国网浙江电力：建好多元融合高弹性电网核心载体

本刊通讯员 项丹 张正华

今年3月，中央财经委员会第九次会议提出，构建以新能源为主体的新型电力系统。7月14日，国家电网有限公司明确浙江打造新型电力系统省级示范区，要求率先探索形成构建新型电力系统的路径、模式和经验。

新型电力系统建设是一项系统性工程，对能源电力生产方式、生产关系、技术发展等都将产生革命性影响。国网浙江省电力有限公司（简称国网浙江电力）以建好多元融合高弹性电网这一核心载体，持续推动“源网荷储”融合互动，深化政策、市场等全要素参与新型电力系统省级示范区建设，积极应对“双高”“双峰”问题，持续强化多元融合高弹性电网在新能源消纳、电力平衡、经济高效运行等方面的作用，开展构建新型电力系统实践。

建好多元融合高弹性电网

当前，浙江能源电力领域正在发生“翻天覆地”的变化，主体电源由“一大三小”向“三小一大”演进，能源清洁低碳与电力保供、电网安全、能源成本之间的“三元矛盾”日益凸显。2020年以来，国网浙江电力超前研判能源电力“三元矛盾”，提出多元融合高弹性电网的理论体系，并开展了一系列实践，推动电源、电网、用户、储能良性互动，加强能源互联互通互济，提高能源资源优化配置能力，提升社会能效水平，初步实现保障能源安全、推动低碳发展、降低用能成本的三重目标。

多元融合高弹性电网理论研究，在内涵特征上完全符合新型电力系统要求，在行动重点上高度一致，在逻辑上实质相同，为浙江建设新型电力系统省级示范区打下坚实基础、占据有利先机。多元融合高弹性电网与新型电力系统是一脉相承的，是适合浙江的实践路径。

目前，国网浙江电力已初步完成多元融合高弹性电网的概念设计和框架体系构建，制订了弹性指数、效能指数、互联指数三大维度指数构成的高弹性电网发展指标体系，围绕源网荷储4个电力系统核心环节，通过灵活规划网架坚强、电网引导多能互联、设备挖潜运行高效、安全承载耐受抗扰、源网荷储弹性平衡、各侧资源唤醒集聚、市场改革机制配套、科创引领数智赋能等8个方面，加快多元融合高弹性电网建设，探索新型电力系统建设省域路径。

依托高弹性电网建设，国网浙江电力预计到2023年将实现千万千瓦级新增新能源安全消纳。

源网荷储互动发展

如何满足大规模新能源接入、消纳是建设新型电力系统的必答题。如今，国网浙江电力正通过建设高弹性电网系统性解决这一难题。“能源互联网形态下多元融合高弹性电网能够有效提升新能源消纳能力，在保安全的前提下，推动电力系统源网荷储互动发展，探索在新型电力系统建设要求下省域电网的建设路径。”国网浙江电科院电网技术中心研究员许烽表示。

在电网输送侧，国网浙江电力实施输电线路动态增容，解决线路输送能力受限难题，有效缓解局部地区供电能力不足问题。杭州、湖州等地通过创新潮流控制技术，在不新建电网工程的情况下，将易过载的线路电流“挤压”到其他承载力更大的线路上，也可以将电流“吸引”到负荷相对宽松的线路上，从而动态优化电网潮流分布，有效缓解部分重载线路的过载压力，提升区域电网的整体承载力和安全性。

在用户侧，国网浙江电力加强需求侧管理，探索新型负荷聚合模式。目前，浙江电网已形成日前削峰超1000万千瓦、小时削峰超100万千瓦、可中断负荷削峰超200万千瓦、填谷负荷超100万千瓦的需求响应资源池，今年最多的时候有4.2万户企业参与负荷需求响应。

“平时我们1个小时的用电量是15万到16万千瓦时，这次供电企业发出需求响应邀请后，我们根据实际生产情况将4.8万千瓦用电负荷以1.9元的价格参与了竞价，把部分用电额度让给更有需求的用户。”7月8日，丽水华宏钢铁制品有限公司成功完成用电负荷响应，同时还能获取一笔补贴。

在储能侧，国网浙江电力推动储能社会化、市场化发展，推动政府出台相关政策，试点开展能源汇集站建设，释放电网弹性消纳空间，提高电网资源配置效率。

围绕源网荷储互动，浙江各地探索新能源消纳的实践陆续展开。今年年初，在浙江丽水，国网丽水供电公司结合用电高峰的实际，探索错峰发电，让部分小水电站主动调配到晚上发电，将白天发电时间更多让“路”给风电、太阳能等新能源发电。

与此同时，国网丽水供电公司还利用小水电站优势，借助光纤、无线专网及北斗通信新技术，建设虚拟电厂，把供区内1000多座风、光、水等可再生能源小型电站和100多万个负荷用户聚集起来，让原本海量的无序资源变得有序可调节，形成一个可根据电网需求提供绿色零碳电能的百万千瓦级“超大号电池”。

3月31日，海宁尖山“源网荷储一体化示范区”和“绿色低碳工业园建设示范区”在浙江嘉兴挂牌成立。国网浙江电力在当地通过源网荷储主动配电网等大量试点，创新建设了源网荷储一体的区域能源互联网，实现了新能源的100%消纳和高效利用。

6月29日，城市级新型电力系统示范建设行动方案在杭州萧山发布。该方案围绕承载大规模清洁能源受入、支撑城市清洁能源替代需求等问题，推进供应清洁化、终端电气化、用能高效化。

扭住改革的关键招

作为能源消耗大省，近年来，浙江新能源装机容量持续增长。截至6月30日，浙江电网新能源装机容量达2123万千瓦，占电力总装机容量的19.6%。然而，清洁能源特别是分布式电源的间歇性特征给电网安全稳定运行带来巨大挑战，需要备用燃煤机组发挥电网调峰作用；新能源电能大规模输出，还加剧了电力输送通道紧张状况，短期内给电网调度运行带来巨大压力。

中国电力科学研究院电工和新材料所原所长来小康教授认为，通过配套储能项目，提升新能源发电质量是破解新能源发展之困的关键，但储能大规模发展还需要政策的进一步扶持。正泰集团董事长南存辉日前表示，储能成本通过输配电价进行疏导尚需要更多政策引导和鼓励，以此调动相关企业建设储能电站的积极性，推动储能技术的推广应用和产业持续发展。

今年3月，国网浙江电力率先取得政策突破，促成文成县、仙居县等地出台清洁能源长效消纳机制，要求新建新能源项目按照10%的容量配备储能。至6月23日，浙江省内全部县（市、区）均出台相关政策，通过政企合作，国网浙江电力推动全社会建立清洁生态共建、成果共享、成本共担的发展机制，助力新能源快速发展和能源绿色低碳转型。

供给侧变革是实现生产要素优化配置、提升发展质量的重要抓手。国网浙江电力持续深化供给侧变革，推动政府理顺双碳目标下的能源电力价格体系，进一步推动省内清洁能源发展。

丽水地处浙江西南山区，水电资源丰富，全市水电站805座，总装机282.53万千瓦，发电量占全省比重超过48%。今年4月，浙江省发展改革委批复同意调整丽水市小水电上网峰谷时段，解决小水电与光伏发电互相挤占能源外送通道、负荷峰谷倒置问题。调整后，预计增加新能源装机消纳能力50万千瓦，年均减少线损电量1600万千瓦时，进一步提升新能源消纳效率和电网运行效率，降低电网运行风险。

国网浙江电力加快推动需求侧变革，完善销售侧峰谷分时电价，科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差，明确尖峰电价在高峰电价基础上上浮比例原则上不低于20%，推动了电力资源优化配置，为能源持续优化提供了加速度。■