特高压电网工程、抽水蓄能电站项目密集开工

　　随着风光大基地规模化建设不断推进，新能源电力提升和消纳利用之间的矛盾也日益突出。为有效保障新能源消纳，今年以来，一批特高压电网工程、抽水蓄能电站项目密集开工，对于保障电力安全可靠供应、助力新型能源体系建设和新能源高质量发展具有重要意义。

　　特高压建设迎来高峰

　　我国清洁能源丰富，但资源与需求逆向分布。特高压电网具有远距离、大容量、低损耗等优势，输电能力可达500千伏超高压输电的数倍，输电距离可达数千千米，有利于将富集在我国西南、西北地区的清洁能源快速搬运到经济更为发达的中东部地区，解决电力供需矛盾，是新能源供给消纳体系的关键一环。

　　“双碳”目标下，西部、北部地区新能源电站装机规模正快速提高，而特高压工程与风光大基地的建设速度相比略显滞后。从建设周期看，光伏电站是3个月至6个月，风电为1年，特高压为1.5年至2年。按照正常的节奏，特高压电网应当建设先行，才能与建设速度更快的风光电站形成“源网匹配”，做到同时投产、良好消纳。过去几年，受疫情、特高压核准滞后等因素影响，电网工程建设进度在一定程度上有所滞后。已建成的特高压工程外送容量远不能满足清洁能源送出需要，亟须加快建设以提升新能源并网能力。

　　2月16日，国家电网金上—湖北±800千伏特高压直流输电工程开工，拉开了今年电网重大工程建设的序幕。该工程建成后，每年可向华中地区输送电量近400亿千瓦时，相当于湖北省全年用电量的六分之一，将在满足电力可靠供应方面发挥重要作用。

　　3月16日，我国首个“风光火储一体化”送电的特高压工程——国家电网陇东送山东±800千伏特高压直流输电工程开工建设。国家电网甘肃省电力公司副总经理行舟表示，陇东至山东特高压输电工程提供“特高压+风光火储”一体化送出解决方案，年输送电量360亿千瓦时。工程将促进甘肃新能源在更大范围消纳，也将为甘肃、山东两省高质量发展注入新的动能。

　　国家电网有限公司董事长辛保安透露，2023年国家电网计划投资逾5200亿元，再创历史新高，同比增长约4%。“十四五”期间，国家电网计划投资2.4万亿元，大力推进新能源供给消纳体系建设。特高压建设有望迎来发展新高峰。

　　目前，国家电网公司已累计投运33项世界上最先进的特高压工程，建成全球电压等级最高、装机规模最大、资源配置能力最强的特大型电网，显著提升了我国电网远距离输电能力，促进了“西电东送、北电南供”蓬勃发展，在保障电力安全可靠供应、促进绿色低碳发展等方面发挥重要作用。

　　大型“充电宝”蓄势待发

　　特高压电网虽然解决了新能源大范围输送问题，但由于新能源发电具有间歇性、波动性特点，如何保障电力系统安全稳定运行和灵活经济调度是一大难题。

　　抽水蓄能具有调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用和黑启动等多种功能，是当前技术最成熟、经济性最优、最具备大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，可充当大电网安全运行的稳定器、调节器，以及支撑新能源大发展的“充电宝”。当前我国正处于能源绿色低碳转型发展的关键时期，风电、光伏发电等新能源大规模高比例发展，对调节电源的需求更加迫切，构建新型电力系统对抽水蓄能发展提出更高要求。

　　开年以来，抽水蓄能迎来新一轮建设高峰。3月18日，辽宁大雅河、兴城抽水蓄能电站项目开工。两座抽蓄电站建成后，双倍调节能力将达560万千瓦，对缓解东北电网调峰压力，提升辽宁电力保障能力具有重大意义。

　　国网新源集团有限公司总经理吴骏表示，这两座抽水蓄能电站，设计年发电量28.09亿千瓦时。机组反应迅速，负荷跟踪能力强，能有效平抑新能源随机性、波动性影响，保障新能源电力发得出、存得住、用得好。

　　国网辽宁省电力有限公司有关负责人介绍，此次集中开工了55项重大电网工程，其中阜新丰田500千伏变电站等一批新能源配套电网工程投运后，将保障超过300万千瓦风力发电项目可靠并网，助力当地打造千万千瓦级新能源基地。抽蓄电站和新能源配套电网工程建设，有力支撑辽宁清洁能源高比例发展，助推能源电力加快绿色转型。

　　此外，湖北通山抽水蓄能电站、甘肃玉门抽水蓄能电站都于近日开工。“十四五”期间，国家电网经营区抽水蓄能电站将迎来建设高峰，预计新投产装机容量超过2700万千瓦，到2025年投产总规模达到5000万千瓦。

　　为推进抽水蓄能快速发展，适应新型电力系统建设和大规模高比例新能源发展需要，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划(2021—2035年)》提出，按照能核尽核、能开尽开的原则，在规划重点实施项目库内核准建设抽水蓄能电站。到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上;到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。

　　完善合理市场交易机制

　　电力市场是新型电力系统的重要组成部分。随着新能源大规模接入，电力系统将加快向清洁化、低碳化方向发展，发电资源角色及系统特性发生变化，深刻改变电力系统的基本形态和运行特征，也对电力市场建设提出新的更高要求。

　　中国华能集团副总经理李向良认为，新型电力系统涉及的各类经济主体快速增长，跨时空交互更加频繁多样，叠加安全、环境和经济目标相互制约，势必需要在各层面发挥市场配置资源作用，破除地域限制，实现全局优化。

　　3月5日13时34分，甘肃光伏出力达1005万千瓦，首次突破1000万千瓦。目前，甘肃已建成酒泉千万千瓦级风电基地，通渭百万千瓦级风电基地，张掖、金昌、武威、酒泉4个百万千瓦级光伏发电基地。截至2022年底，甘肃新能源装机3519万千瓦，排名全国第八，装机占比51.9%，排名全国第三。

　　为有效促进新能源发电消纳，国网甘肃省电力公司健全完善电力市场交易机制，将储能电站纳入省内电力现货市场和辅助服务市场。创新推出发电侧合同电量转让“D+3”日滚动交易，实现按日不间断连续运营。

　　多地都在积极推进新能源市场化消纳机制建设。在近日由中国电力企业联合会主办的首届电力市场高端论坛上，中电联电力市场分会执行会长谢开介绍，在新能源参与中长期市场方面，山西省新能源参与市场化交易时优先保障出清，交易方式以双边协商为主;四川省核定新能源年保障利用小时数，超出该小时数的电量参与中长期交易，与水电同台竞争。山东省自主参与中长期交易的新能源场站与省内火电机组平等参与中长期市场和现货市场。

　　在现货长周期试运行省份中，甘肃等省份新能源以“报价报量”方式参与现货市场，与火电同台竞争，允许新能源在实时市场修正超短期预测和发电能力;山西新能源机组按照“报量不报价”的方式参与现货市场。

　　国家电网公司副总经理陈国平表示，“双碳”目标下，随着新能源装机进一步提升，系统将面临调峰能力不足风险，需建立合理的市场机制：在发电侧，激励火电灵活性改造、抽水蓄能电站建设;在需求侧，激发和释放微网、储能、虚拟电厂等调节资源，引导发用双向互动，促进新能源消纳。（经济日报 王轶辰）