、分析和管理的机制和方法，进一步提升大受端电网的安全分析水平和控制手段。
1.2.7 通信信息平台
（1）现状
通信信息平台是智能电网的重要支持系统，是贯穿六大应用环节的基础。经过多年建设，各环节均已建立较成熟的业务信息系统，在电网信息模型融合、统一信息平台等方面已开展了大量研究与应用工作。截至2009 年底，公司全面建成了SG186 工程，并按照建设坚强智能电网和人财物集约化管理的要求，正积极推进国家电网资源计划系统（SG-ERP）建设。ERP、营销、生产等业务应用系统已完成大规模推广建设，正在开展资产全寿命周期管理、用户用电信息采集、企业全面风险管理等企业级应用研究与试点建设。已建成先进可靠的电力通信网络，形成了以光纤通信为主，微波、载波、卫星等多种通信方式并存，分层分级自愈环网为主要特征的电力专用通信网络体系架构。截至2009 年底，公司系统通信光缆总长度达到40 万公里，主干网络已100％数字化，传输媒介光纤化，业务承载网络化，运行监视和管理正在逐步实现自动化和信息化。在配电、用电领域，利用230MHz 专用频率和电力线通信（PLC）技术，实现自动抄表、配电管理、用户服务双向通信。
（2）存在的不足
技术标准方面，亟需补充制定通信业务系统、骨干传输网、一体化信息模型、电力系统安全防护等级要求等标准。目前通信信息支撑体系还存在以下问题：信息化发展不平衡；信息资源的集成和电力通信信息资源优化整合需要进一步加强；信息系统的应用深度和实用化水平有待提高；网络信任体系不健全，无线安全体系待建立、主动防御能力还不强，数据标准、平台技术标准欠缺；配电侧和面向用户侧的通信网络资源不足，电力通信传输网络结构需要进一步优化，骨干传输网络支撑能力有待提升；综合数据网建设严重滞后，新业务接入能力有待提高；一体化信息平台建设需要进一步完善，系统间的数据共享能力有待提高；数据质量和分析水平需要继续提高，实时决策分析能力需要增强；部分区段光缆资源紧张，受外力破坏严重。
2 智能电网发展面临的形势
2009 年底，哥本哈根会议在经历了曲折之后，以大会决定的形式发表《哥本哈根协议》，进一步明确了发达国家和发展中国家根据“共同但有区别的责任”原则，分别应当承担的义务和采取的行动，表达了国际社会在应对气候变化长期目标、资金、技术和行动透明度等问题上的共识。
应当看到，为了应对全球气候变化，降低对化石能源的依赖程度，实现能源产业的可持续发展，世界能源发展格局正发生着重大而深刻的变化，新一轮的世界能源变革的序幕已经拉开。本轮能源变革的目标是通过科技创新，实现以低碳能源为核心的低碳经济。目前电力工业是全球最主要的二氧化碳排放源（45%的二氧化碳来自电力生产）。因此，实现电力减排和清洁生产，降低电力输送损耗，全面优化电力生产、输送、消费全过程，将有助于推动低碳电力、低碳能源乃至低碳经济的发展。在此过程中，智能电网在推动电力清洁生产，促进电力高效利用以及保障可靠电力供应等方面将发挥重要作用，已经成为世界电网发展的必然趋势。因此，世界主要发达国家纷纷把发展智能电网作为抢占未来低碳经济制高点的一项重要战略措施，掀起了一场全球范围的智能电网建设热潮。
1 国内外智能电网研究和发展概述
2 国外智能电网发展概述

（1）国外智能电网发展动因
解决能源安全与环保问题，应对气候变化，是国外发展智能电网最主要的共性动因。大力发展清洁能源和电气化交通是各发达国家实现能源独立、保证能源安全和保护环境、应对气候变化的重要途径。
抢占产业制高点，创造新的经济增长点与就业岗位，是国外主要发达国家发展智能电网的共性经济动因。美国的高尔文电力行动计划有关研究指出，推广智能电网技术能够创造众多新的经济增长点，仅是大规模部署应用分布式发电和储能技术就有望在2020 年之前为美国带来100 亿美元/年的经济增长（按照2020 年分布式发电装机占总装机的10%估计）。荷兰跨国咨询机构KEMA 预测，2009～ 2012 年间，智能电网项目将在美国国内直接创造约28 万个工作岗位。
由于国情不同，各国发展智能电网的基础和侧重点有所不同。就各国发展智能电网的基础来看，美国和欧洲部分国家的电网设施陈旧，需要通过电网升级改造，提高系统可靠性，避免美加8.14 大停电和欧洲11.4 大停电等类似事故再次发生；对日本而言，其电力系统的自动化水平较高，可靠性和效率已经达到了较高水平。就各国发展智能电网近中期侧重解决的问题来看，美国主要侧重于加大现有网络基础设施的投入，积极发展清洁能源，推广可插电式混合动力汽车，实现分布式电源和储能的并网运行；欧洲主要侧重于研究和解决电网对风电，尤其是大规模海上风电的消纳、分布式能源并网、需求侧管理等问题；日本主要侧重于研究和解决分布式光伏发电和风能发电的大规模并网问题，以及电动汽车和电网的互动问题。
（2）国外智能电网发展战略框架制定美国的战略框架2007 年12 月，美国国会颁布了“能源独立与安全法案”，其中
的第13 号法令为智能电网法令，该法案用法律形式确立了智能电网的国策地位，并就定期报告、组织形式、技术研究、示范工程、政府资助、协调合作框架、各州职责、私有线路法案影响、以及智能电网安全性等问题进行了详细和明确的规定。
2009 年2 月，美国国会颁布了“复苏与再投资法案”，确定投资45 亿美元用于智能电网项目资助、标准制定、人员培养、能源资源评估、需求预测与电网分析等，并将智能电网项目配套资金的资助力度由2007 年的20%提高到50%。
2009 年7 月，美国能源部向国会递交了第一部“智能电网系统报告”，制定了由20 项指标组成的评价指标体系，对美国智能电网的发展现状进行了评价，并总结了发展过程中遇到的技术、商业以及财政等方面的挑战。
欧洲的战略框架
2006～2008 年，欧盟依次发布了“欧洲未来电网的愿景与战略”、“战略性研究计划”、“战略部署文件”等三份战略性文件，构成了欧盟的智能电网发展战略框架。就其主要成员国来看，英国2009 年依次发布了“英国可再生能源发展战略”和“英国低碳转型计划”两份战略性文件。德国2009 年发布了名为“新思路、新能源——2020 年能源政策路线图”的战略性文件。
日韩的战略框架
日本于2009 年4 月公布了“日本发展战略与经济增长计划”， 其中包括了太阳能发电并网、未来日本智能电网实证试验、电动汽车快速充电装置等与智能电网密切相关的内容。日本电气事业联合会在2009 年7 月表示，将全面开发“日本版智能电网”。韩国在2008 年发布了“绿色能源工业策略”，推出了“韩国版智能电网”设想。
（3）政府激励措施和企业参与美国的政府激励措施和企业参与根据美国“复苏与再投资法案”，美国政府将在未来两三年向电
力传输部门投资110 亿美元，其中能源部所属电力传输与能源可靠性办公室（OE）获得45 亿美元，主要用于推动智能电网发展；能源部的BPA 电力局和WAPA 电力局各获得32.5 亿美元的国库借款权，主要用于加强电网基础设施，尤其是新建线路，以适应清洁能源并网的要求。
OE 的45 亿美元中，有34 亿美元用于智能电网项目资助计划，
6.15 亿美元用于示范工程建设。奥巴马总统于2009 年10 月底正式批准了获得资助的项目，共有100 个机构将获得政府资助，带动的私有机构投资将超过47 亿美元。示范工程方面，共有32 项示范工程入选，带动的私有机构投资超过10 亿美元。总体上来看，美国政府的投资有效地带动了相关行业的参与和投资，已经确立了一大批智能电网待建项目，预计总投资将超过100 亿美元。
美国能源部还多次组织由政府、产业界和科研院所广泛参与的研讨会，就智能电网的特征和评价指标体系达成了共识。众多风险投资公司也纷纷支持智能电网项目建设，2002～2007 年美国与智能电网产业相关的风险投资金额年均增长率为27%，2007 年达到近2 亿美元。
欧洲的政府激励措施和企业参与
英国监管机构Ofgem 在2009 年8 月宣布了新的智能电网建设计划，将在5 年内投资5 亿英镑建设4 个“智能城市”。
德国政府由环境、自然保护与核安全部（BMU）和经济与技术部（BMWI）在2008 年联合启动了“E-Energy ”示范工程计划，目前已确定6 个“灯塔示范项目”，分别由6 个技术联盟负责实施，政府投入6 千万欧元，另外8 千万欧元由技术联盟自筹。
丹麦启动了EDISON 示范项目，主要研究集成大规模分布式风电和电动汽车的智能电网，丹麦电网公司Energinet 对项目进行了资助，IBM 与西门子公司也参与了项目建设。
欧洲其他国家，如荷兰、意大利、法国、西班牙等国也在智能电表，风电与太阳能并网等方面开展了大量工作。
日韩的政府激励措施和企业参与
日本经济产业省（METI）积极引导日本企业参与国内外的智能电网建设。METI 与美国新墨西哥州签订了合作协议，日方将参与该州智能电网示范工程的投资与建设；对内启动了日本国内的智能电网工程，由九州电力公司和冲绳电力公司在十个独立的岛屿上建设示范项目，项目整体预算为90 亿日元，其中政府将资助60 亿日元。
韩国知识经济部决定在2009～2012 年间，投入2547 亿韩元推进智能电网技术的商用化。韩国电力公司计划花费6500 万美元在2011 年完成济州岛智能电网示范项目，并在其承担的菲律宾电力项目中采用了智能电网技术。
（4）国外技术标准的制定
美国标准与技术研究院（NIST ）提出将分三个阶段建立智能电网标准。在2009 年9 月，美国商务部长骆家辉在GridWeek 大会上宣布了NIST 在第一阶段的最新进展报告，选取了近80 项现有标准，用于指导和支撑当前智能电网发展，明确了14 个需要优先研究和解决的方面，并特别分析了信息安全方面的标准。
国际电工委员会（IEC ， International Electro technical Commission ）的标准化管理委员会（SMB ， Standardization Management Board）组织成立了第三战略工作组——智能电网国际战略工作组。该工作组明确了智能电网战略工作组的职责范围，其主要任务是在对智能电网的标准进行系统的分析的基础上，研究并提出标准修订和新标准制定的建议，包括应优先建立的、满足设备和系统互操作的规约和模型的标准化建议。
美国GE 公司发起了电动汽车插头标准制定工作，并得到业内其他公司的积极响应和支持。其设计的标准插头有5 个触头，可以支持最高240 伏电压和70 安培电流，还能够支持电力载波通信。
日本东京电力公司、富士集团以及三菱公司联合制定了电动汽车接入电网标准，为电动汽车接入电网打下了良好基础。
2.1.2 国内智能电网发展概述2008 年以来，公司非常注重对世界电网智能化发展趋势的关注和跟踪。2009 年5 月，在北京召开的“2009 特高压输电国际会议”上，公司发布了我国坚强智能电网发展战略，发展特高压技术、建设坚强智能电网在会上达成广泛共识。总的来看，在特高压取得重大突破的基础上，公司准确把握国
内外形势，从保障我国能源安全、优化能源结构、促进节能减排和提高公司服务水平的要求出发，提出了建设坚强智能电网的战略部署，在国内外引起了积极反响和高度认可，引领和推动了国内智能电网发展，并在理论创新、工程实践、关键设备研制、科研和标准体系建设等方面积极开展工作。
理论创新获得广泛认可。公司提出的坚强智能电网，得到了国内外有关电力组织、权威机构和专家们的支持，起到了引领作用。2009 年7 月，美国能源部长与商务部长在访华期间，专程到公司考察我国特高压工程和坚强智能电网工作。此后不久，美国政府提出建设可实现电力在美国东西海岸传输的更坚强、更智能的电网。
公司在开展了大量前期研究和调研基础上，已经形成了《坚强智能电网综合研究报告》以及发电、输电、变电、配电、用电、调度六个环节和通信信息平台等七个专项研究分报告，对坚强智能电网总体和各环节的发展目标、特征与内涵、基本架构以及发展技术路线进行了系统梳理和分析，为相关实践工作的高效、有序开展提供了有效的指导。
工程实践扎实有效推进。晋东南-南阳-荆门1000kV 特高压交流试验示范工程自2009 年初成功投运以来，一直保持安全稳定运行；向家坝-上海特高压直流示范工程已于2009 年底带电。公司已经建成“四基地两中心”，形成了目前世界上试验能力最强、手段最完善、技术水平最高的特高压研究体系，建立了系统的特高压技术标准体系。
公司在世界各大电网企业中率先组建了智能电网部，统一组织、协调公司的智能电网工作；制定了《坚强智能电网第一阶段重点项目实施方案》，提出了包括电网智能化规划、试点工程、基础建设、重点专项研究等内容在内的第一阶段重点项目实施方案，有关工作正在有条不紊地开展。
关键设备（系统）研制进展顺利。公司在国际上首次提出了基于智能组件的一次设备智能化技术方案。750kV 及以上电压等级FACTS 前期技术研究工作基本完成，关键设备研制和示范工程应用取得重要进展，大容量高压直流换流阀和柔性直流输电关键技术研究取得重要成果。新型碳纤维复合芯导线研制成功。提出了输电线路状态监测系统建设方案。智能电网调度技术支持系统研发取得阶段性成果，完成了总体建设框架、总体设计、支撑平台以及高级应用的功能规范编制，承担的基础平台和基础应用功能开发基本完成，应用软件开发全面启动。完成用电信息采集系统相关产品研发，并开展试点应用。完成电网应急指挥信息平台开发并推广应用。公司还组织编制了《智能电网关键设备（系统）研制规划》，指导智能设备的研制工作。
科研和标准制定工作成效显著。公司已经初步完成坚强智能电网的研究框架和重点科研布局，形成技术发展路线图，为整体推进坚强智能电网的科研工作奠定了基础。已初步提出坚强智能电网技术标准体系框架，并制定了智能电网标准制定规划。《风电场接入电网技术规定》、《配电自动化技术导则》、《智能变电站技术导则》、《智能电能表功能规范》（12 项）、《用电信息采集系统技术标准》（24 项）等智能化标准已作为企业标准或技术文件印发，《智能变电站设计与改造技术规范》等100 余项标准已经完成编制。向国际电工委员会（IEC）提出了15 项关于IEC 智能电网标准体系框架的修改建议，受到该组织智能电网战略组的高度重视，为在智能电网国际标准中增加中国元素创造了条件。
2.1.3 国内外发展智能电网的对比分析从发展阶段来看，国内外的智能电网发展都处于起步阶段。国外发达国家对智能电网的研究起步时间相对稍早，但是真正开展实质性的大规模投资和建设也只是近一两年的事情，因此，在以智能电网为核心的新一代电网技术革命中，我国和国外发达国家处于同一起跑线上。这将有助于我国电网实现跨越式发展，建成有世界一流电网。从发展动因来看，我国和国外发达国家存在显著的不同，主要表现在：一是我国能源资源与需求逆向分布的国情要求显著提高电网大范围资源优化配置能力，必须建设以特高压为骨干网架的坚强电网；二是我国以煤为主的能源结构与清洁发展之间的矛盾；三是
我国电力需求的快速增长要求电力企业高效运营和创新发展；四是电网自身发展要求处理好网架等基础设施建设与信息化、自动化、互动化等先进技术应用之间的关系。因此，我国的智能电网建设任务更加艰巨，面临的技术、经济、政策问题也更为复杂。
从推进方式来看，国外发达国家主要是采用政府为主导的推进方式，部分国家已经形成了较为系统的政策和法规框架，并通过政府投资和补助等方式激励有关行业积极参与智能电网建设。截至2009 年底，我国以政府为主导的智能电网推进方式尚未形成，有关政策和法规框架尚未有效建立，对有关行业参与智能电网建设的激励政策和配套措施尚未出台。因此，尽快研究适合中国国情的智能电网推进方式，从政府层面出台有关政策和法规，制定相关激励政策和配套措施是我国目前亟待解决的问题。
1 电力需求分析1
2 国民经济发展预测2009 年，在全球空前一致的财政和货币政策刺激下，金融危机带来的负面影响似已见底，世界经济初显稳定迹象。2010 年世界经济增长预期虽然仍低于3%，但将明显好于2009 年。为抵御金融危机对我国的不利影响，防止国民经济深度下滑，我国政府强力启动了一系列经济刺激计划，实施积极的财政政策和适度宽松的货币政策，扩大国内需求。经济刺激计划的实施有效遏制了经济增速快速

下滑的势头，宏观经济呈现企稳向好的积极变化。预计“十一五”期间我国GDP 年均增长10.5%左右。
1 《发展坚强智能电网的社会经济效益及对公司经营管理的影响分析》报告
从中长期看，国际金融危机并没有改变我国经济增长的基本面，在世界经济不断恢复、我国经济增长不断回升的情况下，我国经济有望进入新一轮上升周期，同时经济结构的不断调整将为经济增长打下更为坚实牢固的基础，我国工业化和城市化水平将继续加快。到2015 年前后，工业化将逐渐摆脱对国外的高度依赖，进入重工业与装备制造业共同繁荣发展的阶段，城市化及相应产业向中西部地区扩散，经济规模化、效益化水平不断提高，我国经济发展逐渐走向成熟，预计“十二五”期间我国经济年均增长9.0%左右。“十三五