基于比较优势的“价值共创型”电网企业新型电力系统构建研究

孙亚璐 丁坤 杨昌海

国网甘肃省电力公司 甘肃 兰州 730030

1 研究背景

甘肃省地处西部地区，土地广袤、资源丰富，加快构建新型电力系统意义重大。首先是落实习近平总书记生态文明思想、实现碳达峰碳中和的必然途径。能源行业碳排放占全国总量的80%以上，电力行业碳排放在能源行业中的占比超过40%[1]。实现“双碳”目标，能源是主战场，电力是主力军，构建新型电力系统是重要途径[2]。其次是甘肃省放大比较优势、培育壮大新能源产业链的有为之举。构建新型电力系统与发展新能源相辅相成，加快推动构建新型电力系统,将带动甘肃省新能源产业可持续健康发展，实现做大做优做强。第三是甘肃省破解能源供需矛盾、保障电力安全可靠供应的客观需要。随着新能源逐步成为新增电源主体，电力供需平衡面临前所未有的挑战，构建功能更加强大、运行更加灵活、更加具有韧性弹性的新型电力系统尤为迫切。

2 甘肃省构建新型电力系统的比较优势

甘肃省在构建新型电力系统上具有资源、区位、网架、储能、产业等五大比较优势。一是能源资源富集，新能源可开发量居国内前列。风能、太阳能技术可开发量分别达5.6亿kW·h、95亿kW·h时，居全国第4、第5位，开发利用空间巨大。预计到2025年，甘肃省新能源装机占比将超过60%，在国内将率先实现“以新能源电力为主体”目标。二是地理区位特殊，能源输送战略通道作用凸显。甘肃省是西部地区唯一具有承东启西、南拓北展区域优势的省份，相较于青海、新疆等省（自治区），距离中东部负荷中心较近，能源电力大范围、远距离优化配置的成本优势明显。三是电网互联互通，电力跨区跨省互济能力强。甘肃电网是西北电网的中心和功率交换枢纽，目前有19回750kV线路与周边省份联络，在西北电网水火互济、省际互调余缺、跨区优化配置资源方面地位重要，在构建新型电力系统上具有互联互通的网架基础。四是储能需求空间大，产业链培育前景广阔。甘肃省昌马、张掖、黄羊等11个站点、1300万kW装机纳入我国“十四五”抽水蓄能重点实施项目，电化学等新型储能也进入发展窗口期，储能产业将成为带动经济发展的重要增长极。五是产业基础良好，能源电力产业链培育潜力大。电力行业占甘肃省规上工业增加值比重已超过20%，兰州、天水、酒泉等地市已具备相当规模的电工电气装备制造基础，产业延链补链强链潜力巨大。

3 “价值共创型”新型电力系统构建思路

国网甘肃电力深入研究新型电力系统的内涵和特征，明确利益相关方“价值共创”新型电力系统建设思路，发挥电力产业链链长作用和数据、技术、资源优势，推动电网升级为能源互联网，打造能源配置枢纽、能源数据枢纽、电力服务枢纽，汇聚政府、电网企业、发电企业、设备厂商、能源服务厂商、科研机构、客户等利益相关方资源，构建电力发展命运共同体，共建系统、共创价值、共享利益，确保能源安全稳定，大幅提升资源配置效率，提高生产力，实现多方共赢。

立足当前甘肃省能源资源现状，坚持以电力系统发展存在的问题和困难为导向，围绕电力“发、输、配、用、市场”五个环节，建立一体化新能源生产管理体系，提升新能源供给能力，确保电源供给更均衡；构建协同化输电网管理体系，提升跨区跨省输送能力，确保跨区互保互济更规模；构建数字化配电网管理体系，提升分布式清洁电源就地消纳能力，确保电力运行和控制更柔性；构建灵活化新型负荷管理体系，提升电力负荷控制能力，确保用户参与电力平衡更主动；构建多样化电力交易体系，提升市场资源配置能力，确保电力供求关系更健康。

4 “价值共创型”新型电力系统主要做法

4.1 建立一体化新能源生产管理体系，提升新能源供给能力，确保新能源“发得出”

实施“风光水火储一体化”和多能互补同步建设，联合推进新能源开发建设，发挥水电、煤电调节性能，适度配置储能设施，统筹多种资源协调开发、科学配置，强化新能源并网服务能力，实现清洁电力大规模生产和消纳，提升新能源供给能力，确保电源供给更均衡。一是实施多方联合推进机制，推动大型风光电基地开发。强化政企合作，促请出台政策，为指导开展大型风光电基地建设，营造良好政策环境。参与编制“十四五”时期以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目实施方案，与专业研究机构联合开展大型风光电基地网源规划、沙漠输变电工程建设的可行性与经济性研究，为新能源大规模开发奠定规划基础。携手产业链上下游开展联合建设，构建“三型三化”（基地型清洁型互补型，集约化数字化标准化）多能互补能源基地建设模式，打造“新能源+特色产业”样板示范工程。二是建设煤电灵活调节资源，提升系统调峰能力。推动新能源与优质煤电同步建设，实施煤电“三改”清单化管理，构建细化的调峰容量补偿机制。三是实施多能互补建设模式，优化各类电源配比。加快抽水蓄能规划和建设，完善新能源配套储能政策，大力推广“光热储能+”发电模式，实践“多能互补”发展新路径。四是提升新能源开发服务能力，提升并网服务效率。成立新能源并网服务中心，加强清洁能源协同调度，做好新能源监测预警。五是构建“互联网+”新生态，助力分布式电源发展。深入应用光伏云网平台，开展分布式光伏接网技术创新，创新“农光互补”“林光互补”“渔光互补”等商业模式，实现综合效益最优。

4.2 建立协同化输电网管理体系，提升跨区跨省输送能力，保障电力“输得上”

以新能源发展协同化管理为手段，加强输电网规划布局、网架建设和运维检修，不断提升能源通道的布局科学性、利用高效性和运行安全性，全面推动新能源资源跨区跨省输送，提升电力跨区跨省输送能力，确保跨区域的电力互济互保更规模。一是构建输电网协同规划机制，提升能源通道布局科学性。统筹协调多方力量，全力推动“十四五”期间“陇电外送”特高压直流开工建设。组建陇东到山东特高压直流柔性团队，协调政府部门、研究和施工相关单位力量，全力推进陇电入鲁尽早核准开工；联合电力研究机构，加快开展河西第二条（陇电入浙）特高压直流通规划论证和前期工作；全力争取酒泉至中东部第二条直流纳规，打造多端特高压直流送端型、区域电网枢纽型的新型电力系统“甘肃样板”。二是构建源网共同检修机制，提升能源通道运行安全性。构建源网共同检修机制。与输电线路连接的新能源场站沟通，根据风、光预测情况、场站及输电线路检修计划时间，提前协调，优化方案，最大限度减少场站因检修造成的发电量损失。三是构建输电网协同送电机制，提升能源通道利用高效性。通过加快送受端网架构建、推动配套电源发挥作用、优化运行方式、提高设备利用水平、签订长期送受电协议、创新输电组织模式等措施，持续提升特高压通道利用率。优化电网运行方式和系统运行控制策略，提升重要断面输电能力和系统运行效率，统筹基建和检修停电安排，减少重复停电，优化检修方案，缩短停电时长，保障新能源电量应送尽送。

4.3 建立数字化配电网管理体系，提升新能源就地消纳能力，保障电力“配得准”

以建设一流数字化配电网为基础，强化配套储能建设，创新“有源”配电网管理模式，优化升级配网调度系统，提升新能源就地消纳能力，确保电网运行和控制更柔性，配电网满足多元化客户的需求。一是建设“有源”配电网，创新配电网建设模式。考虑大规模分布式电源、储能设备和多元负荷接入需要，通过规划引领、示范带动、技术创新、场景研究，探索基于新能源+储能的“有源”配电网管理模式。二是建设数字化配电网，支撑分布式能源消纳。构建配电网数字化管理机制，强化数字化规划工具应用，推进智能融合终端的建设，扩大可观可测可控范围，实现客户、配电网、分布式电源、储能设备的互联互通、人机交互，全面支撑分布式能源发电和多元负荷用电需要的实时匹配。三是实施互联互通和智能控制技术创新。运用新一代通信技术，升级配电系统通信网络，设计并部署台区智能融合终端真型实证环境，完成台区智能融合终端营配数据交互性能、台区拓扑识别功能测试，实现分布式光伏、无功补偿单元、低压智能断路器的状态感知，为台区智能融合终端的建设应用提供有力技术支撑。四是构建数字孪生平台。基于GIS地图、三维虚拟现实技术，打造源网荷储全息拓扑一张图，图数一体绘制多态维直观全域展现，并建立场-站-线-变-户的可视化拓扑关系，形成“营-配-调-规”全面贯通、网格化的结构图，应用数字孪生技术实现“源网荷储”的仿真计算，实现“虚实结合、可观可控”，从规划这一源头上推动新能源消纳全生命周期效益最优[3]。五是建设新型配电调度体系，适应分布式电源发展趋势。建设贯穿省地县的分布式电源调度管理系统，加快推进全省地县分布式电源调度管理系统建设，全面形成全景观测、精准控制、主配协同、具备新型电力系统特质的有源配电网调度管理体系。

4.4 建立灵活化新型负荷管理体系，提升负荷控制能力，保障电力“用得好”

新型电力负荷将实现由传统的刚性、纯消费型向柔性、生产与消费兼具型转变，用户将深度参与电力系统的平衡[4]。考虑这一变化，需要不断拓展电能替代广度和深度，构建新型负荷管理体系，创新综合能源服务手段和模式，全面提升实现电力负荷的实时控制能力，确保用户参与电力平衡更主动，保障电力安全有序供应。一是拓展电能替代广度，提升能源消费电气化水平。在工业、建筑、交通等领域，加快推进充电设施建设，开展纯电动船舶推广应用，实施特色产业电气化，推动智能电网、新型储能、新能源交通、分布式能源等技术在城市的利用，通过清洁能源和传统能源的互补利用，实现城市能源消费向绿色能源转变。二是构建新负荷管理体系，提升需求侧响应能力。成立属地电力负荷管理中心，力争形成覆盖省市县三级的电力负荷管理中心，协同地区政府，提供电力需求响应、用户负荷分析、节能降耗等电力负荷管理工作，确保群众安全用电。建立可观、可控、可测新型电力负荷管理系统，挖掘需求侧调节响应潜力，推动实现系统有序送电。建设可调节负荷资源库，探索可中断负荷灵活调节资源的日内实时调控。三是提升综合能源服务水平，推动商业模式创新。以能效提升、分布式新能源开发利用为重点，建设综合能源服务平台，高质量推进综合能源服务。

4.5 建立多样化电力交易管理体系，提升市场资源配置能力，保障电力“供得畅”

创新中长期市场交易分时段外送价格机制，创新新能源报量报价和用户报量保价参与现货市场的交易模式，构建辅助服务市场调峰机制，完善容量补偿机制，开展政策统筹和机制完善，完善新能源参与市场交易机制，利用市场化手段调动交易各参与方主动参与电力系统削峰填谷，平抑新能源出力波动，提高电力系统对高比例、随机波动新能源的适应性，提升电力市场资源配置能力，确保电力供需关系更健康。做好绿电结算、绿电认证、绿证划转与绿电消费证明等工作，建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，组织引导电力用户与新能源企业签订中长期交易合同，通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重。

5 结束语

2021年7月，国家电网公司辛保安董事长指出“推动电网向能源互联网升级，就是推动构建新型电力系统，二者是一个问题、两个视角”。甘肃省拥有建设新型电力系统的资源、区位、网架、储能、产业等比较优势，国网甘肃电力需要汇聚“政产学研用”各方力量，以共建系统、共创价值、共享利益的模式，全力拓展服务范围、创新服务方法，利用自身枢纽平台及技术专业优势，在源网荷储各环节提供技术性、数据性、研究性和平台性服务，在发电侧，支持集中式大型风光电基地布局，推进源网荷储一体化和多能互补发展，做好清洁能源并网服务，规划建设抽水蓄能、新型储能等灵活调节电源，确保清洁能源充足稳定供应；在输电和配电侧，加强多端特高压直流送端型电网平台建设，推动网源协调发展和调度交易机制优化，打通制约新能源在更大范围内消纳的输送瓶颈；在用电侧，拓展电能替代广度深度，实施节能减排，推动全社会节能提效，着力实现终端消费电气化、能效利用高效化。同时，还要推动健全电力价格形成机制、推进全国统一电力市场和多层次电碳市场建设、建立“大科技”管理体系，确保电力“发得出、送得上、用得好”。