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下表给出了主要跨区输电工程按照送端发电量占比排序情况,其中,蒙西、蒙东地区按照各自营业区域统计;送端发电量占比没有考虑送端省份线损。
表2. 2019年主要跨区输电工程按送端发电量占比排序
可见,灵绍、银东、天中、祁韶、柴拉直流输电量的送端发电量占比均超过10%。龙政、林枫、宜华和葛南直流在湖北送端发电量占比之和达到12.4%。昭沂、锡泰直流和锡盟山东交流工程在蒙西送端发电量占比之和达到11.4%,超过2019年蒙西“网对网”送华北电网规模(2019年蒙西通过500千伏汗海—沽源双回和丰镇—万全双回向华北电网进行“网对网”送电量260.27亿千瓦时,发电量占比为8.8%)。
下表给出了上述跨区输电工程输电量在受端地区的用电量占比情况,其中,受端用电量占比考虑了输电工程线损(暂按定价线损率考虑)和受端地区线损(暂按2018年线损率考虑)。
表3. 2019年主要跨区输电工程按受端用电量占比排序
由表可见,灵绍直流输电量在浙江用电量占比超过20%,复奉(向上)和天中直流输电量在上海、河南受端用电量占比均超过10%
表4、表5分别给出了送端、受端按照送、受电量规模排序及发、用电量占比情况。
表4.按送电规模排序
表5.按受电规模排序
在跨区送电方面,四川、宁夏、新疆、湖北和蒙西规模较大;在跨区输电在发电量占比方面,宁夏43%、四川26%,新疆、湖北和蒙西均超过10%。
在跨区受电方面,山东、江苏、浙江、上海和河南的规模较大;在跨区输电在用电量占比方面,上海、浙江均超过30%,山东、江苏、河南均超过10%。
国网与南网的跨区输电规模有限,广东的外来电主要是云南、贵州等地的区域内省间送电。
几点启示:
1.跨区输电中直流输电,特别是直流特高压输电技术发挥着重要作用。
2.大部分跨区输电工程目前的输电量与其设计输送能力相比还有明显差距。
3.跨区输电项目中存在“单项工程送、受端电量占比高,甚至送受两端电量占比高”的问题,通道安全风险不容忽视。
4.部分送端省份跨区输电量占当地发电量比例太高,有被“飞地化”的趋势,需要统筹考虑当地资源与经济的协调发展问题,避免陷入“资源诅咒”。
5.部分受端省份跨区受电量占当地用电量比例太高,需要统筹考虑省内、省间与跨区域电力协同保障问题。特别要重视通过政策、市场手段,发挥当地资源(如可再生能源、分布式能源、节能与能效、储能、需求侧响应等)价值,发挥云大物移智、区块链等先进ICT技术价值,发挥源网荷储的智能互动价值。
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6月份,省间中长期市场按工作日连续运营,共达成6月月内及7月月度交易224笔,交易规模367亿千瓦时。一是达成向家坝、溪洛渡、白鹤滩、长海等大水电增送交易10.3亿千瓦时。二是达成庆东、坤渝、灵绍、天中、陕武、吉泉等直流配套电源及阳城、温池、锦界、府谷电厂增送交易86.8亿千瓦时。三是达成华北、
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迎峰度夏及迎峰度冬期间电网负荷攀升,电力保供形势偏紧。国网华北分部扛牢电力保供安全责任,依托大电网互联优势,统筹华北电网资源,深入打造华北电网电力保供“大枢纽”,创新错峰交易机制,挖掘跨区跨省通道送电能力,扩大跨区跨省交易规模,提高资源配置效率,强化电力互济互保,扎实做好迎峰度夏
近日,北京电力交易中心发布《跨区跨省电力中长期交易实施细则(2024年修订版)》(以下简称《实施细则》),结合全国统一电力市场体系建设最新要求,进一步规范了跨区跨省电力中长期市场运营,为新型电力系统构建下更好发挥跨区跨省电力中长期交易作用、加快多层次统一电力市场建设提供了规则保障。一
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2023年7月11日,中央全面深化改革委员会第二次会议通过的《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》指出,要深化电力体制改革,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,用以推动能源低碳转型,促进新能源资源在更大范围内优化配置,加快实现“双碳”
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