2023年湖南电力市场结算概况：售电公司平均购电价差69.15元/兆瓦时
2023年，发电企业累计结算上网电量1310.97亿千瓦时，电费632.27亿元；售电公司累计结算合同电量852.37亿千瓦时，交易盈利1.75亿元。电网企业代理购电累计结算合同电量334.17亿千瓦时。
2023年，发电企业省内平均结算价差70.35元/兆瓦时；售电公司平均购电价差69.15元/兆瓦时，零售用户平均价差71.10元/兆瓦时。电网企业代理购电用户平均价差70.57元/兆瓦时。
https://news.bjx.com.cn/html/20240808/1393750.shtml北京电力交易中心2024年7月省间市场交易规模151亿千瓦时
7月，通过省间中长期市场连续运营，7月月内及8月月度交易共达145笔，交易规模151亿千瓦时。达成三峡、白鹤滩等大水电及四川富余水电增送交易，合计电量38.6亿千瓦时。达成灵绍、祁韶、陕武、青豫等直流配套电源增送交易27.7亿千瓦时。达成东北、西北、华北富余电力送华东、华中、西南等省份交易25亿千瓦时，各区域内互济交易50亿千瓦时。开展省间多通道集中竞价7月月内交易及8月月度结算试运行交易，成交电量6.88亿千瓦时。开展省间绿电交易，成交电量2.3亿千瓦时。截至7月底，北京电力交易中心交易平台共达成2024年省间市场化交易1250笔，交易规模14345亿千瓦时。https://news.bjx.com.cn/html/20240809/1394076.shtml辽宁前7月绿电总交易电量120.61亿千瓦时 同比增长440.85%
今年前7个月，辽宁省共397户企业参与绿电交易，总交易电量120.61亿千瓦时，同比增长440.85%。年交易电量在国家电网27个省级营业区中排名第二位。
据了解，2020年以来，辽宁全省清洁能源装机年均增长17.30%，发电量年均增长17.09%，辽宁省已实现清洁能源发电量、清洁能源装机容量占比双超50%。2024年全省绿电交易均价同比下降2.75%。
https://news.bjx.com.cn/html/20240808/1393823.shtml2024年1-7月重庆电力中长期市场交易成交信息盘点
一、整体情况
截止7月，各类市场主体总交易电量1138亿千瓦时（净成交电量755亿千瓦时），较去年同期增加257亿千瓦时，同比增长29.1%，较2023年全年增加111亿千瓦时。
二、分类情况
从分类来看，直接参与市场交易电量806亿千瓦时，同比增长39.4%，占总交易电量的70.8%；电网代理购电交易电量332亿千瓦时，占总交易电量的29.2%，同比增长9.5%。
具体详情见如下：
https://news.bjx.com.cn/html/20240807/1393524.shtml长三角省市间富余需求侧可调节资源互济交易首次全域调电试运行
7月31日-8月1日，华东区域持续高温，长三角省市间富余需求侧可调节资源互济交易开展第二轮调电试运行。
本次互济交易覆盖长三角三省一市，共计34家需求侧经营主体参与，最大成交电力30万千瓦，利用省市间最高负荷出现的时空差异，通过市场化机制支援上海、江苏、浙江各10万千瓦。8月1日11时，上海用电负荷再创历史新高，该时段内上海日前购得浙江、安徽虚拟电厂顶峰互济电力10万千瓦，有效助力上海电力保供工作。
https://news.bjx.com.cn/html/20240807/1393490.shtml北京电力交易中心2024年7月省间交易电量有关情况
一、省间市场化交易情况
7月，省间市场化交易电量完成1154亿千瓦时。
1-7月，省间市场化交易电量完成6493亿千瓦时，同比增长9.4％。
二、特高压直流交易情况
7月，特高压直流交易电量完成712亿千瓦时。
1-7月，特高压直流交易电量完成3261亿千瓦时，同比增长13.7％。
三、省间清洁能源交易情况
7月，省间清洁能源交易电量完成751亿千瓦时。
1-7月，省间清洁能源交易电量完成3600亿千瓦时，同比增长24.8％。
https://news.bjx.com.cn/html/20240807/1393398.shtml2024年7月市场化交易加权均价
https://news.bjx.com.cn/html/20240807/1393562.shtmlCCER今日线上无成交，线下协议转让成交量24,760吨。绿色出行减排量今日线上无成交，线下协议转让成交量24,760吨。截止2024年8月11日 ，配额（BEA）公开交易累计成交量为1974.44万吨，协议转让累计成交量为3556.30万吨，累计成交额为28.64亿。https://mp.weixin.qq.com/s/AETS_a-mJhwIfKZaUbiYHA新能源参与市场的现状与问题——《适应新型电力系统的市场机制创新研究》发布
中国能源研究会发布《适应新型电力系统的市场机制创新研究》，报告分析了我国现阶段电力系统的资源配置问题，通过国内外案例分析和政策评估，探讨如何通过市场机制优化资源配置，促进新能源发展、加快煤电转型、推动储能多场景应用和用户侧资源参与系统调节，在借鉴国际经验的基础上对适应新型电力系统的市场机制创新提出了建议。
2023年，新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，占新源总发电量的47.3%。新能源参与市场的方式包括：（1）专场交易。通常出现在新能源富集省区，新能源发电以优惠电价与高耗能大用户进行专场交易。（2）打捆交易。新能源电源与火电等调节电源按照既定比例进行打捆，为系统提供稳定的出力，新能源向火电提供电价补贴（通常按照1：3进行配比，新能源向火电补贴2分/千瓦时）。打捆交易普遍使用在新能源外送交易中，在甘肃等省内电力中长期交易中也使用。（3）绿电（绿证）交易。以实现绿色效益为目的，以平价上网的新能源项目为主。证电合一的绿证交易一般较基准价格上升1-3分/千瓦时，证电分离的绿证价格一般在2.5-5分/千瓦时。据中国电力企业联合会统计，2023年全国绿色电力（绿证）消费总量1059亿千瓦时，同比增长281.4%。（4）现货市场交易。山西、山东、甘肃、蒙西等地已经将新能源纳入电力现货交易范畴。比如在山西电力现货市场中，新能源报量不报价、优先出清，2023年现货机组结算均价为0.3557元/千瓦时，风电结算均价为0.2650元/千瓦时，光伏结算均价为0.2440元/千瓦时。省间电力现货交易自2022年以来开展了模拟试运行、结算试运行，根据国家电力调度控制中心，截至2023年9月，累计成交电量517亿千瓦时。新能源出力的波动性和间歇性决定了出力曲线很难与用户侧的负荷曲线匹配，因此需要增强系统的调节能力，并且带来系统消纳成本的提升。在新能源发电企业与用户直接交易的方式下，新能源的消纳成本实际上仍在发电侧解决，新能源发电企业通过降低电价、补贴火电和分摊辅助服务费用等方式承担消纳成本。而购买新能源的大用户并没有按照“谁受益、谁承担”的原则承担消纳成本，存在电价交叉补贴。如果采用新能源发电企业与用户签订中长期合同、通过现货市场兑付合同的方式，则可能会因为功率预测不准，新能源签订中长期交易曲线风险大。新能源天然的不确定性必然会产生相对于中长期合同曲线的偏差，在合同兑付过程中需要进行“高买低卖”。同时，现货市场交易方式下，还需要做好与辅助服务费用分摊制度的衔接，否则可能导致新能源为其不确定性“重复买单”。目前，新能源的绿色价值主要通过绿电和绿证交易制度实现。绿电绿证的购买主体主要包括两大类：一是高耗能大用户，其购买需求在于用绿电绿证抵消其能耗“双控”中的能耗指标；二是出口型企业，用于满足国际市场的要求。当前的绿电和绿证交易制度难以充分实现新能源的绿色价值。数据显示，尽快同比增长了近3倍，但2023年绿电（绿证）消费总量仍不足新能源发电量的1/10。并且，当前的绿电绿证交易制度面临着国内政策和国际形势变化的双重压力。一方面，国内可再生能源绿证全覆盖后大幅度增加了绿证的供给量，而从能耗双控转向碳排放双控的制度提高了对绿证的需求；另一方面，中国绿证在国际市场上未能得到完全认可，可能将限制出口企业购买国内绿证的积极性。后补贴时代实现新能源绿色价值的一个重要制度安排是强制配额制。中国虽然也已经建立了可再生能源消纳责任制，但是消纳责任权重设定的合理性有待进一步提高，并且消纳责任制的考核仍停留在对省级政府层面，未能将消纳责任压实到用户侧，用户缺乏消费绿电的约束和激励。（3）新能源“市场电”与“计划电”衔接机制有待完善对于存量的新能源发电场站而言，可能既有保障性收购的“计划电”，也有需要参与市场交易的“市场电”，“市场电”与“计划电”在交付节点、出力时序等方面需要做好衔接。另外，在电网统购统销的模式下，电网企业负责收购新能源“计划电”，而在新的电力市场体制下，电网企业既有竞争性的售电业务，也有针对居民农业等保障性用户的代理购电业务，这一层面上的“市场电”与“计划电”的衔接机制还有待进一步明确，以厘清政策与市场之间的边界。
一是通过双边合同形式，新能源发电商与售电公司或者大用户签署长期购电协议，协议规定电量、电价及交付节点。售电公司或者大用户按照合同规定享有特定节点一定量的新能源发电权，并以此同时作为买方和卖方参与电力现货批发市场竞标。新能源发电商不直接参与现货市场交易。二是新能源发电商通过耦合灵活性资源作为负荷服务实体参与中长期交易。签订中长期合同曲线，并同时作为买方和卖方参与电力现货批发竞标，兑现中长期合同。三是新能源直接参与现货市场交易。新能源发电项目以（短期内）报量不报价或者（长期）报量报价的方式参与日前市场和实时现货市场，逐步实现每5分钟提交预测、完成竞价、调度和结算，5分钟之内的偏差由自动发电控制系统（AGC）做调频处理。一是以强制性配额落实可再生能源消纳责任制。完成政府强制性的可再生能源消费配额，是绿色电力证书的最大需求。我国在2017年试行可再生能源绿色电力证书制度之初就提出“自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易”。2021年，国家能源局在《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022-2030年预期目标建议的函》中提出，2030年全国统一可再生能源电力消纳责任权重为40%，其中非水电电力消纳责任权重为25.9%。近两年来，受各种因素影响，可再生能源电力消纳配额制还未能得到很好的执行，大大制约了对绿色电力证书的需求。应加快落实可再生能源电力配置额，确保到2030年非化石能源消费比重达到25%。同时，应该将消纳责任制压实到售电公司等负荷服务主体，并制定与之相配套的考核和奖惩制度。二是要加快构建全国统一的绿证交易市场。可再生能源交易的同时，绿色电力证书同步交割，直接证明了绿色电力的消纳。绿色电力证书还可以脱离电力市场，再进行市场交易。如果企业通过直接绿电交易完成可再生能源消纳配额的成本过高，则可在二级市场上购买绿色电力证书以满足配额要求。这种完善的绿电绿证交易机制同时实现了“证随电走”“证电分离”，调动了绿色电力消纳的积极性，优化了资源配置，大大降低了可再生能源配额制实施的制度成本。我国的绿色电力证书只允许交易一次，二级市场缺失，在缺乏市场高效运行的情况下，通过强制配额的方式落实可再生能源消纳的制度成本过高。应尽快放开绿色电力证书交易二级市场，允许绿色电力证书在用户之间多次交易，建设全国统一的绿色电力证书交易市场，促进其全国范围内高效流通。通过构建全国统一的绿色电力证书交易市场，使承担可再生能源电力消纳配额的企业可以用最合理的方式、最低的成本履行可再生能源消纳责任。同时，加强认证机构与绿色电力证书交易机构间的信息数据交互，确保绿色电力证书的唯一性，避免可再生能源电力的绿色价值被重复计算。三是积极推进中国绿证的国际认可。中国的绿色电力证书在国际市场上认可度低，限制了出口企业和跨国供应链上企业的购买需求。比如在国际上认可度较高的RE100倡议联盟对于企业使用中国绿色电力证书保证100%使用可再生能源电力承诺的态度仅为“有条件认可”。《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，解决了之前中国绿色电力证书核发范围不全、“一电多证”等问题，从供给侧完善了绿色电力证书制度，具备了被国际市场无条件认可的基础，应早日与RE100等国际组织开展对话和磋商，推动依据实际运行情况，对中国的绿色电力证书体系进行重新评估，公平、客观、不带附加条件地认可中国的绿色电力证书。四是有效衔接绿证与国内外控碳政策。绿色电力证书是消费可再生能源属性的凭证。绿色电力证书主要用于满足国内政策（比如可再生能源消纳责任制）和国际市场要求（比如100%可再生能源倡议，RE100）。在中国即将实施碳排放双控制度的情况下，绿色电力证书可能会被大量用于核减企业碳排放量。根据可再生能源电力项目的环境属性不能重复开发的原则，用于核减企业碳排放量的绿色电力证书不能在用于其他需求。比如，在RE100要求绿色电力证书必须拥有完全的环境属性，在使用时买回被重复开发的环境权益，包括可再生能源电力项目开发过的碳抵消量。为避免这种现象，建议在绿色电力证书对可再生能源电力项目全覆盖的基础上，由国家能源局统一对核电、火电+CCUS的零碳能源属性进行认证，发放“零碳电力证书”，作为企业和有关机构消费零碳能源的唯一凭证。绿色电力证书自动成为零碳电力证书，而零碳电力证书则不能作为绿色电力证书使用。认证零碳电力可以使用零碳电力证书抵消碳排放量，而将绿色电力证书优先用于满足国内政策和国际市场的要求。对于保障收购的“计划电”，应转向政府授权合约机制，保障新能源企业合理收益，做好计划与市场的衔接。具体操作上，可以由政府授权电网企业或者在省级层面上成立专门的地方国有公司，该公司负责收购新能源保障性计划电，并负责提供保底供电服务。另外，该公司还可以与新能源发电商签订虚拟购电协议，支持新能源发电商对冲现货市场价格波动风险，所产生的损益单独核算，由全体用户分摊。
（来源：自然资源保护协会）
https://mp.weixin.qq.com/s/v7qWk41AbzYbtGz9AKqqRA重磅！三部门印发加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）
8月6日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，文件提到，创新新型有源配电网调度模式。重点在分布式新能源、用户侧储能、电动汽车充电设施等新型主体发展较快的地区，探索应用主配微网协同的新型有源配电网调度模式，鼓励其他地区因地制宜同步开展探索。通过完善市、县级电力调度机制，强化分布式资源管控能力，提升配电网层面就地平衡能力和对主网的主动支撑能力。开展典型地区高比例需求侧响应。在尖峰负荷问题突出或新能源消纳困难的地区实施高比例需求侧响应。依托新型电力负荷管理系统，建立需求侧灵活调节资源库，优化调度运行机制，完善市场和价格机制，充分激发需求侧响应活力，实现典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%或以上，着力推动具备条件的典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的10%左右。建设一批虚拟电厂。结合电力保供、新能源发展等需求，利用当地源荷储资源，建设一批虚拟电厂。建立健全虚拟电厂技术标准体系，完善虚拟电厂的市场准入、安全运行标准和交易规则，常态化参与系统调节，提升电力保供和新能源就地消纳能力。国家发展改革委 国家能源局 国家数据局关于印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》的通知
发改能源〔2024〕1128号
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局、数据管理部门，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，有关中央企业：为深入贯彻落实习近平总书记关于构建新型电力系统的重要指示精神和《中共中央办公厅、国务院办公厅关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的意见》有关要求，进一步加大工作力度，加快推进新型电力系统建设，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局制定了《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》。现印发给你们，请认真组织实施，因地制宜加快推进各项任务。国家发展改革委
国 家 能 源 局
国 家 数 据 局
2024年7月25日
（来源：国家发改委）
详情请见：
https://mp.weixin.qq.com/s/GJN0ZLrID7WXyBx6m3gvJg
中国工程院院士 舒印彪
习近平总书记强调，能源保障和安全事关国计民生，是须臾不可忽视的“国之大者”。党中央提出“双碳”目标以来，各行各业迅速行动，积极推动建设清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，电力系统生产结构、运行机理、功能形态等发生深刻复杂变化，面临电力保供与系统稳定两大安全挑战。一方面，电源结构由可控连续出力的煤电装机占主导向强不确定性、弱可控出力的新能源发电装机占主导转变，新能源出力“靠天吃饭”，对电力保障支撑能力弱，同时未来较长一段时期内电力消费仍将刚性增长，负荷特性由刚性、纯消费型向柔性、生产与消费兼具型转变，发电和负荷随机性、波动性增强，电力供需形势日趋复杂，供应安全面临长期压力。另一方面，新能源、直流等大量替代常规机组，电动汽车、分布式能源、储能等交互式用能设备广泛应用，电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征，系统转动惯量和支撑能力下降，抗扰动能力弱，故障特性和连锁反应更加复杂，系统安全运行面临挑战。国家发展改革委、国家能源局、国家数据局印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），提出9大专项行动，其中“电力系统稳定保障行动”聚焦系统两大安全问题，从源、网、荷、技术四方面，明确了下阶段新型电力系统安全保障总体要求和重点任务，为各地区和能源电力行业进一步夯实系统稳定运行的物理基础，提供了重要的指导作用。从电网侧看，要优化加强主网架，打造清洁能源优化配置平台。推进能源清洁低碳转型，关键是加快发展非化石能源，尤其风电、太阳能发电等新能源。我国95%左右的非化石能源主要通过转化为电能加以利用。电网连接生产和消费，是保障电力送得出、用得好的关键平台，是电力系统安全运行的物理基础，是构建新型电力系统的核心环节。随着我国电力需求的快速增长和能源结构的加速转型，电网局部地区还存在薄弱环节，骨干网架的脆弱性和控制复杂程度显著增加，大电网的优化配置资源能力仍需进一步增强。《行动方案》提出了优化加强电网主网架，补齐结构短板，保障电力可靠供应和新能源高质量发展的总体要求。一方面要完善电力规划机制。目前电力系统各环节统一规划还不够，尤其是电源与电网、新能源与常规电源、新能源与调节电源的发展协同性不足，影响系统整体效率。要协调政府主管部门、电网企业、发电企业等建立沟通机制，科学统筹制定新增电源装机规模、结构、布局和建设时序，加强源网荷储协同规划，强化规划方案安全稳定和供电充裕性的系统性论证，提升规划方案的适应性与安全性。另一方面要持续补强特高压交直流网架。当前电网还存在强直弱交问题，交直流发展协调性不足，影响系统整体安全，也不利于输电能力的发挥。要完善区域特高压交流主网架，优化500千伏网架，实现区域内各500千伏分区电力余缺互济。加快特高压直流（含柔性直流）建设，提高沙戈荒等能源基地外送支撑能力和受端负荷中心电力供应能力。结合交流网架承载能力，合理控制同送同受直流群规模。此外，要提升电网抵御自然灾害能力。近年来极端天气、自然灾害频发，影响电力系统安全运行，影响新能源发电支撑能力和电力尖峰负荷，供需不稳定性不确定性增加。要在自然条件恶劣、密集通道、同一气象带、冻雨覆冰等区域，针对重点区段、重点部位提升杆塔、地线等输变电设备的差异化设计，提升工程可靠性和抵御灾害能力。同时，深化极端情况下的供需平衡分析，及时提出保供措施建议。从电源侧看，要提升新主体涉网性能，提高对系统稳定运行的支撑能力。电动汽车、新型储能等主体快速发展，各类新型主体涉网性能差异化明显，弱抗扰动性和弱支撑性对于系统稳定运行带来极大风险。未来新能源成为供给主体，负荷侧新要素不断涌现，必须提升涉网性能，增强对电力保供和运行安全的支撑能力，推动公平承担安全和成本责任。《行动方案》提出了制修订相关标准与管理要求，提高新型主体涉网性能、加强入网检测的重点工作举措。一方面要强化技术与标准引领。充分发挥标准对于新技术发展的指导作用，深化集中式/分布式新能源、新型储能、电动汽车充电基础设施等新型主体接入电力系统的交互影响研究，构建新型主体并网标准体系，加快推进相关标准制修订。另一方面要加强新型主体并网检测。新型主体涉及众多生产厂家海量型号，严把设备入网关是保障其涉网性能的关键环节。需要明确新型主体并网检测流程、检测技术标准、检测资质要求，持续完善新型储能、电动汽车充换电设施接入电网检测手段。此外，要压实新型主体并网管理责任。当前新型主体并网尚未形成明确的安全管控责任边界。亟需落实电网企业、相关业主、设备制造单位在新型主体并网运行管理全流程中的职责，构建集型式试验、到货抽检、电站调试、并网检测、建模仿真、运行维护与评价为一体的新型主体安全与质量全流程管控体系。从新技术看，要推进构网型技术应用，提升系统整体安全效率水平。沙戈荒风光基地大都分布在远离主网的无人区或少人区，本地支撑较为薄弱；受端负荷中心多直流馈入替代同步发电机，常规电源装机不足，“空心化”问题突出，系统调频和动态无功支撑能力减弱。构网型技术对于电网送端“沙戈荒”高比例新能源地区、受端“空心化”地区均有广泛的应用需求。《行动方案》提出要针对系统运行需求应用构网型控制技术，提升电网支撑能力的总体要求。一方面要因地制宜配置构网型设备。构网型设备控制策略与参数的灵活性使其可以适用于多场景稳定问题。要明确不同地区电网运行的主要矛盾，在沙戈荒等高比例新能源外送地区可配置构网型技术设备抑制暂态过电压，在负荷中心可配置构网型技术设备提升系统短路容量，在弱交流电网可试点配置构网型设备提升保供能力和有功快速调节能力。另一方面要加强对构网型设备的技术风险管控。构网型设备各厂家性能差异大，设备与系统间不协调可能存在弱阻尼振荡等稳定运行风险。要积极、稳妥地推动构网型技术试点落地应用，依据实际应用效果，加快推动一批构网型设备技术标准，规范构网型设备支撑能力要求。此外，要完善支持构网型技术应用的机制建设。目前，构网型技术快速发展，但相关配套机制较为滞后。要进一步健全适应构网型技术主体开展交易和调度的基本规范，完善电力辅助服务市场产品体系、准入条件、交易方式和补偿标准，体现构网型技术主动支撑电网电压、频率、功角稳定和新能源配置消纳的多维度价值。从负荷侧看，要持续提升电能质量，适应新型负荷的随机性波动性。大量电力电子逆变器主导的新型负荷持续接入电网，负荷特性多变，对于电力系统电能质量管理提出了更高挑战。同时，随着分布式新能源快速发展，新型用能形式不断涌现，配电网有源化特征明显，局部区域电压越限、设备反向重过载等问题突出。《行动方案》提出了压实各方电能质量管理责任，加强电能质量常态化管理的总体工作部署。一方面要攻关新型电力系统电能质量问题防治技术。当前防治技术主要针对单一干扰源，对于多电力电子装备耦合带来的电能质量问题手段不足。要组织电力行业科研院所开展新能源、电力电子设备大规模接入后电压越限、宽频振荡及谐波综合防治技术研究，研制谐波/振荡抑制装置，提升电网电能质量水平。另一方面要构建新型电力系统电能质量技术标准体系。当前电能质量相关标准对于新型主体并网下电能质量评估适应性方面尚需完善。需要修订电压偏差、谐波等电能质量指标限值标准，分行业细化电能质量评估标准。此外，要压实电能质量管理各方责任。加强发电、用电设备电能质量特性检测认证，压实发电企业、电网企业和电力用户在电能质量管理中的主体责任，遵循“谁干扰，谁治理”的原则及时处理电能质量问题，建立常态化管控机制和规范化流程。总的来看，《行动方案》对加快推动新型电力系统稳定保障工作作出了系统部署，提出的各项行动举措务实有力，为实现我国能源加速转型背景下电力系统安全稳定运行奠定了坚实基础。加快行动方案落实 助力配电网高质量发展
中国工程院院士 王成山
配电网覆盖城乡区域，连接千家万户，是现代经济社会的重要基础设施和新型电力系统的重要组成部分，在落实国家战略部署、保障经济社会发展、服务改善民生、推动能源转型等方面，发挥着“主战场”“主力军”作用。随着中国式现代化深入推进，一方面，电力对经济社会高质量发展的基础支撑作用愈发突出，对人民群众从“用上电”到“用好电”的保障作用愈发凸显。另一方面，分布式新能源规模化接入配电网，新型用能形式不断涌现，新业态蓬勃发展，多元主体灵活互动、与电网友好交互需求日益高涨。这些都要求持续提高配电网供电充裕度及可靠性，加快提高配电网承载力和灵活性。近日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局发布了《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），明确了近3年的配电网高质量发展行动任务，提出了组织编制配电网建设改造实施方案、健全配电网全过程管理、制定修订一批配电网标准、建立配电网发展指标评价体系等系列行动计划，力求用3年时间推动配电网高质量发展取得实效。从专项行动任务可以看出，《行动方案》很好地衔接了今年年初国家发展改革委、国家能源局印发的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》（简称《指导意见》），进一步明确了当前阶段配电网高质量发展的路线图。一是编制实施方案，提出围绕供电能力、抗灾能力和承载能力提升，开展配电网发展实施方案编制，明确配电网建设改造的工作目标、任务举措、项目安排、资金保障等内容，加强顶层设计，强化规划统筹，确保《指导意见》目标任务的细化分解和落实到位。二是健全全过程管理，提出开展新能源接网影响分析，建立可开放容量发布和预警机制，可接入充电设施容量研究等措施，通过技术机制的完善，针对性提升新能源、电动汽车充电设施接网能力，最大效度发挥配电网的承载能力。三是制修订技术标准，提出对现有配电网技术标准进行全面梳理，按照“推动修订、加快制定、深入研究”分类形成配电网标准清单，推动构建系统完备、科学规范、安全可靠的配电网标准体系。四是建立评价体系，提出开展规划建设、运维管理、电能质量、投资效益等环节的指标设计，探索构建体现新型配电系统特征的配电网高质量发展评价指标体系，以此实现对各层级新型配电系统发展水平的客观反映，全面支撑新型能源体系和新型电力系统建设。为落实好《行动方案》，需要做到以下几点：一是补短板。目前，局部地区配电网结构仍相对薄弱，部分设备老旧、设防标准不足，无法满足民生供电保障要求，需要针对薄弱环节开展配电网补强工作，提高配电网建设改造和防灾抗灾设防标准，以应对越来越高的安全保供需求。二是提能力。随着“碳达峰、碳中和”进程加速推进，新要素新形态的蓬勃发展与规模化接入需求，要求加快提高配电网承载力和灵活性，提升配电网对分布式新能源、新型用能形式和智能微电网等新业态的接纳、配置和调控能力，更好满足即插即用、灵活互动需求。三是明原则。新形势下，现有配电网建设改造原则已不能适应配电网高质量发展的迫切需求。一方面，需要研究现存配电网建设改造技术原则对日益提升的保供和转型要求的适应性，及时修订供电区域划分、供电安全准则、目标网架、设备选型等标准要求，着力提升安全性能。另一方面，需要健全分布式新能源、新型储能、智能微电网、虚拟电厂等主体并网、调度、运维、交易各环节要求，着力提升并网性能。配电网高质量发展需要有利的政策环境与相适应的体制机制。一是需要以市场化方式推进新元素与配电网协调发展。通过突出电力市场化改革对能源供需平衡的作用，减少制约新兴主体发展的各类障碍和隐性壁垒，进一步推动电力市场经营主体向多元化过渡，为各类新元素创造良好的市场环境，支持分布式新能源、新型储能、电动汽车和微电网等新兴经营主体独立平等参与电力交易。二是完善电价机制，进一步推动新领域低碳转型。通过优化完善终端用户分时电价、灵活性调节电源电价以及输配电价等电价制度，充分利用经济导向信号，引导用户用电行为和配电网经营行为，调动各方投资建设新型储能、充电设施、虚拟电厂等新业态的积极性并取得合理收益，进一步推动新型领域的绿色低碳转型。总的来看，《行动方案》与《指导意见》相关要求相辅相成，明确了配电网近、中、远期发展目标，对加快推进新型电力系统建设有关工作作出了系统部署，提出的配电网高质量发展各项行动举措务实有力，将为积极推进中国式现代化建设、实现碳达峰碳中和目标、促进经济社会发展全面绿色转型奠定坚实基础。实施大规模高比例新能源外送攻坚行动 加快构建新型电力系统
中国工程院院士 汤广福
党的二十大报告和二十届三中全会提出“深入推进能源革命”“加快规划建设新型能源体系”。规划建设新型能源体系、加快构建新型电力系统的重点就是大力发展新能源。我国新能源资源主要分布在西部、北部地区，推进大规模高比例新能源开发外送，是落实“双碳”目标任务、促进能源电力绿色低碳转型的有效途径，是加快建设新型电力系统和新型能源体系的关键举措，是推动全国清洁能源资源优化配置、保障中长期电力供应的必然选择。目前，我国已建成投运“19交20直”特高压交直流输电工程，“西电东送”输电能力超过3亿千瓦、累计送电超过3万亿千瓦时，有效支撑了中东部地区约1/5的用电需求。为支撑西部、北部清洁能源基地开发外送，国家“十四五”规划再建设一批跨区输电通道，这些输电通道大多起点于沙漠戈壁荒漠地区，送端近区电网支撑薄弱、受端电网“空心化”严重，特别是随着输送新能源比例的提高，输电通道安全稳定运行和高效利用面临多重挑战，对先进技术要求迫切。国家发展改革委、国家能源局、国家数据局印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），实施大规模高比例新能源外送攻坚行动，以提升输电通道新能源电量占比为重点，提出提高在运输电通道新能源电量占比和开展新增输电通道先进技术应用两项重大任务，并明确了重点措施，准确把握了大规模高比例新能源外送的趋势任务、发展需求和技术背景，强存量、优增量，具有重要的实践指导意义。在运输电通道配套电源以常规电源为主，支撑调节能力充沛，新能源接纳空间大。同时，在运输电通道送受端通常接入强交流系统，电网安全稳定水平高，部分通道具备网汇新能源外送的条件。要高度关注在运输电通道输送新能源的适应性，一是要加强支撑能力建设，一方面新能源开发宜靠近送端换流站和火电、水电等其他配套电源，以利于打捆送出，另一方面要加强抽水蓄能、新型储能等调节支撑资源配置。二是要提升常规直流技术性能。常规直流技术不能频繁调节功率，主要受制于换流变压器分接开关和交流滤波器的动作次数限制，应加强直流控制策略优化研究，提升输送新能源适应性。三是要保障在运通道保供能力。重视配套新能源占比提升对受端电力保供的影响，推动送受端就通道功能定位和电力支撑能力取得一致。我国部分在运通道投产已达20年，逐步达到改造年限，可以借助改造，加强新技术应用，有效解决常规直流换相失败问题。新建输电通道均采用“三位一体”开发模式，要求输电通道、配套煤电、新能源同步规划、有序建设、同步投产。“十四五”规划输电通道大多起点于沙漠戈壁荒漠地区，送端电网支撑能力弱，特别是通道配套支撑性煤电面临进一步减少的趋势，需要依靠输电技术进步提高通道运行安全性。同时，我国在特高压交直流输电技术、大容量IGBT器件和换流阀、IGCT技术、先进储能技术、低频输电技术、CCUS等先进发电技术、构网型控制技术等方面不断取得突破，为大规模新能源基地开发外送提供了坚实技术支撑。从输电装备看，传统常规直流对系统支撑要求高，存在送端暂态过电压越限、受端电压稳定、多回直流同时换相失败等难题，需要研发特高压大容量柔性直流输电技术，支撑送端大规模新能源接入和受端潮流可靠疏散；改进常规直流输电技术，采用可控换相换流阀（CLCC）等先进技术；结合柔性直流输电具备孤岛运行能力的特点，考虑在远离主网的沙戈荒工程中探索多端直流孤岛运行的技术。超前研究低频输电、嵌入式直流等先进输电技术，扩充进一步提升输送新能源规模的技术储备。加强新能源和外送通道协同设计，超前示范应用直流组网技术。从发电装备看，要进一步挖掘配套煤电的调节支撑能力，实现配套煤电的调峰深度，采用CCUS等先进技术提高煤电清洁性；积极采用构网型技术改造新能源发电和储能，提高各类设备的涉网性能和主动支撑能力；研究长时大容量储能技术，提升对新能源的跨时段、跨季节、大幅度调节；研究藏东南等高海拔地区清洁能源基地构建技术，提出适应于多端直流送出拓扑结构的水光储多能互补联合配置方案，采用水资源上下游协同、跨流域水资源互补及水光跨区域一体化调度、水电机组调相技术等提高水电支撑能力。要加强送受端协调，发挥机制保障作用，切实保障输电通道输送新能源能力。输电通道输电能力特别是输送新能源能力的提升，涉及送端电源结构、系统支撑，受端接受和消纳能力，是多利益主体共同参与的复杂问题。为提升输电通道新能源电量占比，一是送端新端源开发与建设遵从规划。做好新能源基地合理布局，配套电源分布应尽量相对集中，与直流通道规划建设时序匹配，确保网源协调。配套储能和分布式调相机等支撑资源按需配置。二是持续优化送受端电网结构，提升网络承载能力。送端多直流接入电网要加强直流分群研究，减少直流相互影响，提升直流和新能源承载力。受端电网要解决负荷中心“空心化”和关键断面卡口问题，确保直流通道建成后发挥预期作用。三是建立政策支撑和市场保障措施，提高通道参与各方积极性。完善电力市场机制，明确各类主体权责，有效疏导分摊基地开发、建设及运营成本。建立适应新能源供给消纳体系的新能源消纳和外送通道利用效率考核机制，促进基地可持续发展。通过政策和市场措施保障电源企业建设配套煤电、储能和分布式调相机的投资回收。当前，西部沙漠戈壁荒漠和西南清洁能源基地特高压输电通道正在加快规划建设，输电通道涉及的电网、电源等主体要认真贯彻落实《行动方案》，实施好大规模高比例新能源外送攻坚行动，以技术创新为引领，全面提升输电通道新能源电量占比，为能源清洁低碳转型和“双碳”目标实现发挥积极作用。适应新型电力系统发展推动智慧化调度体系建设
中国工程院院士 沈国荣
2023年，中央深改委第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，提出加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，强调优化电网调度管理，发挥电网企业平台作用。近期，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局印发了《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），对智慧化调度体系建设进行部署，对提升智慧化调度能力和保障新型电力系统安全、经济、高效运行具有重要的作用。在传统电力系统向新型电力系统转型升级的过程中，电源构成、电网形态、负荷特性发生持续而深刻的变化，对电网运行产生深远影响。电源构成由以化石能源发电为主导，向大规模可再生能源发电为主转变，“十四五”以来，我国新能源装机大幅增长，沙戈荒大型风光基地和分布式新能源快速发展，系统潮流波动性、不确定性大幅增加。电网形态由“输配用”单向逐级输电电网向多元双向混合层次结构网络转变，大电网送受端、交直流、高低压电网耦合更加紧密，一次系统和二次系统运行方式更加复杂。负荷特性由刚性、纯消费型，向柔性、产消型转变，各类新型并网主体不断涌现，负荷尖峰化、配电网有源化特征明显。调度是电力系统运行指挥中枢，是新型电力系统的重要组成部分。按照《电力法》和《电网调度管理条例》，调度系统负责组织、指挥、指导和协调电网运行。面对转型期电力系统“双高”特征凸显、转动惯量水平下降、灵活调节资源不足、平衡模式变化带来的安全、保供和消纳等难题，亟需推动调度体系管理变革和技术创新，提升新型电力系统调度控制能力。《行动方案》针对以上问题，坚持系统观念和问题导向，提出了建设智慧化调度体系的解决思路，是加快构建新型电力系统的重要举措。分布式新能源、新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等各类新业态不断涌现、快速发展，成为调度管理创新的重点领域。《行动方案》明确提出要创新主配微网协同的有源配电网调度模式。要深化各类新业态研究，推动健全并网技术标准、调度管理规范和市场交易机制，强化分布式资源管控能力。适应配电网有源化特征，健全主配网稳定管理、电力平衡、故障处置等调度核心业务统筹协调机制，实现大电网和配电网高效协同运行、资源统一调配，提升配电网层面就地平衡能力和对主网的主动支撑能力。随着电力市场化改革不断深化，全国统一电力市场体系逐步形成，市场化电力生产组织模式逐步建立。《行动方案》明确提出要做好调度与电力市场的衔接。一方面，要加快现货市场全面建设，规范健全辅助服务市场体系，完善适应新型电力系统灵活、高效、便捷互动的市场设计，健全“中长期为基础、现货市场余缺调剂、应急调度救急”的市场化资源配置模式，充分发挥电能量的时空价值和灵活调节资源的市场价值，促进电力资源更大范围内优化配置。另一方面，要完善各级调度与各类市场衔接机制，推动电力生产组织由传统计划模式向市场模式转变，完善市场运行评估和风险防范体系，保障电力市场安全高效运营。调度是技术密集型专业，在新型电力系统构建过程中面临电网特性精准认知、海量异构资源协同控制、新型复杂故障防御等多项技术难题。同时，“大云物移智链”等先进信息通信技术快速发展，也为调控技术数字化智能化发展提供了宝贵的机遇。《行动方案》强调要加强研究调度关键技术等内容，加快新型调度控制技术应用。一方面，要推动调控领域科技攻关，强化前瞻性基础理论研究，攻克新型电力系统稳定运行机理。深化关键技术研究，做好电磁暂态仿真、新型主体安全控制、多层级平衡模式构建、煤电与新能源发电协调、新能源与负荷预测、未来态分析决策等重点科技攻关与试点应用，提升电网运行控制能力。另一方面，要推动调度技术装备升级换代，推动电力技术与先进信息通信技术融合，构建全景感知、全网监视、全局分析、智能决策、协同控制、主配一体的新型电网调度控制系统，健全“光纤专网+无线虚拟专网+HPLC”配电通信网络，提高电力系统运行控制数字化智能化水平，推动配电网可观、可测、可控、可调，支撑海量分布式电源、可调节负荷、新型储能等调控需求。提升新能源系统友好性加快构建新型电力系统
中国工程院院士 刘吉臻
为深入贯彻落实习近平总书记关于构建新型电力系统的重要指示精神，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》）。随着风电和光伏快速发展，今年年底新能源将成为我国第一大电源。但是，随着新能源渗透率的不断提升，当前电力系统“双高”（高比例可再生能源、高比例电力电子设备）特性明显，新能源的调频、调压等主动支撑能力还不足，亟需统筹好发展和安全，开展新能源系统友好性能提升行动，推动新能源有效承担系统安全和调节责任，助力新型电力系统建设。随着新能源渗透率的不断提升，当前电力系统“双高”（高比例可再生能源、高比例电力电子设备）特性明显，造成电源主动支撑能力不足、系统惯量降低、调控难度增大、暂态稳定电压失稳、电力平衡保障和源荷不确定性加剧以及宽频振荡等系统性问题。在提升新能源系统友好性方面，《行动方案》提出两方面工作要求。一是要建设一批提升电力供应保障能力的系统友好型新能源电站，逐步实现新能源在电力供应和稳定支撑方面的可靠替代。二是加强电站升级改造，并对已配置新型储能但未有效利用的新能源电站进行构网型特性升级改造，提升新能源电站惯量响应、一次调频、主动调压、阻尼能力等系统关键指标，提升新能源系统的友好性能。在提高新能源配储电站调节能力方面，《行动方案》提出两方面工作，一是整合源储资源，优化储能系统的配置和运行策略，发挥配储电站的调节能力，最大限度提升新能源配储的调节能力和运行效率。二是完善市场规则，积极推动各类调节资源参与电力市场，提高储能系统的市场化运行水平和经济效益。《行动方案》推动提升新能源系统友好性能，是加快构建新型电力系统适应能源转型需要的必然选择。有助于推进大型新能源基地、调节支撑电源和外送通道开发建设，保障外送电力的连续性和稳定性；也有利于缓解系统高峰缺电时段的电力供应保障问题，提高新能源可靠出力水平，更好发挥新能源在能源保供增供方面的作用。当前，大模型技术引发人工智能算力需求爆发式增长，数据中心加速智算化演变，对安全稳定电力供应提出更高要求。同时，不断深化的绿色能源革命和电力市场化改革，对能源管理、智能电网、智能调度、电力交易等领域提出了更多智能化的要求，同时也需要更多的算力对其进行支撑，“智算＋新能源”融合发展成为构建新型电力系统的必然要求。在算力电力协同规划运行方面，《行动方案》从三个方面明确了工作要求：一是统筹数据中心发展需求和新能源资源禀赋，科学整合源荷储资源，开展算力、电力基础设施协同规划布局。二是整合调节资源，提升算力与电力协同运行水平，提高数据中心绿电占比，降低电网保障容量需求。三是探索光热发电与风电、光伏发电联营的绿电稳定供应模式。在资源利用与聚合交易方面，《行动方案》从两个方面明确了工作要求：一是探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”模式。二是加强数据中心余热资源回收利用，满足周边地区用热需求。《行动方案》提出要统筹数据中心需求和电网资源，提前规划布局算力与电力协同项目，为数据中心绿色低碳发展提供了重要参考。数据中心作为国家节能降碳管控重点，是落实“双碳”目标和能耗双控要求的重要环节。算力与电力协同发展，需要加强数据中心时间、空间分布特性以及用电结构变化规律分析，超前研判数据中心参与源网荷储一体化、新能源直供电方式，引导数据中心通过电力市场提升绿电占比。在碳达峰、碳中和目标引领下，分布式新能源跃升式发展，电化学储能成本逐步下降，电力市场机制不断完善，具备建设智能微电网的有利契机，在促进分布式新能源接入消纳、提升电力普遍服务水平、创新商业模式等方面具有重大意义。在智能微电网应用场景方面，《行动方案》从两个方面明确了工作要求：一是在电网末端和大电网未覆盖区域建设智能微电网，面向高原、海岛、边远地区、无电地区等场景，通过发挥本地能源资源禀赋，就近满足负荷需求。二是在新能源资源条件好的地区建设智能微电网，面向新能源富集乡村、高比例新能源园区及县域等场景，提升分布式新能源的接入和消纳能力。在智能微电网建设模式方面，《行动方案》从两个方面明确了工作要求：一是针对偏远地区建设应用的智能微电网，重点采用风光储互补模式，提升当地电力供应水平和可靠性。二是针对新能源富集地区建设应用的智能微电网，重点采用源网荷储协同模式，提升自调峰、自平衡能力与新能源自发自用比例，支持新业态新模式发展。《行动方案》提出要结合应用场景，因地制宜建设智能微电网项目，为智能微电网发展提供了重要参考。智能微电网是实现源网荷储一体化的先进技术手段，是支撑新型电力系统构建的重要电网形态。发展建设智能微电网，需要统筹好保供促安和降碳增绿两方面因素，提升偏远地区的供电可靠水平，促进智能微电网与大电网友好互动。统筹推进新一代煤电转型升级加快构建新型电力系统
中国工程院院士 杨勇平
煤电是我国电力系统的重要组成部分，发挥了保电力、保电量、保调节的关键作用。坚持先立后破，统筹推进存量和增量煤电转型升级，推动煤电功能定位转变，是提升煤炭清洁高效利用水平、加快构建新型电力系统的重要任务，是统筹实现“双碳”目标与保障能源安全的必由之路，是夯实中国式现代化能源保障基础的关键举措。推动新一代煤电转型升级需要强化以下五个方面的认识：一是充分认识煤电在积极稳妥推进碳达峰碳中和进程的战略价值。考虑我国以煤为主的资源禀赋和目前大量优质存量煤电机组的现状，在中长期电力需求持续增长的总体趋势下，煤电在电力安全保供、规模化降碳减碳、支撑新能源发展等方面中仍将发挥举足轻重的作用。我国现存煤电中约有6亿～7亿千瓦高参数、大容量、低排放煤电机组资产，且我国煤电平均服役期仅为15年，是我国电力系统保持安全稳定运行、实现电力电量平衡、提供系统调节能力的“压舱石”，在新能源尚未对传统能源实现安全可靠替代之前，要用好用足这些战略性资源，有序开展煤电机组清洁低碳化发展，积极稳妥推进碳达峰碳中和。综合中国科学院、中国工程院、国家电网、中石油等多家权威科研机构研判，到2060年碳中和期，煤电装机容量仍要保留4亿千瓦以上，才能满足能源电力保供需求。二是着力推动煤电向基础性、支撑性、调节性电源转型。由于风光等新能源发电具有间歇性和波动性，电动汽车、分布式储能等新型用能形式的广泛接入，以及降温采暖负荷占比逐步提升，源荷特性的变化客观上需要电力系统具备更多的调节性资源，为电力系统提供更加充裕的调节能力。煤电是我国技术相对成熟、成本相对较低、功能较为全面的常规电源，面向构建新型电力系统的现实要求，煤电在夯实电力保供基础的同时，还需进一步向支撑性调节性电源定位转型，对快速变负荷、深度调峰、启停调峰等功能特性提出了更高要求，平常时段为新能源发电让出发电空间、风光低出力与负荷高峰时段顶峰出力，支撑新能源高质量发展。要实现煤电清洁高效利用，采取零碳或低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存（CCUS）等低碳技术是可行的路径选择。通过技术攻关，在常规煤电机组中探索掺烧氨、生物质等，替代部分电煤消耗，可以有效降低煤电机组碳排放水平。CCUS是目前实现大规模化石能源零排放利用的主要技术选择之一，若CCUS不能实现技术突破和规模化商业应用，从经济性角度看，2060年电力行业双碳转型成本将增加约7%-10%。这迫切要求抓住碳达峰之前的关键窗口期，全力攻克煤电CCUS技术面临的能耗高、成本高、基础设施建设滞后等技术难题，同时加快布局一些前瞻性、颠覆性的未来CCUS技术，实现二氧化碳的低能耗捕集，为实现碳中和目标提供支撑保障。虽然我国大容量先进煤电机组额定工况效率全球领先，但低负荷率下供电煤耗比额定工况大幅增加，机组安全性和寿命也受到影响，相应地增加了碳排放。因此，为支撑新型电力系统建设，需统筹考虑煤电经济运行水平和灵活高效运行技术攻关，因厂制宜、因机制宜，积极有序推动煤电机组开展宽负荷高效调节能力建设、提升深度调峰和快速爬坡水平。值得注意的是，新一代煤电技术的突破，不仅关注传统的调峰能力提升，还需要同步确保煤电机组调频、转动惯量、爬坡、备用等特性不劣化，甚至还应着重加强，煤电改造升级应向着不断与新型电力系统构建相适应的方向发展。推动煤电转型升级涉及从科技创新到应用示范，再到产业发展的全链条，具有时间紧、任务重、难度大的特点，对组织管理、研发能力、资源配置均有很高要求，配套保障机制尤为重要。在技术研发阶段，充分发挥新型举国体制的制度优势，成立国家实验室、全国重点实验室、煤电龙头企业、重点高校和科研机构联合组成的创新联合体，加大煤电转型升级科技创新人才培养力度，持续强化新一代煤电技术联合攻关能力；在示范应用和推广阶段，要鼓励示范验证所在地区制定细化首台（套）重大技术装备支持政策，推动新一代煤电设计及设备选型等标准体系建设，推动技术标准化以及标准国际化，持续提升我国在煤电清洁高效利用技术领域的国际先进性。党的二十届三中全会全面擘画了进一步全面深化改革的“施工图”，全会审议通过的《中共中央关于进一步全面深化改革 推进中国式现代化的决定》将“加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施”作为现代化强国建设的关键任务。新型电力系统是新型能源体系最为重要的组成部分，是实现新能源高效可靠消纳的最主要载体。为应对高速增长的新能源发电带来的不确定性，优化系统调节能力已成为当前构建新型电力系统的一个重要环节。近日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局印发了《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），将“电力系统调节能力优化”作为九大行动之一，这对于提高新型电力系统灵活智能水平、保障能源安全、支撑实现二〇二九年改革任务目标具有重要意义。《行动方案》的正式印发恰逢其时。一、《行动方案》将“电力系统调节能力优化”作为专项行动，凸显了当前和未来提高电力系统调节能力的重要性和紧迫性随着新型能源体系建设不断推进，新能源将保持快速发展态势，电力系统常规调节能力增长相对缓慢，系统调节需求快速提升，对调节资源的爬坡速率、响应容量及经济性、安全性等方面提出更高的需求。其中，新型储能由于其建设周期短、布局灵活、响应速度快等优势，近年来正快速承担起电力系统调节作用，形成规模化发展态势。《行动方案》提出充分发挥新型储能的调节能力，将调节能力作为电力规划的重要组成部分，更加凸显了其在支撑新型电力系统建设中的重要作用和定位，将进一步凝聚各方对新型储能发展的共识，更好促进新型储能高质量发展。二、因地制宜、协调发展多类型调节性资源，形成多种手段和方式优化组合的调节能力，提升和优化电力系统灵活调节水平电力系统调节能力的提升，应是综合性的、协调发展的。不同地区应以《行动方案》为指导，围绕不同应用场景及经济性、安全性的需求，强化规划引领作用，开展系统调节能力建设方案编制，统筹推进常规电源、需求侧响应、储能等各类调节资源建设，因地制宜推动各类调节资源科学配置，形成多种手段和方式优化组合的调节能力，适应新型电力系统多时间尺度和多应用场景的需求，做到安全、经济和环境协调发展。《行动方案》的出台将催生新技术、新业态，促进形成不同时长、不同频次、不同规模、不同适应性的多元融合电力系统调节技术，从而科学系统地推动电力系统调节能力从根本上得到保障。三、《行动方案》提出的“共享储能”是发挥新型储能优化系统调节能力的重要方式《行动方案》提出“建设一批共享储能电站”，这一举措将有力推动新型储能实现更加科学合理的统筹布局，有效解决当前新型储能面临的资源分散、管理复杂、运转低效等深层次问题。相对于安装位置分散、所有权多样的新能源场站配储等方式，布局建设共享式储能，尤其是在电网侧集中配置大容量共享式储能，可以充分发挥规模化储能应对调峰、调频、调压等调节需求的综合效益，能够减少电网调度管理的对象，促进资源集约利用和降本增效。同时，新能源场站按照配比要求购买或租赁共享资源及相应服务，可解决新能源场站配储利用率低和缺乏投资回收机制等问题，实现多方共赢。党的二十届三中全会强调“推动科技创新和产业创新融合发展”，通过布局建设共享储能电站，有利于形成可复制、可推广、可持续的发展模式，推动共享储能从试点示范走向工程化、规模化、系统化和产业化，为新能源快速发展下切实提高电力系统调节能力提供宝贵的实践经验。四、《行动方案》明确了新型储能技术要求和研发方向布局，为探索提高调节能力的储能新技术发展路径提供了政策保障新型储能具有广阔的发展前景和市场潜力，但也面临技术发展路线不够明确、盈利模式不完善等挑战。根据电力系统不同应用场景和调节能力需求，《行动方案》提出探索建设一批含多种技术路线的储能电站，为储能新技术发展探索合适的发展路径。《行动方案》进一步提出通过合理的政策机制，引导新型储能电站的市场化投资运营，从而拓宽新型储能获得多重市场收益的渠道，为新型储能全面参与电力市场提供良好环境，有利于提高新型储能技术的自主可控水平、产业链竞争力和抗风险能力，推动我国储能核心技术持续处于国际领先水平，为稳妥推进新型电力系统建设提供源源不断的调节支撑资源。清华大学电机系主任、清华大学能源互联网创新研究院院长、清华四川能源互联网研究院院长 康重庆2024年《政府工作报告》指出，“深入推进能源革命，控制化石能源消费，加快建设新型能源体系”。加快构建新型电力系统成为关键载体和重要举措。当前，高比例新能源的快速发展与新型电力负荷的大量涌入，不断改变电力系统运行边界与运营模式，持续挑战电力系统的运行灵活性，安全保供和供需平衡难度持续增大，源网荷储协同互动的需求愈发显著。近年来，新型电力负荷管理系统、虚拟电厂聚合调控等技术发展迅速，为电力系统的安全保供和清洁消纳提供了关键技术手段。然而，随着极端气候频发、新能源不确定性进一步增加、新型电力负荷随机性凸显，系统调节需求持续增大、应用场景日渐多元、运营复杂性愈发显现，新型电力系统的需求侧协同能力在以下几个方面仍旧暴露出一定的问题：随着可再生能源的快速发展，特别是光伏装机量的不断提升，部分地区调峰最困难的时段已逐渐由夜间低谷时段转移至白天光伏大发时段，造成午间消纳难、晚峰保供难等挑战，提升需求响应能力的需求变得更为迫切。虽然我国已制定各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%、部分省份达到5%或以上的目标，但是需求侧资源仍然具有更大的潜力可以挖掘。以工业负荷为例，目前在英国、荷兰等欧洲国家工业负荷的响应能力已超过最大负荷的10%。作为工业大国，我国工业电力消费占比在60%以上，但是其需求响应的灵活性能力开发程度较浅，亟待进一步释放。此外，随着电动汽车、通讯基站、用户侧储能、数据中心等新型负荷的快速发展，开发多元化的需求侧资源对于提升电力系统的调节能力也具有重要意义。新型电力系统中新能源渗透率不断提高，主、配网的消纳压力持续增大，电力系统平衡面临巨大挑战。主网层面，极端气候频发，高比例新能源渗透下的安全保供风险依然存在，适应紧急调度场景下的需求侧资源快速响应机制尚不完善。同时，新能源的波动性和随机性进一步激发系统调节需求，灵活资源的调节容量逐步攀升、调节类型更加多元，爬坡、惯量、实时备用等新型调节需求愈发显著，例如山东、甘肃等地反调峰特性和爬坡顶峰市场需求突出。其中，虚拟电厂凭借更加灵活的外特性和响应能力，为多元化、多时序的复杂调节需求提供重要技术解决方案。然而，现阶段尚未建立完善的技术标准、市场准入规则及安全管控体系，引导电动汽车、5G基站、换电站、数据中心等多元需求侧资源通过适配不同调节品种、不同交易时序，进行聚合运营与协同控制。配网层面，分布式光伏配置规模不断触及配网容量极限，全国已有近400个县出现低压承载力红区。国家发展改革委、国家能源局印发的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》提出，到2025年配电网承载力和灵活性显著提升，具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力。因此，需要在配电网区域内实现高度的源荷互动，兼顾配网承载与消纳的虚拟电厂调控技术仍具较大潜力。目前新型主体在市场中主要参与需求响应和辅助服务市场。在需求响应方面，国内各地区的需求响应机制以固定价格补贴为主，而且费用部分来源于政府补贴，缺乏成型的价格形成机制与成本疏导模式。虽然部分省份建立了市场化的需求响应交易机制，但仍然存在出清价格较低、参与积极性不高等问题。在辅助服务市场方面，虚拟电厂在调峰辅助服务市场发挥一定作用，以湖北省为例，2024年4月至7月已开展填谷调峰调用近25次，为新能源消纳提供有力支撑；上海、浙江、深圳等地利用电动汽车、换电站、5G基站等优质调节资源，开展了虚拟电厂二次调频辅助服务能力验证，为虚拟电厂常态化参与调频市场奠定基础。然而，需求侧资源参与的辅助服务市场交易体系仍不成熟，难以充分激励多元化的需求侧资源参与电网调节。国家发展改革委、国家能源局、国家数据局紧密结合国家重大转型需求，为进一步引导全社会践行碳达峰目标，制定了《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》）。《行动方案》明确提出需求侧协同能力提升行动，开展典型地区高比例需求侧响应、建设一批虚拟电厂，为加快新型电力系统构建提供重要支撑。《行动方案》的提出既明确了新型能源体系下电力系统转型发展的目标，也提出了能源转型加快建设的关键举措，特别为需求侧资源灵活性的协同发展指明了方向，将为新型电力系统的建设提供有力支撑。为了进一步做好需求侧协同能力提升建设任务，需着重做好以下工作：第一，进一步挖掘多类型资源的多时间尺度需求侧协同能力。在尖峰负荷问题突出或新能源消纳困难的地区，依托新型电力负荷管理系统促进供需协同运营，积极推动工业负荷、空调负荷、用户侧储能及分布式电源、电动汽车、通讯基站、数据中心等多元用户资源参与需求响应。依据需求侧资源在响应容量、响应速率、响应可靠性等方面的差异化调节特性，面向中长期、日前、日内、实时等多时间尺度的调控要求建立需求侧灵活调节资源库，提升系统的需求响应能力与容量，进而实施高比例需求侧响应，提高电力系统的灵活性，通过供需双向高效互动支撑可再生能源消纳与电网安全稳定运行。第二，健全和完善虚拟电厂技术体系，充分释放需求侧资源灵活性。鼓励各区域电网根据自身系统调节需求、电源规划成本、社会环境效益、关联产业拉动等多个方面开展虚拟电厂的规划和配置，推动虚拟电厂等新型资源尽早纳入电力系统规划体系。科学认识虚拟电厂的多元化业务场景，健全需求侧资源参与多品种、多时序市场调节的技术标准体系，完善安全运行标准和交易规则，推进虚拟电厂运营管控平台（聚合商平台）和新型电力负荷管理系统与电力系统统一调度体系的衔接机制。另外，坚持需求导向，科学评估各级电网新能源消纳压力及需求侧灵活资源的经济效率，完善面向主、配网新能源承载与消纳的虚拟电厂技术体系，提升虚拟电厂在安全保供和就地消纳中的协同能力，利用市场工具进一步丰富电力系统调节手段。第三，完善市场和价格机制，充分激发需求侧响应活力。面向虚拟电厂、负荷聚合商、用户单独参与等多种市场参与方式，建立规范化、标准化的市场准入规则与注册条件，支撑需求侧资源顺利入市。针对电力保供、新能源消纳等不同应用场景，应根据不同类型需求侧资源在调节响应特性上的差异，结合中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量市场等市场的交易特点，面向多时间尺度的电网调控需求设计多样化的市场交易品种，健全需求响应的价格形成机制与成本疏导模式，支撑需求侧资源常态化参与市场交易并获取合理的经济收益，从而充分激发需求侧资源的多元灵活性。https://mp.weixin.qq.com/s/gZC3auxa8VaCp9xmx5ZMLw国家能源局：发布《关于2024年6月全国新增建档立卡新能源发电项目情况的公告》8月2日，国家能源局发布《关于2024年6月全国新增建档立卡新能源发电项目情况的公告》。文件提出，2024年6月，全国新增建档立卡新能源发电（不含户用光伏）项目共3136个，其中风电项目235个，光伏发电项目2877个（集中式光伏发电项目186个，工商业分布式光伏发电项目2691个），生物质发电项目24个。
8月7日，中国海油宣布，在海南东南海域发现的陵水36-1气田新增探明储量顺利通过国家有关部门评审备案，探明天然气地质储量超1000亿立方米，为全球首个超深水超浅层大型气田。至此，中国海油在南海北部莺歌海、琼东南、珠江口3个盆地探明天然气地质储量累计超过1万亿立方米，“南海万亿大气区”建设从蓝图走向现实，对保障国家能源安全、优化我国能源供给结构具有重大意义。
8月3日，我国西北地区海拔最高的风电场——乌恰风电场首批机组在新疆克孜勒苏柯尔克孜自治州正式投运，这是我国最西端的风电场，它的投运标志着我国在高海拔地区风能开发上取得突破。
2024年7月下旬山西大混(质量较好的混煤，热值5000大卡)价格为756.8元/吨，较上期上涨0.3%。
2024年7月下旬山西优混(优质的混煤，热值5500大卡)价格为856.8元/吨，较上期上涨0.3%。
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北京国能国源能源科技有限公司，是一家以电力交易为基础业务、以新能源开发为发展方向的综合能源服务公司。
公司成立于2017年，是国家高新技术企业、国家科技型中小企业、北京市“专精特新”企业、中关村高新技术企业、中电联3A级信用企业、北京市用户满意企业。也是全国唯一拥有集电力交易、碳交易资格及虚拟电厂聚合商资质三个特许牌照为一体的民营企业。
公司业务包括电力交易、碳交易、虚拟电厂调峰辅助服务、智慧能效管理、分布式光伏、综合能源的投资及托管等。公司秉承科技兴业、为用户创造价值的理念，以绿色低碳环保为方向，以用户需求为核心，通过科技创新和商业模式创新，为用户提供电力交易、碳交易、虚拟电厂及综合能源服务。自2019年以来，一直稳居北京电力交易行业前三。
公司注重人才培养及企业文化建设，核心团队均为华北电力大学研究生、本科生，拥有行业上下游资源和专业技术完美融合的复合型人才团队，是作为能源行业企业最大的优势及核心竞争力。公司工作多次受到政府、用户、行业协会的表彰。国能国源正努力用科技创新的力量及更加优质的服务，为用户、为国家早日实现双碳目标贡献力量！
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