构建受端电网大消纳场景，走好绿色低碳转型之路

国网浙江省电力有限公司积极落实《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》，立足浙江“山海多能互补电源集群”特征，发挥浙江“区域电网互济枢纽”和“能源智慧调节枢纽”的基础优势，紧扣绿色、安全、经济转型方向，创新提出要构建大受端下大消纳、大枢纽下大调节、大经济下大支撑等三大省级重要场景。

今起，我们联合公司发展策划部、国网浙江经研院，推出系列文章，解析国网浙江电力构建新型电力系统省级示范区重要场景的构建思路。

浙江是资源小省，但作为经济大省，用能需求高，GDP和最高用电负荷分别位列第四、第三位，能源供应需要大量外部输入支持。电力是地区高质量发展、现代化先行最核心的要素之一，既是能源绿色低碳发展主要形式，也是保障安全可靠供应的重要力量。

紧扣浙江区外清洁电跨区配置需求高、区内山海电源发展联系强、多类型清洁电源互补潜力大等特点，国网浙江电力积极拥抱新能源快速发展契机，坚持“电从远方来，也从身边来”的思路，推动增加跨区通道，做大区外受入总量，全力提升新能源消纳能力，构建受端电网大消纳场景，走好能源绿色低碳转型之路。

能源结构转型进入深水期

以全国1%的土地、4.7%的人口和5.4%的能源消费总量，创造了全国6.4%的国内生产总值。在2023年8月举行的浙江高水平推进生态文明建设先行示范新闻发布会上，浙江省发展改革委主任杜旭亮在回答媒体有关绿色低碳转型发展提问时给出了这组数据。

浙江用能需求持续高位运行。过去二十年来，浙江以8.8%的用电增速，支撑了全省9.6%的年均GDP增长率。今年前9个月，浙江全社会用电量达5115亿千瓦时，同比增速达10.55%，其中工业用电量3275亿千瓦时，同比增长8.7%。

今年夏季用电高峰，浙江最大负荷冲上了1.23亿千瓦，同比增长11.8%。用电负荷“双峰”特点更加明显，原本的午间低谷用电需求增加、负荷曲线“由凹变凸”，晚间高峰用电需求集中、爬升快，保供压力和尖峰负荷的应对压力日益加剧。综合分析预计，浙江用电负荷仍将保持较快速度增长，而今年的峰值很可能就是明后年的常态。未来短时尖峰、高峰负荷的安全保障仍然需要科学有效应对。

电从远方来，来是清洁电。

浙江一次能源资源有限，化石能源自给率不足5%，电力能源对外需求高也促成了外部清洁电能入浙消纳。“十四五”以来浙江外来电比例持续在三分之一以上，最高达到日负荷的四成以上；外来清洁电量比例保持36%以上，并随着省内购买更多清洁电，这一比例持续提升。特高压直流对保供发挥“顶梁柱”支撑作用，至2024年10月底，宾金、灵绍、白浙等三大“西电东送”特高压直流工程已累计向浙江输电超7000亿千瓦时，有效缓解了省内供需紧张形势，形成西部外来电和东部沿海电源群为支撑的供应格局，实现安全保供、清洁保供、稳价保供并举。

电也从身边来，就近保供应。

近年来，三门核电一期、仙居抽水蓄能电站、浙能乐清电厂等重大项目陆续投产，有效提升大型常规能源保供能力。新能源成为电力保障新力量，风光新能源装机增长率连续三年超30%，能源结构转型加快演变。6月底，浙江清洁能源装机达7118万千瓦，占全省电力装机总量的52%，首次超过火电机组容量。其中，新能源装机占比超全省装机容量的三分之一。

新能源的高比例接入，也存在“晚峰无光、极热无风”的另一面，带来高峰保供平衡难、平时消纳压力大等新特点新难题。面向新能源发展不确定、运行不确定、稳定特性不确定等问题，国网浙江电力依托示范区建设，持续攻关充裕保供、安全稳定新课题，实现了今年平稳度夏，保持了省内风光新能源100%消纳。新能源、外来电的“两多”发展形势，也要求深化构建和完善受端电网大消纳场景。

融入全国清洁能源消纳大局

7月29日，国家电网宣布甘肃至浙江±800千伏特高压直流输电工程开工建设。该工程是国家“十四五”重点输电工程，是保障浙江电力可靠供应的战略支撑性项目。

工程配套接入电源1520万千瓦，其中新能源1120万千瓦，占比73.7%，是首条入浙的以新能源为主体的特高压直流。投运后，预计每年可向浙江输送电量超360亿千瓦时。

国家层面已把以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地的建设作为新能源发展的重中之重，也将是未来浙江外来电重要来源。甘肃作为我国新能源综合开发利用示范区，能源资源种类齐全，风能、太阳能技术可开发量分别居全国第四、第五位，是我国重要的清洁能源基地和西电东送的主通道。甘电入浙工程的开工建设，将为甘肃清洁能源大基地的消纳提供强有力支撑。

工程还将首次采用特高压柔性直流输电技术，其核心设备是国际首创的大容量IGBT和换流变，代表着电力工业换流的最高技术等级，该技术能实现电流反向传输和毫秒级控制，支持送受两端能源互济。“甘浙直流”的建设也将为今后“沙戈荒”基地新能源大规模稳定外送提供示范。

在积极布局特高压直流入浙的同时，国网浙江电力科学统筹省内电源与外来电，加强省内特高压交流骨干网架建设，着力构建内部互补疏散，跨区互济配置的高承载电网。从能源布局看，浙江源荷逆分布特征明显，浙东南核电、浙东海上风电及浙西南抽蓄等清洁能源基地正在大规模建设，浙北则是浙江负荷中心，500千伏主网架无法完全满足接入和传输。打通浙江的“西电东送”、“南电北送”通道，实现能源资源的省域范围优化配置，打造省内成环的特高压交流电网提上日程。

今年6月，浙江特高压交流环网工程完成环评公示，进入开工前准备工作。该工程起于浙北嘉兴，途经浙中宁绍、浙南台温，止于金衢丽的浙南站，网架结构T型向环形升级，形成一条高输送能力的电力“立交桥”，让南北的电气距离缩短一半以上，在电网遇到失去电压支撑、产生功率缺额的关键时刻能够“南北互助顶得住”。

特高压环网工程建成投产后，可将浙江电网特高压直流的承载能力由现在的3回提升至6回，为“十四五”后浙江第五、第六回特高压直流提供先决条件，让直流落点的选择更灵活。而随着骨干网架的不断完善，国网浙江电力还将深化“广义短路比”研究应用，不断融入直流馈入安全稳定等新机理，确保网架坚强、安全受入，积极融入全国清洁能源消纳大局。

高质量消纳分布式光伏

浙江是分布式光伏建设大省。截至2024年9月底，浙江光伏总装机容量4229万千瓦，其中分布式光伏3493.3万千瓦，占比82.6%，也是浙江第一大新能源装机。

浙江光伏电源发展速度快、潜力大，可开发量超2亿千瓦。面向未来可预见的海量分布式光伏，亟待解决更精准预测、更可持续消纳、更经济高效运维等问题。国网浙江电力从贯通能源链、聚合数字链、创新价值链三个维度出发，在提升并网服务水平、建立光伏全链条管理模式、健全光伏入市配套机制等方面积极探索，保障高质量消纳。

首先，开展光伏发电高精准气象联合预测研究与实践。

通过互联网大区接入墨迹天气、省气象服务中心等多源数据，对于集中式光伏电站，建立基于动态聚合分析的新能源集群功率预测模型。对于接入配电网的10千伏和380/220伏分布式光伏，按照县域、母线、台区进行分层分级信息建模，并按照气象资源监测点布局进行网格划分预测。

同时，引入人工智能算法，创新“微气象和网格化”的分区功率预测方法，构建高精度新能源功率预测平台，预报数据的空间分辨率提高至1公里级别。目前，该技术已在全省试点应用，光伏、风电预测率提升至97%、92%左右。

其次，解决超高渗透率接入消纳问题。

为安全有序消纳高比例分布式光伏，从规范接入、平滑出力、精准预测、谐波治理四个环节对新能源进行规范化管理，引导分布式光伏健康有序发展，减少对电网的冲击。

建设分布式光伏群控群调系统，实现对分布式光伏无功（即电压）的自动优化调节，提升对分布式光伏的可观、可测、可调、可控“四可”水平。同时，为满足高比例分布式光伏对配电网承载能力提出的更高要求，主要从网架提升和数智化改造两方面着手，对网架进行标准化建设和差异性优化，形成坚强网架建设模式，推进电网设备自动化和智能运维“双升级”。以浙江海宁尖山为例，该技术的运用让该区域在超高光伏渗透率下实现全消纳。

第三，构建光伏高效运维和智慧结算体系。

国网浙江电力自主开发了智能光伏运维系统，可以实现对分布式光伏电站输出功率的差异化实时检测，是包含一整套面向光伏电站的人工智能算法系统。每一块光伏板是否“健康”均在时时掌握中，联动无人机、屋顶清洗机器人，可以实现光伏运维高效、精准。系统应用以来，光伏发电有效利用小时数比社会平均提高了80小时。

针对光伏结算多环节、多主体等难题，创新开发了“阳光掌柜”智慧结算系统，实现全域光伏全流程自动开票服务，大力提升业财融合效率，极大降低财务工作压力，保障开票信息的准确性和实时性，节省企业运营成本。此外，围绕新能源市场化发展需求，不断探索推出绿电交易、碳资产委托交易、绿色金融贷款、光伏资产信用抵押等相关的服务，激活新能源产业市场化发展新动能。

向海开发“电力蓝色油田”

“电从海上来”是未来浙江电力能源自给能力提升的重要来源。

浙江拥有全国最长海岸线6486公里，沿海大核电、大海风、大火电、滩涂光伏及海洋能等理论可开发量超4亿千瓦，这里将是浙江未来重要新型能源开发基地。

浙江在海上风电开发上均具有一定的自然资源优势，考虑相邻的国管海域，海上风电理论可开发容量达到2.5亿千瓦时，是浙江名副其实的“电力蓝色油田”。如何把4000利用小时数的亿级千瓦海上风电转变为浙江能源的支撑性力量，破解好海上能源基地大消纳问题，是新时期浙江新型电力系统构建的重要使命。

第一步，总体谋划，一盘棋考虑，不让“风”等“网”。根据《浙江省可再生能源发展“十四五”规划》，到“十四五”末，浙江风电装机将达到640万千瓦以上，新增装机450万千瓦以上，主要为海上风电。对此，国网浙江电力将重点在宁波、温州、舟山等海上风电开发规模集中区域配套开展新能源输电规划。到2027年，浙江海上风电500千伏配套送出222公里，220千伏310公里，总投资将达到27亿元。届时，浙江海上风电年发电量将达到460亿千瓦时。

第二步，科学分析，精准预防，不让“风”误“网”。海上风电因其电力电子特性对系统稳定并不“友好”，大规模并网容易造成系统宽频振荡以及电压谐波等问题。极端情况下，海上风电因其同步特性弱，容易发生集体脱网，可能造成大停电事故。国网浙江电力建成了国内首个省域新型电力系统全电磁实时仿真平台，针对未来大规模海上风电开发、并网的方向，该平台可以事前精准仿真不同运行状态下电网可能面临的风险，同时研判系统薄弱点，提出预防措施。该平台成为海上风电规模化开发的“安全分析师”。

第三步，加快前沿技术研发，推动产业升级，不让“风”离“网”。柔性低频输电技术是一种兼具交、直流输电优势的新型输电技术，在海上风电等大规模新能源送出场景具有广泛应用前景。此前，国网浙江电力已在台州建成投运世界首个柔性低频输电示范工程，实现了海岛低频风机直接并入陆上主网，为后续柔性低频输电技术用于深远海上风电“到岸”提供了技术储备。下阶段，国网浙江电力将持续探索多端柔性直流在海洋新能源开发上的场景应用，研究新型海上能源汇集形式和各类海上风电主动组网技术，推动多功能风电母港建设，进一步解决中远海风电资源的送出难、消纳难问题。