中国储能网讯：2023年7月14日，国务院总理李强主持召开国务院常务会议，指出保障能源电力安全稳定供应，是事关国计民生的大事，各有关方面要落实责任、形成合力，以“时时放心不下”的责任感做好能源电力保供工作。当前，我国正处于由传统能源体系向新型能源体系转变的过渡期，能源转型更加清晰，降碳机制日渐完善，局部电力供需紧张不期而遇。在这机遇和挑战并存、确定性和不确定性交织中，要更充分发挥电网在保供体系中的枢纽和平台作用，以更加安全、可靠、绿色、高效、智能的现代化电网，支撑能源绿色低碳转型和经济社会高质量发展。
未来电力安全保供风险
从需求侧看，我国仍是世界上最大的发展中国家，随着现代化产业体系构建、扩内需促消费和数字经济赋能、疫情后居民消费稳定恢复，经济高质量发展将拉动电力消费需求刚性增长，在西部大开发、中部地区崛起等战略深入推进下，中西部地区电力需求存在较大发展空间；受电采暖政策推广、生活水平提升等因素影响，冬季负荷呈现快速增长态势，未来用电负荷夏冬“双高峰”特征将更加显著，在电动汽车等新型多元负荷影响下，电力负荷特性更趋复杂。
从电源侧看，我国电源目前仍以煤电为主，煤电发电量占比超过60%，天然气对外依存度仍在40%以上，煤气供应容易受地缘政治、价格波动、环境污染、碳减排压力等因素影响，导致供应紧张，机组运行成本上升，设备风险增加，顶峰能力不足；新能源安全替代能力还未完全形成，储能总体规模较小，调节作用有限，未来高比例新能源消纳及保供压力日益增大。
南方区域电力保供面临的形势
一是南方区域负荷电量增长空间巨大，中长期保供形势更加严峻复杂。南方区域是国家战略密集布局区域，随着粤港澳大湾区、海南自贸港、深圳先行示范区等国家重大战略的深入实施及新发展格局的加快构建，供电区域内产业加快转型升级，人口持续流入，聚集效应明显。预计到2060年，南方区域全社会用电量约3.5万亿千瓦时，占全国用电量比重约20%。未来香港、澳门“双碳”目标的实现，也需要立足南方区域提供绿色能源保障。然而，南方区域非化石能源资源较为匮乏，考虑区内、区外电力流及相对明确新增电源后，预计南方区域中长期电力缺口进一步扩大，电力保供矛盾进一步凸显。
二是传统化石能源定位转型需求凸显，非化石能源可开发潜力不足。煤电承担着电力电量保障的双重任务，是保障电力供应的重要基础。未来煤电定位需从通过电量获利向通过贡献调峰备用等辅助服务为主获利转型，为电力保供提供足够、有效的发电能力。近年来，由于国际电煤价格持续攀升，煤电企业燃料成本大幅提高。按照一台60万千瓦煤电机组测算，并网发电亏损约70万～100万元/天，远超非计划停运考核费用，因此部分发电企业宁可延长故障抢修时间、承受考核，也不愿并网发电。同时，由于电煤价格上涨、项目经营压力大、业主投资意愿不强等因素影响，部分地区煤电发展存在“有指标、未建设”的情况，系统发电能力提升与用电负荷增长不匹配，加重了电力供需平衡矛盾。同时，南方区域内水电已进入深度开发阶段，剩余可供开发大型水电不足，且受环保、移民及开发成本高等约束，区内水电站开发建设进程缓慢。另外，受日本福岛核电事故和三代核电技术成熟度的影响，近年来国内核电核准审批和实施进度延缓，不确定性增加。
三是新能源持续快速发展，极端状态下的电力保供和系统调节能力保障问题凸显。“十四五”及中长期，南方区域新能源将快速发展，预计2025年新能源装机达2亿千瓦，占比达到31%；2030年新能源装机达3亿千瓦以上，在2060年碳中和进程中逐渐成为装机、电量第一大电源。新能源“大装机小出力”特征明显，发电“靠天吃饭”属性突出，“极热无风”“晚峰无光”，对系统顶峰作用贡献度较低，现阶段对电力平衡支撑能力不足。新能源发电设备的低抗扰性、弱支撑性，对电网安全运行带来挑战。南方区域主力调峰电源为煤电和水电，汛期调节性能较强的水电具有防洪等综合利用任务，调节能力受到严重制约，随着风电、光伏等新能源装机不断增长，仅依靠常规电源调节，将无法实现电网稳态平衡和功率调节，电网调峰压力日益增大。
电网支撑电力保供作用显著
电网连接着电源和负荷，是推动“源网荷储”协同发力的关键环节，在西电东送、省间互济、省内电力配置等支撑电力保供方面将发挥更加显著的作用。
一是以西电东送高质量发展支撑东、中、南部用能地区电力供应。我国东、中部和南方地区用电需求约占70%，是用能中心区域，但70%的水力资源集中在四川、云南、西藏等西南地区，80%以上的陆上风能和太阳能资源分布在西部、北部地区，经济中心和能源存在逆向分布。电网通过安全可靠的特高压输变电线路连接西南水电基地、西部北部新能源基地和东中南部负荷中心，推动送受端协调发展，提升能源资源优化配置能力。2022年，全国已建成西电东送工程72项，输电能力达到3.2亿千瓦。
二是以省区间合理联网促进电力灵活互济。不同地区之间的日用电高峰和年用电高峰时段负荷特性不同，存在错峰效益，电源特性存在水火互济、风光互补效益。通过电网互联互通，可有效提高不同地区电力互补互济、调剂余缺能力，缓解电力供应紧张，同时在应急情况下可以互为备用、相互支援，进一步提升极端条件下的保供电能力和事故应急处置能力。2023年5月，福建通过闽粤联网工程送电广东首次突破100万千瓦，有效缓解了南方区域保供压力。
三是以坚强主干网建设保障省区内电力供应。我国大部分地区的电力供应仍以本省区电源为主、受入外电为辅，坚强主干网建设在保障省区内电力供应方面发挥了关键作用。一方面，主干网的建设可以支撑大规模外来电安全接入、高效疏散和有效消纳；另一方面，主干网的建设有利于省区内不同类型电源的大规模接入和协同互补，再通过电网的优化配置作用，对接负荷中心，满足电力供应需求。此外，坚强主干网向配电网提供可靠的电力支持，也能吸纳配电网盈余电力，保障配电网供电可靠性。
四是以灵活配电网建设满足多元负荷接入需求。为满足分布式电源和各类新型负荷高比例接入需求，配电网有源化特征日益显著，分布式智能电网快速发展。根据配电网应用场景多样、功能差异等特点，推动微电网、交流配电网、直流配电网及交直流混合配电网等多种结构形式协同发展，以满足不同电力供需要求。未来配电网与主电网实现电力互济，能较大地缓解主电网电能传输压力，实现对分布式能源全额消纳，支持电动汽车广泛接入，电力用户灵活互动。
五是以电网数字化支撑柔性用电。未来系统的调节能力将难以满足负荷侧的刚性需求，必然对需求侧的灵活调节提出要求，包括各种时间尺度的调节。利用先进的数字互联技术，搭建平台聚合储能系统、可控负荷、电动汽车、分布式新能源等不同类型的柔性资源参与系统调节，实现经济用能、绿色用能、柔性用电。2023年7月，南方电网公司分布式源荷聚合服务平台在广东广州、深圳、广西柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，在多省区同步实现了调频、直控等快速响应。
从保供视角 对加强电网规划建设的思考
“双碳”背景下，电力系统的不确定性将由传统的需求侧向供给侧和需求侧双侧演进，增加了保供难度。电网作为电力资源优化配置的核心平台，其形态也将由“大电网”向“大电网”与“分布式”兼容并存的格局转变。电网规划建设要与保供形势和电网形态转变相适应，在跨省跨区通道、坚强主干网、灵活配电网、数字化转型和技术创新上持续发力，打造安全、可靠、绿色、高效、智能的现代化电网，支撑经济社会高质量发展的用电需求。
一是推动区外清洁能源送电南方区域。南方区域和港澳地区一次能源匮乏，区内非化石能源可开发潜力不足全国8%，与经济总量和用电总量占全国约18%之间存在较大反差，难以保障区内中长期电力供应和能源绿色转型，迫切需要在加快区内清洁能源开发的同时，立足全国电力生产力优化布局，依托西藏、西北清洁能源基地，加快实施区外清洁能源送电南方区域，满足南方区域中长期电力供应和能源转型需求。
二是探索开展相邻省区灵活互济工程。提升省间电力互济能力有多种技术方案，既可实施两省交界地区电源灵活送电工程，在鲤鱼江A厂灵活送电广东工程中已有成功的实践经验，投资成本低、实施便利；也可新建直流背靠背工程，例如闽粤联网工程。结合南方区域与周边省区负荷、电源互补特性及联网技术经济条件，可优先选取互补效益显著、投资小的相邻省区开展灵活互济工程研究，以此提升电力保障能力、清洁能源消纳能力和紧急支撑能力。
三是打造适应保供要求的坚强主网架。深化南方电网目标网架研究，加快构建“合理分区、柔性互联、安全可控、开放互济”的南方电网主网架，打造清洁能源资源优化配置平台。建成“基于湾区外环的柔直互联”广东目标网架，持续优化广西“四横两纵”、云南“四横三纵一中心”、贵州“三横两联一中心”主网架，建成省域全覆盖的海南500千伏数字电网。加快新能源富集地区送出通道建设，持续提升新能源消纳能力。巩固提升城市坚强局部电网，持续提升电网预防和抵御事故风险的能力。
四是构建满足多元负荷接入需求的灵活配电网。推进城市电网升级，服务城市群、中心城市建设和城市更新行动，加强与城市规划协同，做深做细配电网规划，以数字技术推动配电自动化建设改造，构建强简有序、灵活可靠、先进适用的配电网，满足多元化负荷的开放接入和双向互动，实现分布式新能源高效就地消纳。持续推进农村电网升级改造，实施乡村电气化提升工程、农网巩固提升工程，加快消除农村电力基础设施短板，建设现代化农村电网。有序推进大规模分布式光伏开发，全力做好并网服务和消纳。
五是加快电网数字化、智能化升级。加快数字电网建设，建立网络信息安全防御体系，推动数据资源作为新型生产要素的充分流通和使用，打通源网荷储各个环节信息，发电侧实现“全面可观、精确可测、高度可控”，电网侧形成云边融合的调控体系，用电侧有效聚合海量可调资源支撑实时动态响应，储能充分发挥灵活性调节资源主体作用。
