11月19日上午，烟台市举行中广核烟台招远400兆瓦海上光伏项目启动活动。这是烟台市深入贯彻党的二十大精神的重要举措，也是烟台市向着“区域领先的绿色能源名城”迈出的又一坚实步伐。市委书记王彦博出席活动并宣布项目开工。

 绿色能源产业是招远抢抓“双碳”战略机遇、建设“一都两城”的重要一环。我市坚持海洋、陆地一体谋划，核电、风电、光伏、储能同步推进，与包括中广核、中电建在内的众多央企强企达成战略合作，引进建设华达农光互补、光储氢多能互补等一批“高大上”项目，已建成绿色能源项目装机规模63.1万千瓦。

海上光伏项目的启动正式开启了招远绿色能源向海图强的新篇章。烟台市将一如既往支持项目建设，全力为项目顺利推进“保驾护航”，与中广核及项目建设单位一道，高起点定位、高标准施工、高质量建设，努力打造全省乃至全国桩基固定式海上光伏项目的“招远样板”。

10月31日，国家电投山东半岛南3号海上风电场20兆瓦深远海漂浮式光伏500千瓦实证项目成功发电，成为全球首个投用的深远海风光同场漂浮式光伏实证项目。

本次建设的500千瓦漂浮式海上光伏项目由两个环形浮体单元组成。单个浮体单元直径53米，面积相当于4个标准篮球场，由环形抗风浪浮体、耐海洋环境的高强薄膜、光伏系统等部分组成。单个浮体单元共安装有770块光伏组件，装机容量250千瓦，其发出的清洁电力汇流至逆变器后将被送至同场运行的半岛南3号风机平台，后续通过海上升压站送出至电网。该实证项目验证了浮体、锚固、发电组件的抗风浪能力和海洋环境耐候性，以及风光同场并网的技术可行性。

不同于现有的位于遮蔽海区和近海区域的海上光伏项目，此次投产的500千瓦漂浮式海上光伏项目是全球首个在离岸距离30公里、水深30米的“双30”海洋环境下研究和建设的漂浮式海上光伏工程实证项目，实现了风电、光伏同场发电，有效降低工程造价和运行维护成本，为未来海上光伏实现规模化、商业化、标准化发展探索了技术路线。

该项目负责人介绍，海上光伏电站的环形抗风浪浮体由高密度聚乙烯管件预制，高度在0.6米至0.8米之间，通过4个系泊点和12条缆索锚固于海床，与风机安全距离保持在60米以上。浮体中间打造新型光伏组件平台，依据海况采用定制化光伏发电组件，可减少波浪对光伏面板的冲击。同时，光伏组件采用预制滑轨与弹性薄膜连接，并通过薄膜直接与海水接触，借助水体对光伏设备进行冷却，可有效提高发电效率10%以上。

据悉，山东半岛南3号海上风电场20兆瓦海上漂浮式光伏电站示范项目是山东省首个重点支持的“风光同场”一体化项目，也是国家电投山东分公司牵头揭榜挂帅的重点任务。项目的成功发电，实现了深远海风光同场漂浮式光伏项目研究的重要突破。

11月6日上午，昌邑富翔清洁能源有限公司龙池100MW集中式地面光伏项目开工，这是昌邑市龙池镇决战四季度推进项目建设的一个缩影。

　　该项目分两期建设，一期50MW工程计划2023年3月并网，二期50MW计划2023年6月全容量并网；项目建成后，可实现年发电量1.4亿千瓦时，实现利税800余万元。

11月2日，国家能源局发布关于政协十三届全国委员会第五次会议第02806号（经济发展类178号）提案答复的函。其中，关于多方共同促进储能产业发展方面表示，国家能源局先后实施了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》等一系列政策文件，坚持统筹规划、因地制宜的原则，强化顶层设计，突出科学引领作用，加强与能源相关规划衔接，统筹新型储能产业上下游发展，推动因地制宜、多元化发展新型储能。

以下为原文

关于政协十三届全国委员会第五次会议第02806号（经济发展类178号）提案答复的函

你们提出的《关于着力提高系统调节能力，科学推进新型电力系统建设的提案》收悉，现答复如下：

你们的提案深入分析了我国新型电力系统建设存在的灵活性供需矛盾，针对性地提出了加快煤电灵活性改造和抽蓄能力提升、以气电作为桥梁逐步推进可再生能源、互联互通提升电网平台韧性、多方共同促进储能产业发展、在需求侧积极引导调节消费习惯等5条建议，对于切实提升电力系统中的源网荷储调节能力、科学推进新型电力系统建设具有较强的借鉴意义和参考价值。

一、关于加快煤电灵活性改造和抽蓄能力提升

党中央、国务院高度重视煤电灵活性改造工作，我局认真贯彻落实、积极推动相关工作。2021年10月，联合国家发展改革委印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出统筹新能源开发消纳调峰需要，推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，要求存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成煤电机组灵活性改造2亿千瓦、灵活制造1.5亿千瓦。2022年4月，举办全国煤电“三改联动”典型案例和技术推介会，积极推广煤电机组改造升级成熟适用技术，得到业内外广泛关注和积极参与。

我局高度重视抽水蓄能与生态功能等相关规划和保护区的衔接与协调，积极推进规划内项目前期工作进度。2021年8月印发了《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，提出加强与自然资源、生态环境、林草、水利等部门的沟通协调，在符合生态环境保护要求的前提下，为抽水蓄能预留发展空间。今年3月，会同国家发展改革委部署加快“十四五”时期抽水蓄能项目开发建设，从加快项目前期工作、健全完善项目管理体系、争取具备条件项目尽早开工、做好电网接入保障、做好用地保障工作、严格落实生态环境保护要求、落实好抽水蓄能电价政策、加强产业链协同、鼓励抽水蓄能项目与大型风电光伏基地联营等方面提出了具体措施和要求。

下一步，我局将围绕以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地开发建设，推动其周边配套调峰煤电机组灵活性改造。进一步推动新建机组全部实现灵活性制造，现役机组灵活性改造应改尽改。结合煤电机组“三改联动”实施方案和地方（企业）实际，督促指导地方和有关企业落实好改造任务目标，进一步加强监管，确保煤电灵活性改造取得实效。同时大力支持在大型风电光伏基地等地区开展电源侧抽水蓄能项目建设，优化电网侧抽水蓄能布局，积极探索抽水蓄能项目为特定电源服务的机制和运行模式。

二、关于以气电作为桥梁逐步推进可再生能源

天然气发电具有调峰灵活、清洁低碳等优点，在降碳减排的同时，可以有力提升电力系统的稳定供应、新能源消纳和能效水平。将气电调峰作为构建新型电力系统的重要组成部分，是助力能源碳达峰、碳中和，构建清洁低碳、安全高效能源体系的重要实现途径之一。根据《国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》（国发〔2018〕31号）和《加快推进天然气利用的意见》（发改能源〔2017〕1217号）等文件要求，我局鼓励有关地区立足本地区供需实际，统筹谋划推进天然气有序利用。

下一步，我局将结合电力供需形势，在气源有保障、气价可承受、调峰需求大的负荷中心适度布局一批调峰气电项目，增强系统调节能力。在有规模热（冷）负荷的工业园区等区域适度建设天然气分布式燃机项目，因地制宜推广用户侧分布式智慧综合能源，夯实供应保障电源基础。同时，我们将积极推进风、光、气多能互补项目试点示范，推动天然气发电与新能源融合发展，加快构建并完善新型电力系统。

三、关于互联互通提升电网平台韧性

能源电力发展面临保障安全可靠供应、加快清洁低碳转型、推动实现“双碳”目标的重大战略任务。电网是能源转换利用和输送配置的枢纽平台，在电网结构上，我局坚持科学分析预警全年电力供需和安全形势，支持按照分层分区、结构清晰、安全可控、经济高效的原则，科学加强电网间互济能力，统筹推进远距离大容量电力外送，提高电网数字化、智能化水平，支撑服务新能源并网消纳、源网荷储协调互动、绿电灵活交易及多元用电等需求，满足构建新型电力系统、促进能源清洁低碳转型的需要。

下一步，我局将持续加强电力电量预测研判，构建坚强高效主干网架、优化区域电网主网架，改造升级城乡配电网，提升重点城市电网韧性，推动电力行业信息化、数字化、智能化，构建智慧高效调度运行体系，提高电力系统整体运行效率，推动构建新型电力系统，大幅提升电力供应保障能力和可再生能源消纳能力。

四、关于多方共同促进储能产业发展

我局先后实施了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》等一系列政策文件，坚持统筹规划、因地制宜的原则，强化顶层设计，突出科学引领作用，加强与能源相关规划衔接，统筹新型储能产业上下游发展，推动因地制宜、多元化发展新型储能。一是在能源电力相关规划和碳达峰相关政策文件中，明确新型储能规模化应用、技术攻关、市场政策等相关重点任务。二是印发实施《“十四五”新型储能发展实施方案》，部署了新能源+储能、传统电源+储能、电网侧和用户侧储能多元化发展等方面的举措，推动新型储能与电力系统各环节有机衔接，充分发挥其价值。三是印发实施《新型储能项目管理规范（暂行）》，推动各地结合当地需求，因地制宜规划布局新型储能，加强新型储能全过程管理，明确电网企业等相关方面职责，推动科学优先调度新型储能，推动新型储能规范化发展。

同时，我局积极推动先进技术和关键装备研发示范，积极会同有关部门，部署高效光伏、大容量风电、新型储能、先进煤电等能源绿色低碳领域的先进技术和关键装备研发示范，推动安全高效低成本的新能源技术研发和产业化。积极支持高效光伏、多能互补、智慧风电等清洁能源技术创新示范，开展风光火储一体化开发和多元化应用，支撑新能源规模化开发和高比例发展，助力实现“双碳”目标。

下一步，我局将强化新型储能技术研发应用，积极研究储能扶持政策，共同推动储能行业高质量发展。

五、关于在需求侧积极引导调节消费习惯

有关部门采取一系列举措支持开展需求侧响应，促进用户参与系统互动。一是2017年，国家发展改革委修订并印发《电力需求侧管理办法（修订版）》，鼓励各类市场主体开发和利用需求侧响应资源。二是2018年，我局联合国家发展改革委印发《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，鼓励通过推进售电侧改革，利用价格信号引导用户错峰用电，实现快速灵活的需求侧响应，提升电力用户侧灵活性。三是2021年，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价的通知》，按照高峰、尖峰、低谷、深谷四个不同时段的价格落差来引导形成新的消费习惯。四是2021年，我局印发《关于强化市场监管 有效发挥市场机制作用 促进今冬明春电力供应保障的通知》，推动高载能工业负荷、工商业可调节负荷、新型储能、电动汽车充电网络、虚拟电厂、5G基站、负荷聚合商等参与辅助服务市场，激励需求侧主动参与系统调节，减少系统运行峰谷差。五是2022年，我局联合多部门共同印发《关于进一步推进电能替代的指导意见》，鼓励利用先进信息通信控制技术和虚拟电厂等技术，提升电能替代用户灵活互动能力，参与系统互动，鼓励通过培育负荷聚合商，促进用户积极主动参与需求侧响应。

下一步，我局将会同有关部门切实提升电力负荷侧灵活调节能力，保障能源电力安全。一是加快推进需求侧响应能力建设，将以市场化方式开展需求侧响应的先进经验做法逐步推广至全部省份，明确需求侧响应资源的确定标准和程序，规范签署协议。二是指导督促各地做好分时电价机制政策的落地执行，充分发挥电价信号作用，引导用户高峰少用电、低谷多用电，提升电力系统运行效率效益。三是继续完善辅助服务市场机制建设，推动可调节用户参与辅助服务市场，提高需求侧等第三方响应能力。四是进一步健全完善电力规划实施工作机制和相关协同推进机制，确保规划重点任务和重点项目有力推进、有效实施，推动各地有效发挥电力需求侧响应能力。

感谢你们对国家能源工作的关心和理解，希望今后能得到你们更多的支持和指导。

国家能源局 2022年11月2日

国家发展改革委资源节约和环境保护司司长刘德春22日在发布会上表示，我国可再生能源装机规模已突破11亿千瓦，稳居世界第一。

　　刘德春表示，要稳妥有序推进能源绿色低碳转型。立足以煤为主的基本国情，大力推进煤炭清洁高效利用，实施煤电机组“三改联动”，在沙漠、戈壁、荒漠地区规划建设4.5亿千瓦大型风电光伏基地。

目前，我国生态文明建设已经进入以降碳为重点战略方向、推动减污降碳协同增效、促进经济社会发展全面绿色转型、实现生态环境质量改善由量变到质变的关键时期。9月22日，国家发展改革委召开专题新闻发布会，全面介绍党的十八大以来我国生态文明建设取得的历史性成就。国家发展改革委资源节约和环境保护司司长刘德春表示，党的十八大以来，以习近平同志为核心的党中央以前所未有的力度抓生态文明建设，提出一系列原创性的新思想、新理念、新战略，坚持绿色发展理念，擘画美丽中国蓝图，形成并确立了习近平生态文明思想，开展了一系列根本性、开创性、长远性工作，走出了一条绿色低碳高质量发展道路，推动我国生态文明建设发生了历史性、转折性、全局性变化。一是环境质量显著改善。二是生态系统质量和稳定性稳步提高。三是产业结构优化升级成效明显。四是能源绿色低碳转型成效显著。五是能源资源利用效率大幅提升。六是生态文明体制改革深入推进。 

党的十八大以来，我国生态文明建设取得的历史性成就是对全球可持续发展的重大贡献，也是共建清洁美丽地球的实际行动，国际社会有目共睹、有口皆碑。十年来，我国深入推进供给侧结构性改革，淘汰落后产能、化解过剩产能，退出过剩钢铁产能1.5亿吨以上、取缔地条钢1.4亿吨；大力发展战略性新兴产业，促进新产业、新业态、新模式蓬勃发展，2021年高技术制造业占规模以上工业增加值比重达到15.1%，比2012年增加5.7个百分点；“三新”产业增加值相当于GDP的比重达到17.25%；新能源产业全球领先，为全球市场提供超过70%的光伏组件，绿色建筑占当年城镇新建建筑面积比例提升至84%。2022年前8个月，新能源汽车产销量分别达到397和386万辆，保有量达到1099万辆，约占全球一半左右。

十年来，我国深入推进能源革命，立足以煤为主的基本国情，强化煤炭清洁高效利用，积极发展非化石能源，持续深化电力体制改革。2021年，我国清洁能源消费占比达到25.5%，比2012年提升了11个百分点；煤炭消费占比下降至56%，比2012年下降了12.5个百分点；风光发电装机规模比2012年增长了12倍左右，新能源发电量首次超过1万亿千瓦时。 我国立足以煤为主的基本国情，大力推进煤炭清洁高效利用，实施煤电机组“三改联动”，在沙漠、戈壁、荒漠地区规划建设4.5亿千瓦大型风电光伏基地。目前，我国可再生能源装机规模已突破11亿千瓦，水电、风电、太阳能发电、生物质发电装机均居世界第一。

十年来，我国大力推进节能减排和资源节约集约循环利用，建立并完善能耗双控制度，强化重点用能单位管理，引导重点行业企业节能改造，开展绿色生活创建行动，大力发展循环经济，实施园区循环化改造，构建废旧物资循环利用体系，积极推进水资源节约、污水资源化利用和海水淡化，推动我国能源资源利用效率大幅提升。与2012年相比，2021年我国单位GDP能耗下降了26.4%，单位GDP二氧化碳排放下降了34.4%，单位GDP水耗下降了45%，主要资源产出率提高了约58%。与2012年相比，2021年全国污水处理能力增长1倍，工业固废处置量增长约50%，城市生活垃圾无害化处理能力和实际处理量分别增长116%和62%。（孟凡君）

尽管烈日炎炎，在山东省肥城经济开发区，由中科院工程热物理研究所建设，投资16亿元建设规模310MW的压缩空气储能调峰电站项目正在加紧建设。目前膨胀机、压缩机和换热系统已安装完毕，正在进行30万m³盐穴改造、35KV输配电线路建设，预计下半年并网发电，项目建成后将成为国内首个商业化运行的压缩空气储能调峰电站。

肥城境内岩盐、石膏、花岗石等矿产资源丰富，主要分布在肥城经济开发区，其中已探明储量岩盐50.2亿吨。目前，山东信发集团、天津渤化集团、山东盐业总公司先后落户肥城经济开发区，投资建设了3家大型制盐企业，年制盐规模突破700万吨，山东信发集团真空制盐的年产量就达到500万吨。

不可再生资源总有“吃干榨净”的时候，永续发展必须“另辟蹊径”。近年来，肥城经开区对资源性招商引资项目进行“精挑细选”，有些项目被重新“打包”，有些被拒之“门外”。针对有些深达上千米的地下盐穴，肥城经开区两年多来聚焦的“目光”始终没有转移，下决心把生态“包袱”变成绿色“财富”。落地建设的压缩空气储能调峰电站项目，成为肥城经开区延伸盐产业链条，推动传统制盐业实现转型升级的“开篇巨作”。

“该项目是国家科技部重点研发计划项目，列入全国《首台(套)重大技术装备推广应用指导目录》。通过纯物理过程，进行空气压缩储能，不产生任何污染，100MW项目技术转化率可达到70%以上。”据肥城经开区党工委书记、管委会主任步文介绍，项目采用的百兆瓦先进压缩空气系统由中科院工程热物理研究所陈海生团队研发，是国际领先的压缩空气储能发电集成系统；水平联通井盐穴利用技术由中科院武汉岩土力学研究所杨春和院士团队研发，技术均处于国际领先地位。

“盐链”延伸，带动转型。该项目不仅带动了盐穴综合利用产业发展，还能用于储能、储气、储氢。目前，山东国惠集团计划投资49.95亿元、总库容10亿m³的盐穴储气库群已完成前期测试，一期3.2亿m³的盐穴实验储气库即将开工建设。

据了解，压缩空气储能已写入国家“十四五”规划，项目可实现电网内循环，是替代火力发电，实现节能减排、可再生能源消纳、电网“削峰填谷”的重要手段，将助力国家“碳达峰、碳中和”目标的实现。目前，项目正在建设10MW示范项目，全部建成后预计年可实现发电量近33亿千瓦时，销售收入约20亿元，利润5.2亿元。 

记者从国家能源局获悉，一季度，全国基建新增发电装机容量2351万千瓦，比上年同期多投产996万千瓦。其中，水电109万千瓦、火电1060万千瓦、核电115万千瓦、风电526万千瓦、太阳能发电533万千瓦，可再生能源发电新增装机占比超过50%。 

能源行业是实现碳达峰碳中和目标的重点领域，新能源的大规模接入对电网的平衡调节能力提出了更高要求。“双碳”目标下，国家电网如何提升电网平衡调节能力？本报记者带您一探究竟。 

“水火” 联合 

当前，“碳中和”已经成为全球共识。实现碳达峰碳中和是我国向世界作出的庄严承诺，也是一场广泛而深刻的经济社会变革。 

能源行业是实现碳达峰碳中和目标的重点领域。我国已成为全球新能源装机规模最大的国家，能源结构也在发生变化，可再生能源发电装机容量在2020年年底已经占全部发电装机容量的41%。新能源具有随机性、波动性、间歇性等特点，大规模开发并网后，电力系统“双高双峰”特征日益凸显，对确保电网安全运行和电力可靠供应带来了巨大挑战。 

提高平衡调节能力，电网需要一个“智慧大脑”。“电难以大规模储存，它就像一辆没有制动装置的车辆一样，无法在某个地方停留，其生产、输送和消费在同一时间完成，因此大电网需要调度系统这一‘智慧大脑’作为灵活高效运转的‘指挥’。”华东电力调控分中心水电及新能源处副处长陆建宇表示。 

电力调度不仅关乎电力系统的安全稳定运行，更关乎千家万户用电和社会经济的正常运转。今年，国家电网有限公司“一体四翼”发展布局提出将进一步加强全网统一调度，完善跨省备用共享机制，统筹全网调峰资源，在电源清洁化水平快速提升的基础上，继续助力新能源利用率保持在较高水平。 

火电的灵活性改造一直是提升电网平衡调节能力的重要内容。2020年，“三北”地区完成火电机组改造2466万千瓦。“十三五”期间，国家电网经营区内累计完成煤电机组改造1.62亿千瓦，其中“三北”地区完成火电机组容量改造8241万千瓦，增加调节能力1501万千瓦。 

“简单来讲，火电灵活性改造，就是解决‘吃’和‘消化’的问题。所谓‘吃’就是燃料，所谓‘消化’就是运行控制，两者缺一不可。”东南大学能源与环境学院博士生导师吕剑虹这样解释灵活性改造的实质。 

吕剑虹介绍，机组灵活性改造主要包括两个方面的含义，一是增加机组运行灵活性，即要求机组具有更快的变负荷速率、更高的负荷调节精度及更好的一次调频性能；二是增加锅炉燃料的灵活性，即机组在掺烧不同品质的燃料下，确保锅炉的稳定燃烧以及机组在掺烧工况下仍有良好的负荷调节性能。 

想要电网更加灵活，不仅要改造“火”，还要利用“水”。3月19日，国家电网发布了服务碳达峰碳中和、构建新型电力系统、加快抽水蓄能开发建设重要举措。一座座抽水蓄能电站开工建设，对于优化电源结构、提高电力安全稳定运行水平、促进节能减排和清洁能源消纳等具有重要意义。 

陆建宇解释，大规模开发的风电最终能顺利并网消纳，需要大规模抽水蓄能电站来实现配套输送。抽水蓄能电站利用电力系统中多余电能，把下水库内的水抽到上水库内，以位能方式蓄存起来，系统需要电力时，再从上水库放水至下水库进行发电。 

“抽水蓄能是目前技术最为成熟的大规模储能方式，具有调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动六大功能，以及超大容量、系统友好、经济可靠、生态环保等优势，有效保障了高比例新能源电力系统安全稳定运行和提升新能源利用水平。”陆建宇说。

如今，抽水蓄能机组网厂协调能力不断提升。以华东地区为例，今年，国网华东分部已经成功组织了溧阳、绩溪、宜兴等3家抽水蓄能电站完成首批成组启停机优化试验，并投入试运行。优化后，抽蓄机组启停时对电网的功率波动影响下降50%以上，抽水蓄能电站科学调度水平再上新台阶。 

据了解，2020年，国家电网经营区抽水蓄能电站平均综合利用小时数为2585小时，多消纳新能源电量306亿千瓦时。“十三五”期间，国家电网经营区抽水蓄能电站累计多消纳新能源电量864.3亿千瓦时，抽水蓄能已成为新型电力系统促进新能源消纳，服务碳达峰碳中和目标的重要支撑。 

源荷互动

 今年年初，国网吉林省电力有限公司承建的东北地区首个火电—储能联合调峰示范工程并网运行，该工程成为科技项目“储能融合火电机组参与电网调峰辅助服务的源储网协调运行关键技术研究及应用”成果落地的重要一环。

 “按照吉林电网现有的调峰需求，以单个火电厂增配5万千瓦/20万千瓦时的磷酸铁锂储能电站来测算，一年可为新能源发电增加上网空间9000万千瓦时，相当于节约标准煤2.7万吨，减排二氧化碳7.3万吨。”吉林电力科学研究院新能源技术研究专责王佳蕊介绍。

 在推进火电机组灵活性改造、满足新能源调峰需求的同时，国网吉林电力还通过优化新能源机组运行管理，提升了新能源利用率。

 “风电场单场站容量小、接入点分散，现场人员发现和解决电能质量问题的能力弱，急需可靠的现场并网性能测试和技术监督。”中广核大岗子风电场运维总监郭永刚说出了很多新能源场站面临的共同问题。如今，国网吉林电力初步建成了新能源优化运行管理与调控平台，实现了对新能源场站涉网性能、运行质量的全息立体诊断，辅助电网侧有针对性地加强新能源涉网安全管理，提供技术支撑服务，促进新能源场站运行水平提升。

 源网荷储互动支撑平台基于市场机制，引导分布式发电、储能、电动汽车、智能家居等负荷主动参与电网调控，增强了电网备用、调峰、调频能力。以可调节资源库建设为基础，国家电网积极拓展源网荷储应用场景，不断挖掘各类调节资源潜能，进一步促进电力系统运行由“源随荷动”向“源荷互动”“荷荷互动”转变。 

不仅如此，国家电网还聚焦电网调节能力，开展多元智能协同调度，完善了调度支持手段，在陕西，开发虚拟电厂协调控制系统，将常规电源、新能源等多种电源组成联合控制单元，通过多能互补和复杂断面的协调控制，智能化实现新能源发电最大化；在四川，研发联合运行控制与智能调度系统，优化提出水光蓄联合运行模式及调控方式，支撑水电和光伏电站中长期、日前、日内滚动发电计划制定；在安徽，开展虚拟电厂试点建设，初步建成虚拟电厂集中控制平台，具备类似常规电厂的调频、调峰、调压能力。 

此外，国家电网还攻关新能源关键技术，精细化分析新能源及网架运行特性，在保障安全的情况下大幅提升通道送出能力。

5月6日，华北电网新能源最大发电电力达9600万千瓦，占当时华北电网负荷比例的46.5%；日发电量达15.46亿千瓦时，占华北电网当日用电量的33.7%，发电电力和电量均创历史新高。当日新能源发电出力创新高时，国网华北分部对新能源发电出力的预测准确率达97%，为新能源高比例纳入电力平衡和高效消纳提供了支撑。

“我们在调度系统首次应用了电磁暂态仿真技术分析新能源送出能力，研究细化系统短时过电压耐受能力，提高新能源送出能力。今年4月，锡盟特高压送出工程、张北—雄安特高压交流工程送端的新能源送出能力分别提高到了370万千瓦、290万千瓦，较原能力分别增加220万千瓦、90万千瓦。”华北电力调控分中心主任江长明表示。 

省间互济 

跨区输电是解决新能源消纳、加强区域资源互济的重要渠道。想要为网内富余新能源“谋出路”，可调节负荷资源的跨省互济必不可少。 

3月15日，河南省结束了调峰相对困难的供暖期。“十三五”期间，河南新能源装机容量年均增速达到93%，为全国增速最快的地区。在供暖期内，河南电网“一日两难”特征明显，午间、后夜时段新能源电力存在较大消纳压力。 

“省间调峰辅助服务机制本质属于发电替代，通过富余可再生能源电力对燃煤火电实现替代，可以提高新能源利用率，促进火电减发减排。”国网华中分部相关负责人表示，国网华中分部充分发挥省间调峰辅助服务市场机制作用，利用省间通道剩余空间和网内其他省份富余调峰资源，在电网调度环节灵活组织实施跨省调峰互济，保障了河南电网的稳定运行。

省间电网调峰互济增多，是全网统一调度的重要体现。2020年，西北、东北、华北、华中电网组织省间调峰互济分别达到3.5万次、700次、508次、280次，共计多消纳新能源电量344.8亿千瓦时，打破了省间壁垒，提高了跨区输电通道利用效率。 

值得注意的是，华中电力调峰辅助服务市场于2020年5月15日正式运行，进一步丰富了消纳河南新能源电力的调度“工具箱”。 

4月27日，华中电力调峰辅助服务市场开展了首次调电结算试运行，对华中电网调峰资源进行跨省配置。其间，河南在低谷和腰荷两个时段分别申报了调峰需求，湖北、湖南、江西分别申报了富余调峰能力。湖北、湖南、江西11家燃煤火电厂和抽水蓄能电站通过自主报价参与省间调峰辅助服务日前市场竞价，经过市场出清，湖北2家燃煤火电厂、江西3家燃煤火电厂和1家抽蓄电站中标，其中，江西某抽水蓄能电站1台30万千瓦机组在低谷时段抽水帮河南调峰。 

这是华中电力调峰辅助服务市场开展的省间调峰辅助服务交易品种之一。华中电力调控分中心调度计划处副处长黄海煜表示，目前华中电力调峰辅助服务市场有两个交易品种，除上述的省间调峰辅助服务交易外，另一个是省间备用辅助服务交易。 

“省间调峰辅助服务交易是指在省内火电已达最小开机方式且省内调峰资源用尽后，负备用不足省的发电厂与调峰资源富余省的发电厂之间开展的日前、日内省间发电替代交易和抽水蓄能机组跨省调用；省间备用辅助服务交易是指省级电网旋转正备用容量无法满足备用要求时，正备用不足省级电网企业与备用富余省的发电厂之间开展的日前省间备用容量交易。”黄海煜解释道。 

燃煤机组参与深度调峰时，不但供电煤耗会增加，对机组寿命也会有较大影响。在让煤电承担更多调峰功能的同时，如何补偿这份责任造成的损失，也是一个值得探讨的问题。 

对此，国网能源研究院副总工程师马莉指出，一是构建调峰、备用省间辅助服务市场，省内调节能力不足时可以省间调峰。二是构建辅助服务成本分摊机制，按照“谁受益、谁承担”原则，建立用户与发电共同承担辅助服务成本的机制。三是丰富辅助服务交易品种，如开发爬坡类产品、系统惯性服务、无功支撑服务等。

 此外，国家电网还为调峰辅助服务市场的推进提供了技术支撑。 

自动发电控制（AGC）是并网发电厂提供的有偿辅助服务之一，发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度交易机构下发的指令，按照一定调节速率实时调整发电出力。 

今年以来，国网华北分部加大网企（厂）双向交流沟通，组织联络协调会加强宣贯，实施机组计划检修“20%深度调峰改造优先”等具体举措。 华北电力调控分中心党总支书记张哲表示，下半年，京津唐电网列入计划开展20%深度调峰改造机组32台、总装机容量1516万千瓦。20%~50%不同程度深度调峰改造机组8台、总装机容量262万千瓦，共计容量1778万千瓦，占当前京津唐电网火电总装机的25.6%，并将全部通过AGC自动调整实现深度调峰。全部完成改造后，将提高京津唐电网调峰能力410万千瓦，相当于增加约800万~1000万千瓦风电机组建设空间，预计全年可增加新能源发电量200亿千瓦时。 “调度机构进行火电机组深调，通常低于50%需要退出AGC，通过电话指令对火电机组进行深度调峰。但国网华北分部的AGC低于50%也不用退，实现了机组出力深调自动调整，自动执行市场出清结果，不用人为干预，效率显著提高。”华北电力调控分中心计划处处长陈之栩说。

从中国建筑科学研究院获悉的一组数据显示，目前我国既有建筑面积600亿平方米左右，如果按照1∶6比例安装计算，可以安装100亿平方光伏，大概拥有1500GW装机规模；同时，我国每年新建建筑面积20亿平方米，新建建筑中高层建筑多，可安装光伏面积比例比既有建筑低，如果全部安装，光伏面积近1.4亿平方米，光伏系统装机容量约20GW。

有券商机构测算，BIPV每年仅潜在屋顶面积包括翻新屋顶+新增屋顶约12.3亿平方米，对应市场空间达1.3万亿元。

5月31日，山东省能源局关于印发《2021年全省电力迎峰度夏预案》的通知，根据《预案》，山东省夏季用电高峰存在供电缺口，省外来电稳定输入存在不确定性，电网稳定运行压力较大，各地要提前筹划，明确责任，强化落实，确保电力稳定可靠供应。

迎峰度夏前，预计全省新投产新能源机组300万千瓦、火电机组70万千瓦，届时全省发电装机总量将达16271.5万千瓦。 因夏季负荷高峰时段多出现在高温、闷热天气条件下，风力较小，风电出力不计入电力平衡；光伏出力按15%计入电力平衡。

原文如下：

山东省能源局关于印发《2021年全省电力迎峰度夏预案》的通知

各市发展改革委（能源局），国网山东省电力公司，华能山东发电公司、华电山东分公司、国家能源集团山东公司、大唐山东发电公司、华润电力华北大区，山东电力交易中心，有关企业：

为做好今年电力迎峰度夏工作，保障全省电网平稳运行和电力可靠供应，按照省政府有关部署要求，省能源局制定了《2021年全省电力迎峰度夏预案》，现印发你们，请认真执行落实。

山东省能源局

2021年5月31日

山东省能源局关于印发《2021年全省电力迎峰度夏预案》的通知

山东省能源局关于印发《2021年全省电力迎峰度夏预案》的通知

山东省能源局关于印发《2021年全省电力迎峰度夏预案》的通知