网讯：近年来，我国新能源发电规模持续扩大，能源转型步伐显著加快。国家能源局数据显示，截至7月底，全国累计发电装机容量超过31亿千瓦，其中太阳能发电装机容量约7.4亿千瓦，同比增长49.8%；风电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长19.8%。围绕新形势新任务，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《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》），提出重点开展9项专项行动，其中包括实施“大规模高比例新能源外送攻坚行动”“新能源系统友好性能提升行动”，加快推进新型电力系统建设。
加快新能源大规模高比例外送
8月已过，广东粤西海域仍热浪滚滚。绵长的海岸线上，错落有致的风机正迎风缓缓转动，光伏电站则如同繁星般点缀在波光之中，这些巨大的风机叶片和精巧的光伏面板，捕捉着经此而过的每一缕清风和每一束阳光，将它们高效地转化为清洁绿色的电能，经由四通八达的“铁塔银线”，源源不断地输送到千家万户。这样一幅充满现代科技感的画卷，是我国新能源高速发展的一个缩影。
中国工程院院士汤广福指出：“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。”我国的新能源资源主要集中在西部和北部地区，因此，如何有效推进这些地区大规模、高比例的新能源开发与外送，不仅是实现“双碳”目标任务、推动能源电力绿色低碳转型过程中亟待解决的问题，更是加速构建新型电力系统和新型能源体系的关键。
为支持西部和北部清洁能源基地的开发与电力外送，我国规划建设了一系列跨区域输电通道。这些输电通道宛如一条条电力动脉，穿越广袤的沙漠、戈壁，将清洁的能源血液输送到全国各地。然而，这些电力动脉大多起始于环境恶劣的荒漠地区，其送电端的周边电网支撑能力较弱，如同细弱的血管难以支撑庞大的血流，而受电端的电网则存在常规电源不足的严重“空心化”的问题。随着新能源输送比例的不断提升，输电通道在安全稳定运行以及高效利用方面面临着多重挑战。
此次《行动方案》明确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，为推进大规模高比例新能源外送指明了发展方向、技术背景，具有重要的实践意义。
“通过优化电源配置，增加新能源在运输电通道中的电量占比，可以直接促进风能、太阳能等新能源的开发和利用，加速能源结构的绿色转型。新能源的接入要求电力系统具备更高的灵活性和调节能力。优化电源配置，合理配置常规电源与新能源的比例，可以提升电力系统的整体响应速度和调节能力。因此，优化电源配置，提升在运输电通道新能源电量占比尤为重要。”业内人士指出。
“要高度关注在运输电通道输送新能源的适应性。”汤广福从三方面给出建议，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。
多年来，技术进步有效推进了输电通道建设。自2009年1月1000千伏晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程投运至今，我国已建成“19交20直”特高压输电工程，“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。
“目前世界上绝大部分的特高压直流工程都是由我们国家实施的，其中难度最大、技术水平最高的特高压直流工程，也都是由我们国家率先研制完成的。”国网南瑞集团所属南瑞继保研究院柔性输电所所长卢宇介绍。
对于输电相关技术的发展方向，汤广福认为，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、受端电压不稳定、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。
同时，先进的储能技术如抽水蓄能、新型储能等，同样为解决新能源发电的间歇性、波动性等问题及提高输电通道对新能源电力的接纳传输能力发挥着关键作用。
水电水利规划设计总院总工程师彭才德表示，截至去年底，全国抽水蓄能投产总装机容量达4579万千瓦，全产业链协调发展机制基本建立。开发以“沙戈荒”地区为重点的大型风光基地和主要流域水风光一体化基地，急需建设抽水蓄能等调峰储能电源，提升风电光伏开发规模、竞争力和发展质量。
汤广福认为，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、大幅度调节能力；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。
推进系统友好型新能源电站建设
新能源渗透率的持续提高致使当前电力系统呈现出“双高”特性，即高比例可再生能源和高比例电力电子设备并存。在此背景下，还存在一系列系统性问题，包括新能源在调频、调压等方面的主动支撑能力不足、系统惯量降低、调控难度加大、电力平衡保障挑战加剧以及源荷不确定性增加等。
对此，《行动方案》明确提出新能源系统友好性能提升行动，推进新型电力系统建设取得实效。
国网能源研究院新能源研究所副室主任叶小宁表示：“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。一方面，系统友好型新能源电站可以助力新能源大基地及配套设施的建设，保障电力供应安全；另一方面，系统友好型新能源电站有利于提高新能源可靠出力水平，保障电力运行安全。”
为更好推进新能源系统友好性能提升，《行动方案》进一步提出，打造一批系统友好型新能源电站。整合源储资源、优化调度机制、完善市场规则，提升典型场景下风电、光伏电站的系统友好性能。改造升级一批已配置新型储能但未有效利用的新能源电站，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，提高可靠出力水平，将新能源置信出力提升至10%以上。
记者了解到，针对风电、光伏等新能源发电的整合优化，此前贵州省能源局就发布《关于清理贵州省“十四五”风电光伏发电建设规模第三批项目的通知》，对纳入风电光伏发电年度建设规模项目进行调度和梳理，对47个逾期或不能实施的风电、光伏项目进行清理，项目总装机388万千瓦。其中，风电项目33个、总装机248万千瓦，光伏项目14个、总装机140万千瓦。
值得一提的是，为更好支撑新能源电站建设，《行动方案》还释放出一个信号，即有效利用储能，增强出力水平。
“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。”中国工程院院士刘吉臻解读道。
通威集团董事局主席刘汉元认为，这为储能快速发展创造了良好机遇。“新要求下，未来储能绝不只是简单的配角，而将成为智慧电网、新型电力系统中一个独立且重要的组成部分，维持发电端与用电端之间的平衡，成为市场机制下的一项重要产业。”
国家能源局数据显示，截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%。其中，已投运锂离子电池储能占比97%，压缩空气储能占比1.1%，铅炭（酸）电池储能占比0.8%，液流电池储能占比0.4%，其他技术路线占比0.7%。
刘汉元指出，与抽水蓄能相比，锂电池储能具有系统效率高、响应速度快、选址灵活性大、建设难度低、建设周期短等优势。目前，锂电池储能系统建设成本已降至1000元/千瓦时以内，未来有望降至500元/千瓦时，大规模应用经济性将进一步凸显。
开展算电协同促进新能源消纳
如今，大数据、云计算、人工智能等先进科学技术在能源领域的应用日益广泛，算力与绿色电力一体化融合已成为不可阻挡的发展趋势。今年政府工作报告明确指出：“适度超前建设数字基础设施，加快形成全国一体化算力体系。”
清华大学信息国家研究中心研究员曹军威认为：“在能量层面，算力作为能源系统源网荷储各个环节中的负荷，其空间上的可转移性和时间上的可平移性决定了，在与风光等新能源、电网和新型储能互动实现能量平衡方面，可以发挥一定的耦合作用。”
《行动方案》提出，实施一批算力与电力协同项目。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。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。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。探索光热发电与风电、光伏发电联营的绿电稳定供应模式。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。”刘吉臻认为，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。
提升算力与电力协同运行水平，推动数据中心向新能源富集、用电成本较低的地区转移，并优化数据中心电力需求的时间和空间分布，已成为提升新能源系统友好性能，进一步促进新能源高水平消纳的重要途径。
记者梳理发现，早在2020年，安徽首个城市能源大数据中心在合肥揭牌，截至目前，合肥市能源大数据中心累计接入2.5万户高压电力用户、168个充电桩、60座光伏电站，后期将逐步接入政务和气、水、热、石油、煤炭等数据和信息；2021年，山西阳泉智慧能源数据中心首批建设场景交付投用，包括“重点用能单位能耗在线监测、区域能源发展监测、大数据看阳泉能源转型、新能源发电监测、节能改造潜力企业识别”等多个应用场景；在贵州，南方电网与贵州省贵安新区管理委员会签订协议，投资建设南方能源大数据中心，据悉，截至今年6月，该项目主体结构已全面封顶，预计9月底建成交付。
因地制宜建设智能微电网项目
《行动方案》提出，建设一批智能微电网项目。鼓励各地结合应用场景，因地制宜建设智能微电网项目。在电网末端和大电网未覆盖地区，建设一批风光储互补的智能微电网项目，提高当地电力供应水平。在新能源资源条件较好的地区，建设一批源网荷储协同的智能微电网项目，提高微电网自调峰、自平衡能力，提升新能源发电自发自用比例，缓解大电网调节和消纳压力，积极支持新业态新模式发展。
当前，分布式新能源实现了快速发展，电化学储能成本持续下降，电力市场机制也日益完善，这为智能微电网的建设提供了难得的机遇。智能微电网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。
叶小宁认为：“新能源发展路径从大型集中式转变为集中式与分布式并举，就近消纳是新能源利用的重要模式。从新能源自身特性来看，就近消纳可以降低其波动性对系统安全稳定运行的影响，也可以减少对系统调节能力的需求。”
近日，江苏张家港华昌能源“氢光互补”智能微电网顺利投运，项目集氢能发电、光伏、储能设备、充放电设备等场景为一体，可就近为楼宇、电动汽车等提供稳定可靠的绿色能源供应。作为江苏省首个“氢光互补”智能微电网，该项目总功率达到951千瓦，供能面积约3万平方米，年发电量可达13.5万千瓦时，占园区全年用电量的30%，每年可为园区节省用能成本约15万元，实现碳减排108吨。
“风电、光伏等波动性电源高比例接入对电网产生了显著影响，这一问题无法仅通过高压侧的调度来全面解决，需要重视配网侧，也就是智慧微网的建设，这些微电网能够在特定区域内实现自我平衡。”业内专家指出，发展智能微电网项目需因地制宜，根据当地的用电习惯和应用场景来选择合适的模式。智能微电网项目模式多样，例如，在未实现大电网覆盖的地区，可以开发风光储互补的微电网项目；而在新能源资源丰富的地区，则可建设源网荷储协同的微电网项目。
在福建宁德近海海域，一套风光储充智能微电网项目正在高效运转。该项目以宁德市霞浦县海岛乡西洋岛风光储充智能微电网为核心，以宁德环三都澳海域的海上渔排微电网为骨干节点，运用5G、北斗搭建互联通道、物联传感技术实现柔直电网全场景运行状态实时感知，解决光伏就地消纳、电压穿越等系列问题，充分满足宁德当地海量分布式资源和多形态新型负荷广泛接入，组成一张覆盖海岸、海岛、海上养殖的新型电力系统服务网络，为宁德市发展海洋经济提供高效、稳定、可靠的能源供给保障体系。
“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。”刘吉臻指出。
