盛夏七月，2026年“进度条”已然过半。作为“十五五”开局起步的关键之年，我们正站在一个承前启后的战略关口——既要守住“稳”的大局，更要积蓄“进”的动能。新基建，正是观察中国经济韧性与潜力的最佳窗口。

本期智荟月刊主题为：织密“六张网”，重塑新动能——年中看新基建的“稳”与“进”，聚焦算力网、通信网、新型电网、水网、地下管网、物流网六大领域，试图回答：新基建如何在“硬”支撑与“软”关怀之间找到最大公约数。封面文章纵览全局，于宏观处见格局；产业图谱板块双线并进，聚焦“铁三角”的技术跃升与“民生三张”的温度落地；圆桌论坛则围绕“协同织网”展开深度对话，求解基础设施从“各为其政”走向“一张蓝图”的破壁之道。

从算力调度到5G-A商用，从绿电输送至管网革命，从水网贯通到物流末梢通达——这些工程既是稳增长的“压舱石”，也是暖民心的“连心桥”。年中回望，“六张网”建设跑出加速度、迈上新台阶；前瞻下半程，协同联动、共建共享仍是破题关键。当“六张网”从各自为政走向深度融合时，中国经济稳进提质的底气将更加充盈。

在国家前瞻布局的“六张网”关键基础设施中，新型电网不仅承载着能源安全的大局，更被赋予了支撑数字文明的全新使命。

作为连接西部清洁能源基地与东部数字经济高地的“能源大动脉”，新型电网正在经历一场从物理形态到运行逻辑的深刻重塑。作为衔接能源生产端与消费端的核心枢纽，新型电网既承担着推动高比例新能源消纳、支撑“双碳”目标落地的使命，也需要适配AI大模型、智算中心等新产业爆发式增长的用电需求，更要在极端天气频发、地缘政治冲突加剧的背景下筑牢能源安全底线。

就此，中国经济时报记者于日前采访能源和绿色转型发展领域专家，围绕新型电网建设的技术路径、韧性提升、产融结合等核心议题展开深入解读，旨在系统勾勒出这一能源大动脉的发展蓝图。

绿电转型：构建算电协同的新型供能体系

“算力产业已经成为新增用电负荷的核心增长极，算力的竞争力本质上正在转变为电力供给的竞争力。”国网能源研究院经济与能源供需研究所所长韩新阳对中国经济时报记者表示，新型电网的建设核心，是围绕骨干网架建设、各级电网协同、信息技术驱动和数智发展赋能四大方向，打造数智化坚强电网，最终实现能源流与数字流的深度融合。

在骨干网架层面，特高压输电网络正在从传统的“西电东送”向“绿电直送”升级。韩新阳指出，当前我国算力枢纽与新能源基地存在明显的空间错配：东部算力集群集中了全国80%以上的低时延业务需求，却面临土地、能源资源紧缺的约束；西部风光大基地具备万亿级的绿电供给潜力，却远离下游消费市场。“十五五”期间需要强化国家算力枢纽与大型风光基地的规划深度绑定，真正实现“算力跟着绿电走”——新建跨区特高压输电通道时，必须为算力枢纽预留15%—20%的专用或优先输电容量，打通绿电从西部基地直供东部算力集群的专属通道。

除了跨区输电的“大动脉”，算力园区的“毛细血管”建设同样关键。韩新阳强调，东部地区大量的低时延AI推理需求完全依赖远距离输电并不现实，必须在具备条件的智算中心集群推进“源网荷储”一体化建设，通过分布式光伏、分散式风电、大容量储能和备用燃气机组的协同控制，构建园区级智能微电网。韩新阳透露，未来算力中心绿电直连的批量落地，将催生一批增量配电网或智能微电网，传统的电源与网供负荷边界将发生系统性变化。

针对新能源消纳的核心痛点，韩新阳建议推出“算力消纳绿电”配额交易机制，理顺“电—算—碳”多市场价值传导路径。具体而言，要求大型智算中心每年消纳绿电的比例不低于60%，超额消纳部分可生成标准化的“绿算配额”纳入全国统一市场交易，未达标者则需要购买配额或接受惩罚。

“这本质上就是‘以算促电’的市场化体现。”韩新阳解释称，当绿电消纳与经济收益直接挂钩时，算力中心会主动优化负荷曲线，在午间光伏大发、夜间风电大发等绿电富余时段，集中批量处理视频渲染、大模型离线训练等非紧急任务，实现对电网的“填谷”式调节。该机制与绿电交易、绿证市场、碳排放权交易市场联动后，将形成“绿电使用越多，碳收益越高，算力成本越低”的正向循环，最终把算力中心从被动的“电力消费者”，转变为主动参与系统平衡的“电力系统友好型资源”。

韧性提升：筑牢能源安全的双轮驱动底座

“极端天气频发和地缘政治冲突加剧，正在给我国能源安全带来双重挑战，新型电网的韧性建设已经成为‘十五五’的核心任务。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受中国经济时报记者采访时指出，新型电网的韧性提升需要走技术突破与制度创新双轮驱动的路径，构建具备弹性、智能和协同能力的现代能源体系。

技术层面的核心是实现电网的“弹性感知、协同调节、智能防御”。林伯强认为，首先要增强电网的“弹性”与智能感知能力。针对极端高温、干旱等气候导致的负荷激增或水电出力骤减等问题，需要依托数字化传感器、数字孪生等技术，实现对电网运行状态的毫秒级感知，快速识别系统不稳定因素并自动做出调度决策，有效克服负载及频率波动，保障关键负荷的稳定供电。

其次要深化“源网荷储”协同，推动新型储能规模化发展。解决风电、光伏出力不稳定问题的关键，是实现“源网荷储”各环节的动态协同，一方面推动煤电加快向灵活性调节电源转型；另一方面完善储能的价格形成机制，让储能的调峰调频价值能够被市场充分识别和回收，形成“煤电兜底+储能调节”的安全可控基本盘。

最后要强化人工智能技术的赋能作用。一方面利用AI提升电网的网络安全监测能力，提前预警潜在的网络攻击行为；另一方面通过AI优化电网调度算法，精准匹配智算中心等新型负荷的尖峰用电需求，提升电网对高强度、高波动用电模式的承载能力。

制度层面的重点是破除机制壁垒，释放市场效能。林伯强提出了三大改革方向：一是打破省际交易壁垒，加快完善全国统一输电通道建设与运行机制，推动跨省电网的互联互通，通过区域系统互联实现余缺互济。二是加快构建适应高比例新能源接入的全国统一电力市场体系，围绕储能、虚拟电厂等新型市场主体完善交易规则，通过市场化价格信号引导各类主体主动参与系统调节，释放电网的整体运行效能。三是坚持“先立后破”的转型原则，明确煤炭、油气等化石能源的“压舱石”作用，完善以煤炭为基础的稳定供给体系，在新能源的可靠性达到传统能源水平之前，不盲目退出传统化石能源产能，确保极端工况下的能源安全底线。

林伯强强调，“十五五”期间，新型电网的技术选型必须坚持实用性优先，避免盲目追捧不成熟的前沿技术，真正构建起清洁低碳、安全高效的新型能源体系，从容应对外部环境的各类不确定性挑战。

产融结合：激活绿色金融的精准赋能效应

“科技与金融是实现‘双碳’目标的‘双翼’，新型电网建设的万亿级投资需求，离不开绿色金融的精准滴灌和风险分担。”国务院发展研究中心社会和文化发展研究部研究员周宏春对中国经济时报记者表示，绿色金融需要通过产品创新和机制优化，为电网建设提供适配的资金支持，打通能源产业与金融资本的良性互动通道。

周宏春提出了绿色金融赋能电网建设的三大核心路径：首先是创新适配新型电网建设的金融产品与工具。要大力发展绿色信贷、绿色债券、碳基金等专项金融产品，针对特高压通道建设、储能技术推广、智能电网改造等不同场景设计差异化的金融支持方案。特别是在当前储能成本偏高、电网消纳能力不足的背景下，金融工具要重点向储能技术的规模化推广倾斜，通过低息贷款、财政贴息等方式支持新型储能项目落地，利用规模效应快速摊薄单位成本，破解新能源并网难的“硬约束”。

其次要完善价格与财税激励机制，形成市场化的转型动力。周宏春强调，要健全以市场为导向的财税、金融、价格政策体系，加快推动能源领域的价格改革，建立灵活性电源调节和新型储能的价格形成机制，让提供调峰调频服务的市场主体能够获得合理收益。同时要运用价格杠杆和绿色税制激励社会资本参与电网智能化改造和绿电消纳，在保障民生用电价格稳定的前提下，合理疏导能源转型的成本，避免转型成本过度向某一方倾斜。

最后要坚持市场化原则，防范政策执行偏差。周宏春提醒，在绿色金融政策落地过程中，要特别防范地方政府的形式主义和“拉郎配”行为，避免行政干预扭曲市场信号。绿色金融的投入要清晰划定政府与市场的边界，政府主要负责制定规则、搭建平台、做好兜底，具体的项目选择和资金投放要交给市场决定，充分激发各类经营主体的活力，配合全国统一电力市场建设打破省间壁垒，最终实现绿电在全国范围内的优化配置。

“新型电网不是单纯的能源基础设施，而是支撑整个经济社会数字化、绿色化转型的公共服务平台。”周宏春指出，只有通过制度层面的协同保障，结合绿色金融的精准支持，才能有效破解可再生能源并网难、消纳难的痛点，让绿电从生产到消费的全链条顺畅流转，为我国经济的高质量发展提供安全、稳定、清洁的能源支撑。