书写能源大受端绿色转型新篇章

在中国式现代化江苏新实践中，构建新型电力系统是不可或缺的重要组成部分。今年7月，习近平总书记在江苏考察时发表重要讲话，指出江苏“有能力也有责任在推进中国式现代化中走在前、做示范”，为“强富美高”新江苏现代化建设领航定向。

（来源：中国电力企业管理 作者：翁爽 沈伟民）

江苏启航新征程，能源电力亦要有新气象。作为一个能源资源不足、对外依存度高的典型省份，怎样解决能源问题，确保能源安全，加快能源转型，是江苏高质量发展面临的关键问题，也是全面推进中国式现代化新实践、充分展现江苏“走在前、挑大梁、多作贡献”的关键基础。2023年，江苏省政府工作报告作出了以能源电力保供保障产业链供应链安全稳定的明确部署，对能源电力高质量发展寄予厚望。

面对习近平总书记的殷殷嘱托，面对新江苏现代化建设的时代考卷，国网江苏省电力有限公司（以下简称“国网江苏电力”）坚决扛起央企责任担当，以全力保障能源电力安全可靠供应、推进绿色低碳转型发展为己任，全面发力新型电力系统建设，凝聚合力、策马扬鞭、向新而行。

有干劲，更要有思路。过去，受端地区解决好能源短缺问题已十分不易；如今，在推进实现“双碳”目标下，能源保供和低碳转型两手都要硬，构建新型电力系统成为当务之急。国网江苏电力以问题为导向，早已开启思考、研究和探索：如何科学部署能源电力转型的步骤和阶段性安排？如何研判未来需求、如何优化供给结构、如何布局调节资源，以及需要怎样的政策机制？

今年8月，国网江苏电力在深入调查研究的基础上，交出了一套构建新型电力系统的顶层设计——《高标准构建新型电力系统实施方案》《新型电力系统主干网转型升级实施方案》《现代智慧配电网建设方案》，明确从主干网与配电网“两个战场”推进构建新型电力系统，围绕服务集中式新能源消纳和引导海量分布式新能源、多元负荷互动“两条主线”，探索绿色、安全、经济、高效综合最优的能源电力高质量发展之路。

着眼于“新”，付诸于“实”。自2021年3月中央财经委第九次会议首次提出构建新型电力系统起，国网江苏电力就迅速行动，边思考边谋划、边实施边验证，全系统上下耕耘不辍，已经初见成效。

强化主网：

着力资源增量 深挖存量空间

江苏电网东联上海、南邻浙江、西接安徽，是国家电网系统内规模最大的省级电网。经过多年发展，江苏电网进入特高压、大电网、高负荷时代，已建成特高压“一交四直”、500千伏“七纵七横”和220千伏分区运行的交直流混联骨干网架，负荷破亿成为江苏电网运行常态。

这样一张主干网不可谓不强大，但江苏用电负荷基数大，今年电网调度用电最高负荷已达1.32亿千瓦。目前江苏总体上处于工业化阶段，苏南地区即将进入后工业化阶段，中长期内电力需求仍将保持稳定增长，如果以5%～6%的年增长率计算，一年最高负荷就将增加660～800万千瓦。“这意味着我们花五年时间建成一条特高压直流输电通道，一年的新增负荷就可以全部吃掉，江苏电力保供压力仍然巨大。”国网江苏电力董事长、党委书记谢永胜表示。

面对保供挑战，持续推进外电入苏至关重要。2012年，锦苏特高压直流工程投运，江苏电网进入特高压时代，十一年来，江苏形成了“一交四直”特高压受电格局，外来电在江苏电力保供中发挥了重要作用。目前，国网江苏电力继续以扩大区外来电规模为重任，推进后续新增直流的研究论证，明确送端配套电源，优化受端落地方案，确保电力安全供应。“持续扩大青海、内蒙古等西部地区的清洁电力引入规模，不仅有助于江苏电力保供，而且有益于提升江苏非化石能源消费比重。”国网江苏电力发展部副主任高正平介绍。

电要从远方来，也要从身边来。江苏地处东部沿海，大陆架浅，风力资源丰富，本地新能源的有效开发，是江苏构建新型电力系统、提升能源自给能力的必然选择。“我们正在加快推动龙源射阳100万千瓦、三峡大丰80万千瓦等海上风电开发建设，持续打造海上三峡；推动中核田湾200万千瓦、国华如东100万千瓦等光伏项目建设，大力支持海上光伏开发利用。”高正平说。

对外加大外电入苏，对内大力开发新能源，将为2025年江苏实现“非化石能源消费比重达到18%以上，力争超过20%”的目标提供有力支撑。但一个关键难题也随之而来：新增区外来电中清洁电力占比高，送端电网调节能力有限，输入的电力波动性大；省内新能源尤其是长江以北地区海上风电集中汇入，既存在高波动性，还存在过江输电能力不足问题。受两者叠加影响，新能源反调峰特性进一步加剧，系统转动惯量相应下降，电力供需平衡问题显现，对电网安全运行提出了更高要求。

为此，国网江苏电力一方面着力强化主干电网建设，持续提升供电能力和电网分区平衡能力，支撑电力安全保供；另一方面大力推进源网端调节资源布局开发，开展调峰、调频、惯量等调节资源规划，推动盐穴压缩空气、重力、飞轮等新型储能和电化学储能等建设落地，应用虚拟同步机等，最大化扩充电网调节能力。

2021年底，国网江苏电力建成投运国内最大规模的海上风电并网输电工程——全长703千米，跨越盐城、南通两市，包括通海、射阳、丰海三座500千伏变电站的江苏沿海第二输电通道工程，为海上风电的并网消纳提供了有力保障。

2022年7月1日，建成投运世界上首个应用常规直流加柔性直流的混合级联特高压直流输电技术的白鹤滩—江苏±800千伏特高压直流工程，其受端姑苏换流站低端采用柔性直流输电技术，具备功率互济功能。今年4月21日至7月1日间，经国调中心批准，姑苏换流站切换至功率互济运行模式运行累计45天，将苏州北部电网的20万～100万千瓦电力调剂注入南部电网，总电量达5.1亿千瓦时，有效解决了苏州南部电网供电的燃眉之急。

2023年7月2日，建成投运境内第六条高等级过江输电通道——500千伏泰州凤城至无锡梅里输电线路工程，最大输电能力达330万千瓦，由此将江苏“北电南送”过江输电能力提升近20%，有效满足苏南负荷中心用电需要，促进长江以北地区风、光等清洁能源的高效消纳和能源资源在更大范围的优化配置……

在加强网架建设基础上，江苏的调节资源建设正多点发力。早在华东电力调峰辅助服务市场2019年元旦正式试运行前，国网江苏电力就推动并服务省内火电机组实施灵活性改造，调峰深度由此前的一般50%额定出力提高到40%额定出力。此后，江苏火电机组灵活性改造深入推进，调峰能力持续提高。其中，华润彭城电厂3号机组改造后的深度调峰能力达到了20%额定出力的高水平。

在储能设施建设上，国网江苏电力主动作为，全力服务。今年5月，建成投运张家港2万千瓦乐余储能电站。这两个电网侧储能电站初步构成苏州“城市储能群”，有效提升了苏州电网灵活调节和新能源消纳能力。去年5月，我国首个盐穴压缩空气储能电站——常州金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目正式投产，可为江苏电网提供±6万千瓦调峰能力，在随后的7、8两月夏季用电高峰期就响应40次调峰指令，为迎峰度夏保供电贡献了力量。

如今，江苏储能电站规划建设如火如荼：三峡集团投资10亿元的如东丰储20万千瓦／40万千瓦时共享储能项目即将调试并网；容量为2.5万千瓦／10万千瓦时的如东重力储能项目主体工程已于9月底顺利封顶，年底将实现部分投产；总装机120万千瓦的江苏国信连云港抽水蓄能电站今年6月获核准后，建设已全面铺开……

国网江苏电力还积极争取并协助政府推进新上2330万千瓦高效煤电机组的规划建设，按照“能并行、不串行”的原则加快推进接入系统和送出工程可研前期工作，同时协助并推进华能南通、大唐南电、江阴等一批燃气机组规划建设，由此增加电网惯量，为电网安全稳定运行提供可靠保障。

在发展新增资源的基础上，着力挖掘存量空间更成为国网江苏电力强化和提升主干网输电能力的利器。江苏电网规模大、密度大，新建线路空间有限，长江以北电力资源相对富集而负荷中心在长江以南，随着电力增长和优化配置需求不断升级，江苏省内北电南送压力凸显。

“根据测算，到2030年，江苏至少需要增加过江输电能力1000万千瓦。”高正平告诉记者，“而江苏跨江输电断面通道空间资源极其紧缺，新建常规架空输电通道十分困难，新增常规交流通道对断面输电能力的提升作用有限，难以适应新能源发展对电网灵活性、可控性的要求。”

在有限的空间里做大文章，国网江苏电力长于此道。创新应用“嵌入式”直流技术，改交流输电为直流输电来提升北电南送过江能力是其给出的解法之一。

记者了解到，相较于传统的远距离、大容量直流输电技术，“嵌入式”直流输电技术充分挖掘现有电网的供电潜力，利用现有架空输电线路、现有或预留交流电缆通道，构建交直流混联电网，在有限的输电走廊空间内大幅提高电网关键断面的输电能力，满足电网发展需求。

今年3月，以“嵌入式”直流为核心技术的扬州—镇江±200千伏直流输电工程开工，9月26日长江大跨越段换线完成。该工程是国内首个将交流输电改造为直流输电的工程，也是我国新型电力系统建设试点工程，工程投产后将输电能力提高到原来的6倍，对我国用电需求大、电网饱和度高、新建空间有限的区域电网结构优化具有重要借鉴意义。

“以上创新示范工程是在深刻把握新型电力系统关键技术机理的基础上，结合江苏电网转型升级实际需求，开展的技术创新和实践创新，实现了电网新技术和典型应用场景的有机结合。”高正平表示，“对于各方面资源和约束都较为紧张的东部地区而言，通过技术的创新应用挖潜增效是建设新型电力系统的一个重要思路。”

变革配网：

聚合分散资源 优化运行机理

身处于后信息社会，开放、共享、融合与交互成为时代的重要特征。电力系统作为最大的人造网络系统，其变革的底层逻辑同样深刻地体现出了以上特征。相对于传统电力系统向社会提供电力的单一价值，新型电力系统则以源网荷储的灵活互动，实现更加广泛而多元的价值交互。而承载这一变化的核心关键，便在于配电网。

江苏城镇化、电气化水平较高，江苏配电网的转型，背后蕴藏着巨大的价值空间。“作为联结主网、用户及各类分布式能源的纽带，配电网在能源转型新形势下，不仅要持续增强供电保障能力，还需要加大力度提升资源配置能力、绿色发展能力。因此，建设现代智慧配电网是高标准履行企业责任、高标准支撑新型电力系统落地的必然要求。”谢永胜表示。

配电网转型的一大重要特征，是从“无源”变为“有源”。传统配电网，从主电网变电站中取电，配电网并不直接连接电源，即为无源配电网，但随着分布式新能源爆发式增长，越来越多的分布式电源直接接入配电网，对其安全形成了冲击和挑战。截至9月底，江苏年内新增新能源装机986.9万千瓦，其中分布式光伏838.4万千瓦，占比高达85%。“由于新增分布式光伏主要集中在400伏电压等级，局地呈现爆发式增长，在部分电网基础相对薄弱且光伏高渗透地区，易出现台区重载、倒送主网等问题。”国网江苏电力设备管理部配电处副处长朱卫平说。

源在变，荷也在变。配电网与广大用户相连，而今天的用户已经发生重大变化。伴随着分布式电源发展壮大，负荷侧产消一体化趋势明显，楼宇、学校、医院、酒店、厂房等用电主体都可能演化成为集分布式电源、用电负荷、配电设施于一体的微电网。此外，随着电动汽车快速发展，在城市高负荷地区，如遇充电负荷与空调负荷双峰叠加，将导致局部配网供电能力不足。

配电网源荷双侧发生的重大变化，对源网荷储多元主体互动、主配微协同高效运行提出了更高要求。“源荷协同方面，源荷时空不匹配加剧，潮流潮汐特征凸显，配网侧就近平衡困难、网格自治能力需进一步提升。主配网协同方面，新能源接入对各级电网影响重叠交织，需统筹分层分级供需平衡和调节资源配置，提升主配网互济支撑能力。”朱卫平表示。

针对配电网发展面临的新形势，国网江苏电力确立了打造现代智慧配电网的整体思路：聚焦“双碳”战略目标，以服务能源绿色转型和电力安全保供为主线，评估新能源及新型负荷发展趋势，分析各级电网承载及运行调节需求，构建主干网、配电网及微电网协同运行控制技术架构，加快可调节源荷聚合、全网平衡分析计算和源荷协同互动等能力建设，通过开展配网网架升级、电网数字化转型、全局协同运行调控、政策创新突破等重点工作，将配电网打造成资源配置平台，以支撑主网运行安全稳定、配网运营经济高效、客户服务精准多元。

有关思路的阐述或许稍显抽象，但记者在实地调查探访过程中，真切感受到了配网升级网架、聚合资源的成效。

升级网架方面，国网江苏电力构建系统仿真评估分析系统，精准评估配网承载力，常态化开展全省全量配电线路分布式光伏接入承载力量化分析，定位网架薄弱环节，精准指导配网增容改造。

“根据不同区域经济发展水平和供电可靠性目标，开展配电网供电能力和健康水平量化评估，梳理停电大时户数等异常事件，从设备运维、网架优化、自动化布点等方面精准补强管理和技术短板。”朱卫平表示。

朱卫平告诉记者，在网架升级中，需要考虑怎样的技术路线最经济、投资性价比最高。“优化网架必须‘量体裁衣’。对于用电负荷与光伏发电较为集中的区域，我们通过增加线路回数、适度扩容配电变压器，或网架补强延伸等办法解决。但在某些场景下，这种传统解决办法并不经济，特别是处于供电片区边缘位置的配网补强成本很高，通过光储构网提升末端供电能力和可靠性更具经济性。此外，我们还在配电台区创新应用低压柔直技术，以此提升台区关口和用户的电压合格率至100%。”朱卫平说。

扬中是江苏分布式光伏渗透率最高的县（市、区）之一，屋顶光伏发展迅速，渗透率高达70%，亟需解决分布式光伏对台区变压器和线路承载力带来的冲击。2021年下半年，国网江苏电力组织镇江供电公司、国网江苏电科院，联合扬中市政府在新坝、油坊两镇试点开展新型电力系统示范区建设，重点打造中压柔性互联、低压柔性互联、台区分布式储能、光储充微网等四类示范工程，并于2022年全部建成投运，试点区域内分布式光伏就地消纳率由65%提升至80%。

分布式新能源“不听话”令人头疼，如何让它“听话”？聚合资源、响应电网需求，是一种很有效的思路。具体而言，就是将分散的分布式资源以虚拟电厂、微电网为单元进行聚合，构建数字智能响应系统，使其具备参与电网调节的能力。国网江苏电力吸纳国内外先进经验，开展省内分布式资源调控试点，充分发挥数智赋能作用，加快建设适应新能源发展的调度运行体系，实现全景智能化感知、全局智能化分析，运用市场机制或调控指令对微电网、虚拟电厂进行调节控制，实现主配微网高效协同运行。

在国网江苏电科院，记者实地了解到通过业务架构重塑和技术手段应用，将社会分布式资源有效整合，并以微电网的形式整体接入配电自动化系统，与电网实现良性互动的过程。

“微网是高比例分布式电源接入的重要载体。分布式电源规模化发展必将使微电网大量存在于配电网中。配网原来只需向用户供电，但在分布式光伏大发展形势下，除了供电，还需承载用户向主网返电的功能，协调运行难度很大。于是，在构建新型电力系统背景下，主配微协调运行成为各地普遍面临的共性问题。”国网江苏电科院继电保护自动化通信技术中心主任高磊告诉记者。

今年9月1日，国网江苏电科院配电楼微电网通过该院自主研发的能源网关，接入南京江宁配电自动化主站，成功实现了远程协同调控。当天，江宁主站通过无线专网向该院配电楼微电网的能源网关发出负荷调控指令，不到30秒，其储能装置放电功率由1.5千瓦升至27.5千瓦，整个微网负荷由35.8千瓦压降到了10千瓦。这意味着微电网从用户独立管控状态转变为与配电网互动状态。

“接入我院微电网系统的有光伏、储能、充电桩、空调等可调控负荷，日最大可调节负荷裕度为212千瓦。目前，我院已开展智能楼宇、城市充换电站、园区交直流微电网、虚拟电厂等多种典型配微协同场景的试点。”高磊介绍，能源网关可根据指令要求把目标任务在微电网内部进行分解。上述四种场景中的分布式资源现已全部通过能源网关接入配电自动化主站，并完成了实时可观可控的功能验证。

除了南京江宁的电科院园区项目，扬中等地也正积极打造主配微网协同运行综合示范，验证主配微协同技术架构功能、中台服务支撑能力、数据交互安全性，以高效汇聚可调资源，有力支撑电网转型发展。“我们致力于打造‘江苏样板’，期待江苏的配电网变革实践为全国现代智慧配电网建设贡献‘江苏经验’。”谢永胜说。

数字驱动：

强化顶层设计 应用走深走实

配电网转型的种种典型场景中，无论是资源聚合还是智能调控，处处彰显出数字化的巨大力量，而这只是数字技术赋能新型电力系统建设的冰山一角。

今年3月，国家能源局印发《关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》，指出“针对电力、煤炭、油气等行业数字化智能化转型发展需求，通过数字化智能化技术融合应用，急用先行、先易后难，分行业、分环节、分阶段补齐转型发展短板，为能源高质量发展提供有效支撑。”

毫无疑问，数字化已成为各行各业转型升级、挖潜增效的有力抓手，开展数字应用已成常态。然而，数字应用单点发力不难、点到即止不难，系统规划、走深走实却不易。国网江苏电力的数字化转型，既有顶层设计，又有执行能力；既有价值引领，也有应用落地，让数字技术应用不仅仅停留在“看得见”，而且实实在在地“起作用”。

国家电网公司针对企业数字化转型，提出了“三融三化”的总体要求，即主动融入电网业务、融入基层一线、融入产业生态，推进架构中台化、数据价值化、业务智能化。基于这一要求，国网江苏电力聚焦新型电力系统建设和企业高质量发展的实际需求，研究构建了江苏新型电力系统“五层三平台”应用体系架构。

“五层包含物理电网层、自动控制层、数字电网层、数字应用层和价值创造层。物理电网层即实体的电网以及各种电网设备；自动控制层即通过先进通信技术使设备具有感知能力，进而助力调度运行更加灵活、智能；数字电网层即通过数字化手段来实现数字电网对物理电网的精准映射，也就是数字孪生电网；数字应用层指具体的应用场景；价值创造层指的是打造开放自主的数据应用生态，发挥数据共享价值。三平台指能源智慧调控平台、数字电网服务平台、业务应用服务平台。”国网江苏电力数字化工作部主任许扬介绍，“通过建立‘五层三平台’架构，全面深入地将数字技术融入电网发展与企业发展之中，打破企业在开展数字化转型中浅尝辄止、浮于表面，数据流和业务流两张皮的窠臼。”

开展电网数字化转型的基础，是打造一个强大电网数字底座。在构建新型电力系统的任务下，需要一个怎样的电网数字底座与之匹配？

“首先，要有速度。国网江苏电力建成了高速通信网络，实现‘万兆到市、千兆到县、百兆到所’；其次，要有广度，我们的电力无线专网规模居全球之首，接入各类终端30万个，打通了配用侧控制与交互的‘最后100米’，节约光缆建设投资超过25亿元；第三，要有频度，我们构建了行业最大的工业互联网平台，支持千万级终端分钟级感知数据并自动采集和分发。”许扬告诉记者，“根据‘五层三平台’架构，在通信、算力等数字化基础设施建设基础上，我们重点开展数字电网层建设，围绕新型电力系统‘源、网、荷、储’全要素类型，打造资源完整、拓扑贯通、坐标精准的静态电网，叠加实时量测、动态拓扑数据及三维、影像AI识别资源等多元要素，打造全要素多维多态一张图。基于一张图汇聚贯通数据，构建数字电网计算推演引擎，通过将人工智能等先进算法与传统分析方法相结合，攻克拓扑异常、参数不准、量测缺失等难题，在国内首次实现了省级配电网4.3万条线路、千万级节点的大规模实时在线计算及仿真推演，以‘数据+计算’模式，引领配网透明化提升，真正通过数据的连接、汇聚、建模，精准刻画实体电网，实现实体电网在数字电网的动态呈现和仿真推演，服务电网运行、设备管理、客户服务和企业经营全场景业务高效开展。”

在国网江苏电力重要科技支撑单位之一的江苏方天电力技术有限公司，记者发现数字技术在构建新型电力系统各业务领域全面开花——

新一代用电信息采集2.0系统是国网首个超大型的用户侧用电数据信息系统，覆盖了江苏全部66万多台公用配变、33万多高压用户、624万多工商业用户和4337万多居民用户等，为营销、调度、配电等专业16个内部系统提供数据支撑；

新能源发电数据平台覆盖了全省400伏及以上全部5707.5万千瓦新能源电站的发电数据监测，汇聚了新能源电站单机数据和高精度天气数据，实现了资源监视、资源评估、发电预测、消纳分析等功能，提高了新能源并网风险预警能力、助力新能源全额消纳；

新型电力负荷管理系统汇集了工业、空调楼宇、居民、充电桩、储能等多种实时可调柔性负荷资源，建立了价格资源实时调控模型，提高了电网面对突发情况的应急处置能力；

能源互联网营销服务系统（营销2.0）集成设计和江苏省侧业务上线，作为国家电网公司首个双中台核心业务系统，承载了全省逾5000万电力客户的业务办理、客户服务、电费交纳等经营业务；

无人机智慧运检系统可对“移动机场+固定机场+人工自主”的无人机协同自主巡检作业模式提供全方位支撑，实现巡检作业流程全线上闭环流转，为无人机装备提供全寿命周期管理……

各类数字技术应用场景不胜枚举。“我们研发立项以需求为导向，着眼前瞻性与实用性，致力于在数字化转型补链强链延链方面开展研究和转化，如推动设备模式智慧迭代、支撑新能源可观可测可调可控、探索源-网-荷侧全链新型储能实时全景感知，通过硬件和软件两方面的成果产出，为省公司业务开展和新型电力系统建设提供科技支撑。”江苏方天电力技术有限公司主要负责人张天培说。

记者发现，国网江苏电力的各类数字信息平台不仅各具功能，同时能灵活交互，实现数据贯通，这也使得数字技术的应用打破了专业壁垒，促进了跨部门合作与协同，深刻重塑了企业内部管理。“我们在国家电网系统内率先建设企业级实时量测中心，汇聚了公司内部各环节、各专业数据，形成了开放自主的数据应用生态，使数据主人真正能够用到数据、用好数据、会用数据，进一步释放了数据生产力。”焦昊表示。

政策引导：

激活多方主体 释放最大效能

构建新型电力系统，技术创新与政策引导保障缺一不可。以高水平政策机制促进建立开放的市场环境，才能激发新型电力系统链条上每一个参与者最大限度地发挥主观能动性、释放效能。

今年7月，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，指出新型电力系统较之传统电力系统，在物理形态上最大的变化体现在“储”的环节增加。作为电力系统中新的参与者，储能的价值如何发挥，是一个全新课题，需要科学的政策引导储能投资建设和参与市场竞争。

以德国鼓励光伏配套储能建设的政策为例，记者了解到，2013年，德国出台30千瓦以下光伏配套建设储能的补贴政策。根据德国政府批准的《2022年年度税法》，从2023年1月起，小型屋顶光伏及配套储能系统的进口、购买、安装均免征增值税。截至2022年底，德国户用储能规模总容量已达310万千瓦。这种户用光储一体化模式实现了低压分布式光伏本地消纳的最大化，减少了对配网的冲击和影响，避免了使用传统配网补强办法的高成本投入。“政策的有效引导，将激发多种技术路线百花齐放，多方利益主体协同发力，更经济、高效地解决难题。”朱卫平表示。

为此，国网江苏电力学习借鉴国际国内分布式电源配建储能政策经验，拓展储能应用场景，推动“光伏+储能”发展，推动政府出台分布式电源配建储能政策，对用电峰谷差较大的工商业用户试点配储政策，在农村集中居住区、别墅区探索推行户用分布式储能，提高负荷侧可调节能力。记者了解到，今年1～9月，国网南京供电公司推动新建或备案开工的工业储能项目达17个，规模合计近80兆瓦。

然而，目前储能投资成本高、盈利模式单一，缺乏参与现货市场、容量市场和辅助服务市场的机制，社会投资参与储能建设意愿仍有待提升，其规模化调节能力尚未形成。

在加快布局源网灵活调节资源的基础上，国网江苏电力把目光重点投向了负荷侧资源这块宝藏的开发。

早在上世纪90年代，江苏就开展了以提升能效为目标的电力需求侧管理探索；进入21世纪后，更在需求侧的用电负荷管控、需求响应开展等方面积累了较为丰富的经验。国网江苏电力市场营销部市场营销处处长阮文骏告诉记者，为了深入挖掘客户侧可替代、可节约、可调节的负荷资源，国网江苏电力率先做到了50千伏安及以上容量的客户负荷管理终端全覆盖、大工业客户灵活费率智能电表全覆盖，为开展需求响应奠定了坚实的物质基础。

当前，江苏电力现货市场、辅助服务市场尚未完全规模化运营，为了更好地激活负荷资源，国网江苏电力推动政府科学划分峰谷时段，进一步完善分时电价机制，合理确定峰谷价差，建立健全尖峰电价及深谷电价，强化与电力需求侧管理政策衔接协同，通过价格信号引导各类负荷资源主动参与电网调节，合理削峰填谷。自2021年以来，江苏连续三年调整尖峰电价政策，不断优化尖峰电价执行时段，实现尖峰时段与高峰时段的高度契合，充分释放市场调节作用，助力企业降本与电网增供互利共赢。

“过去，我们开展需求响应，大多是工业用户参与，近两年已渐渐有非工业用户主动参与，如商业综合体、数据中心，甚至电动汽车充换电站等，用户参与需求响应的积极性与价格机制的引导密不可分。江苏负荷侧的灵活资源潜力很大，我们以‘绣花功夫’‘挤海绵’方式，一户户摸排，力求将负荷侧的调节效应发挥到最大。”阮文骏说。

2022年迎峰度夏期间，江苏省发改委创新建立需求响应“一次申报、阶段邀约、随时调用”机制。“一定阶段内，用户只需申报一次，这一阶段出现电力缺口我们可以随时向其调用，如果调用资源不够，还可以及时增补，资源池也会实时更新。去年我们的资源池填补了1000万千瓦的电力缺口。实际上，在动态邀约过程中，我们资源池的调节能力达到了缺口的1.2~1.5倍。”阮文骏说，“聚焦新型电力系统建设，我们坚持负荷侧全价值管理，提出了能够阶段性实现最大负荷削减8%的资源池建设目标。”

需求响应持续进阶，虚拟电厂应运而生。作为近年来电力圈里最红的概念，虚拟电厂乘电改“东风”，迎来发展机遇期。

在苏州市吴江区，记者参观了国电投零碳能源(苏州)有限公司。该公司以虚拟电厂形式建设运营，目前聚合了307个用户侧源荷储资源，总计约91万千瓦，包含分布式光伏、用户侧储能、充换电站、工商业负荷等元素，统一接入其智慧服务平台。该平台同时接入新一代调度技术支持系统（地调侧），初步实现云云互联及数据交互，并于今年8月25日接入江苏电网调度控制系统，正式上线运行。

该虚拟电厂目前已具备参与电力调度机构短期辅助交易、省电力交易中心中长期辅助交易、省发改委需求侧响应三种交易的能力。“我们将继续在省发改委和电力交易中心指导下，逐步推进现货市场和碳足迹认证服务，推动虚拟电厂常态化参与电力辅助服务，为电力保供和实现‘双碳’目标提供有力支持。”该公司副总经理姚宗林表示。

大道不孤，众行致远。新业态的成长，需要各方通力合作，共促发展。以建市场为手段、提能力为目标、推重点为抓手，国网江苏电力积极争取政策支持，推动虚拟电厂与常规电厂、储能电站等具备同等市场地位，打造虚拟电厂参与调峰、调频、辅助服务等多类典型业务场景。

“我们加强与政府沟通协调，争取共享储能推广、网源协同发展、电碳市场等的支持政策，为新型电力系统创新发展提供政策保障。对于条件比较成熟的领域，推动省级主管部门直接出台政策机制；对于条件尚不成熟的领域，推动省级主管部门出台指导意见，推动试点市、县、园区出台具体配套政策，形成‘有为政府’和‘有效市场’充分结合的配套体制机制，高质高效推进全社会开放环境下共担共建共享的新型电力系统建设。”谢永胜表示。