华中区域加快构建新型电力系统推进能源清洁低碳转型实践思考

国家能源局华中监管局党组书记、局长 任育之

能源事关经济社会发展全局。党的十八大以来，在“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下，我国能源行业取得长足发展，能源保障基础不断夯实，为经济社会发展提供了有力支撑。在新发展阶段，我国能源行业长期面临的需求增长快、供给制约多、环境压力大等挑战依然存在。当前，我国以推动构建新型电力系统，大力发展新能源，实现经济社会绿色低碳转型来应对能源发展面临的安全保障和可持续性发展挑战。

近年来，华中区域电力企业把构建新型电力系统作为促进区域新能源发展、满足多元化用能需求、保护长江经济带生态环境和保障区域发展战略顺利实施的战略举措，开展了一系列的实践探索，加大了自我改革力度，促进了新能源发电占比的提升，降低了对化石能源的依赖，以能源清洁低碳转型发展为保护绿水青山的生态环境作出贡献。同时，在华中新型电力系统建设过程中，也逐步出现电力系统安全稳定运行风险增大、系统调节能力不足、新能源利用率下降等一系列问题和趋势，亟需各方面重视和解决。为此，需要系统梳理华中新型电力系统建设实践情况，进一步加强顶层设计，明确区域新型电力系统建设的目标和措施，更好地促进区域新能源高质量发展。

华中区域新型电力系统发展情况

国家能源局华中监管局监管的华中区域，包括湖北、河南、江西、湖南、四川、重庆和西藏等七省（区、市），横贯我国中西部，涵盖华中和川渝藏两个异步相连的区域性电网（以下简称“华中电网”）。华中电网是西电东送和南北互供的重要通道，是全国联网的中枢和安全基石，也是保障华中区域能源需求的关键基础设施。

近年来，华中电网能源转型加快发展，以风电、光伏发电为代表的新能源装机规模快速增长，发电量占比稳步提升。2023年，华中新能源发电量达到1996亿千瓦时，同比增长达28.2%。到2024年底华中电网新能源装机将达2.1亿千瓦，超过火电成为第一大电源。为满足新能源发电的需要，华中电网建成一批调节型电源，抽水蓄能电站规模达649万千瓦，新型储能电站装机483万千瓦，推进了煤电“三改联动”，区域煤电机组灵活性改造容量超过3000万千瓦，大幅提升系统调节能力。在湖北随州广水市，打造了世界首个百兆瓦级的100%新能源新型电力系统科技示范工程，探索和掌握新型电力系统核心技术并积累实际运行经验。

由于“十四五”规划的各项新能源发展指标均超进度完成，快速逼近现有电力系统消纳极限，华中电网新能源利用率明显下降。2023年华中电网新能源利用率为98.3%，预计2024年新能源利用率降至95.6%，弃电量约110亿千瓦时。为满足华中电网新能源快速发展和区域能源转型需求，加快华中区域新型电力系统建设迫在眉睫。

华中区域新型电力系统发展面临的突出问题与挑战

随着华中区域新能源发电占比不断提升，华中电网在新能源并网消纳、安全稳定、市场交易、调度运行等方面出现一系列问题和矛盾，限制了新能源进一步发展。

（一）电力供应保障形势依然严峻。虽然新能源发电爆发式增长，在华中电网中占比越来越大，超越化石能源发电，但由于新能源的特点，难以稳定保障负荷需求，特别是受气象条件影响大的长时间周期保障能力不足。迎峰度夏度冬等用电高峰期，华中电网电力供应存在不同程度的时段性供应紧张问题。

（二）新能源利用率正在下降。随着电力系统存量灵活调节资源被大量增长的新能源装机快速消耗，以及系统新增调节能力的增长不足，未来几年新能源利用率可能逐年下降，局部地区、局部时段弃风弃光问题将更加突出。调节性电源的发展面临抽水蓄能建设周期长、新型储能成本高、以周和月为周期的调节性资源不足等诸多因素约束，发展速度和规模难以满足实际需要。华中电力系统抽水蓄能和电化学储能等调节性电源装机容量占比仅约3%，难以支撑新能源的快速发展。

（三）电网安全稳定问题变得日益突出。华中电网新能源发电装机的大幅增长以及跨区直流输电规模的持续扩大，电网交直流耦合特性更趋复杂，系统“双高”特征更加显著，电压频率稳定问题更加突出。电力系统可控对象从以源为主向源网荷储各环节扩展，控制规模呈指数级增长，传统调控技术手段难以做到全面可观、可测、可控，对电网特性认知、运行控制、故障防御三大体系提出更大挑战。跨省跨区输电高度依赖稳控系统，在安全上存在隐忧。500千伏网架承担更多特高压故障能量的冲击和潮流转移任务，出现承载能力的不足和运行灵活性的下降，系统稳定和短路电流超标问题交织，电网安全运行难度增大。

（四）适应新型电力系统的市场机制尚未健全。当前，电力市场化改革和新型电力系统建设两大任务正在同时探索推进，电力市场应发挥对新能源、储能、虚拟电厂等资源的优化配置作用，但由于市场机制还不完善，促进新型电力系统建设的作用未充分发挥。一是新能源大规模参与市场机制不完善，新能源发电还以保障性收购为主，市场在促进新能源消纳和引导新能源建设发展上的作用发挥不足。二是跨省区交易协同机制不畅，输电权交易机制尚未建立，跨区输电价格机制不灵活，“点对点”跨省区交易难以落地，地方政府行政干预跨省区电力市场问题依然存在。三是新型储能参与市场机制仍在探索，配建储能缺乏参与市场机制，新型储能充放电价格倒挂、“建而不用”、调运方式不合理问题突出，缺乏合理成本疏导机制。四是用户侧灵活调节资源参与市场化机制仍需健全，辅助服务品种单一、参与主体少，亟需完善用户侧参与辅助服务分担共享机制，推动用户侧主动参与系统调节，引导源网荷储各方面协同发展。

华中区域新型电力系统建设路径思考

华中区域新型电力系统建设实践过程中面临的问题和矛盾，其原因是多方面的，既有新能源自身资源特性的原因，也有相关理论技术储备不够、电网基础设施建设投入不足、行业管理机制创新滞后、电力市场机制不完善等方面因素。一些是全国普遍存在的共性问题，也有华中区域特有的问题。解决这些问题和矛盾，要坚持系统思维，正确处理新能源与传统能源、全局与局部、政府与市场、能源开发与节约利用等关系。坚持以供给侧改革为主线、以能源消费变革为基础、以电网建设为支撑、以安全稳定为底线、以技术创新为根本、以体制机制改革为保障，实现安全和发展的科学统筹。

（一）坚持以先立后破推动转型为方向。在推动能源结构转型的同时，要充分注意电网保障能源供应的责任，要准确把握新能源和传统能源、全局和局部的关系，坚持先立后破，统筹区域内外能源资源高效利用，逐步推动电力供给结构以化石能源发电为主体向新能源提供可靠电力支撑转变。一是大力促进化石能源发电转型发展。推动化石能源发电逐步向基础保障性和系统调节性电源并重转型。河南、江西、重庆、湖北等煤电占比大的省份要积极推进煤电机组节能降碳改造、供热改造和灵活性改造。二是加强新能源项目规划建设管理。创新开展全过程监管，加强规划落实情况监督，推动国家大型风电光伏基地和配套电网项目落实，保障“千乡万村驭风行动”等促进新能源发展举措顺利落地。三是创新模式鼓励各类储能发展。根据新能源增长规模和利用率要求明确调节能力提升目标，明确各类储能发展规模。推动抽水蓄能电站科学布局和有序发展，积极探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，充分发挥湖北、江西小水电资源多的优势。结合应用场景构建储能多元融合发展模式，稳妥推进风光储等构网型新型技术在西藏等网架结构薄弱、常规能源支撑不足的偏远地区应用。

（二）坚持以坚强智能电网建设为支撑。华中区域电网要建成多种电网形态融合发展的新型电网，坚持交直协同、分层分区、灵活智能、因地制宜，既要满足大规模跨省跨区清洁能源优化配置需要，也要满足海量分布式新能源接入需求。一是加强规划引导。要深入做好华中区域能源规划和电网规划的协调，科学统筹区域间和区域内能源资源优化利用。优化华中区域电网同周边区域电网的联系，促进区域能源资源时空互济。充分发挥华中区域内特高压网架大通道作用，推动区外清洁电力在区内灵活分配，更好地促进清洁能源消纳。科学统筹电源和电网建设，明确区域内化石能源、新能源和调节性电源的发展时序、规模和布局，优化电网结构适应新能源接入需要。二是加快新型电网建设。加强区域内交直流混联的特高压主网架，加快特高压柔性直流输电技术创新应用，满足能源资源跨省跨区输送和平衡需要；配电网建设改造要因地制宜，在有条件的地区，积极推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设试点，从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变，满足大规模分布式新能源、电动汽车充电基础设施、新型储能、虚拟电厂等新主体、新业态接入需求。要将农村配电网建设成新能源消纳利用的平台，促进农村地区率先实现碳达峰和碳中和。三是优化电网调控方式。研究提升电力智能调度水平，逐步建立基于大数据、云计算、5G、数字孪生、人工智能等新兴技术的智慧化调控运行体系，满足分布式发电、储能、多元化负荷发展需求。探索加强电网调度成效和指标考核，推动完善电网调度监管政策和指标体系，切实将“三公”调度要求落到实处。

（三）坚持以确保安全生产为底线。要坚持统筹高质量发展和高水平安全，不能以牺牲安全为代价求发展。一是要处理好化石能源和新能源之间的关系。要切实将安全要求体现在规划过程中，统筹各类电源规模和布局，坚持先立后破，把握好新能源替代传统发电的节奏，可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压和阻尼支撑。二是严格开展各类电源及储能设施涉网性能管理，对不符合要求的新能源企业要限期整改。加强大型电源和主网设备的可靠性管理及二次系统运维保障。推进新型并网主体电力监控系统安全防护能力建设，强化供应链安全管理，深化安全防护评估。三是建立健全应对极端天气、自然灾害、突发事件的电力预警和应急响应机制，不断完善区域跨省电力应急演练机制，加强灾害预警预判和各方协调联动。强化网络安全防护建设。

（四）坚持以推进技术创新为根本。科技是第一生产力，创新是第一动力，要大力培育能源新质生产力，推动传统能源绿色升级和智慧赋能，加强关键新技术研发攻关和示范应用。一是加强关键技术攻关。聚焦智能电网、新型高效储能、高效光伏发电、低风速风电、CCUS、煤电清洁高效利用等关键技术攻关和工程示范，解决新型电力系统在长时储能、运行仿真、控制机理、智能调度、继电保护、网络安全等方面难题。二是提升电力系统数智化水平。适应新型电力系统海量异构资源的广泛接入、密集交互和统筹调度需要，推动电力领域设备设施的数字化改造和智能化升级，推动“云大物移智链边”等先进数字信息技术在电力系统广泛应用，提高设备设施可观、可测、可调、可控水平。三是大力促进新产业发展。加快建设高质量充电基础设施网络，形成城市面状、公路线状、乡村点状的充电基础设施布局，为新能源汽车产业快速发展提供有力支撑。

（五）坚持以体制机制建设为保障。新型电力系统建设离不开有效市场和有为政府的支持。一是进一步发挥市场支撑作用。建设华中区域市场，融入全国统一电力市场体系。加强市场顶层设计，既要保护传统火电机组投资积极性，又要鼓励新能源及新模式积极参与市场，完善新能源、分布式电源、虚拟电厂、用户侧储能等参与电力市场机制，推动火电机组充分参与跨省调峰互济，引导更多负荷侧调节资源参与辅助服务市场，建设与新能源特性相适应的电力市场机制。完善煤电容量电价制度，合理疏导煤电调峰、调频、转动惯量等辅助服务成本，更好发挥煤电在新型电力系统中的支撑保障作用。加强电力上下游成本疏导，建立各主体合理分摊系统成本的市场机制，实现多层次各类市场高效协同运作。二是更好发挥政府引导作用。地方政府要牵头做好新型电力系统建设各项工作，科学规划发展目标，明确指标任务和推动重点项目建设。引导节能环保生产生活方式，加快绿电替代，大力推广新能源汽车、节能电锅炉、大电机驱动等用电设备和工具的使用。实施节约用能战略，深入挖掘工业、交通、建筑等重点领域节能潜力，鼓励先进节能技术应用，控制不合理用能需求，把节约用电落实到经济社会发展全过程各领域。鼓励绿电消费，推动电力市场与碳排放权交易、用能权交易、绿证交易等市场融合发展，持续扩大绿电和绿证交易规模，以市场化方式发现绿色电力的环境价值。三是有力发挥监管保障作用。要加快打造适应新型能源体系和新型电力系统发展需要的能源监管体系，实现能源监管能力现代化。能源监管机构要在加强国家能源政策和规划执行情况监管、推动全国统一电力市场体系建设、加强市场和垄断环节监管及维护电力系统安全稳定运行等方面更好地发挥作用。积极应用人工智能、大数据等现代科技手段，探索“全过程监管、穿透式监管、数字化监管、跨部门协同监管”等新监管方式。