《浙江省能源电力数字化转型成果和协同创新生态研究》报告，由浙江华云信息科技有限公司牵头组织专家，通过数字化项目现场调研32次， 17次撰写讨论，专家组从能源电力的生产、存储、传输、消费、交易、治理等各环节总结分析，撰写浙江能源电力数字化转型升级的成果与协同创新实践成果，供产业参考。
第一篇研究报告第一章能源电力数字化转型趋势已刊载，可点击查看》》》，现今针对：能源电力生产、电力存储、电力传输数字化转型成果分析报告进行第二篇连载。
第二章能源电力生产、电力存储、电力传输
数字化转型成果分析报告
2.1能源电力生产
近年来，我国投入了大量资源发展水电、核电、风电、光伏等清洁能源发电方式，促使清洁能源发电占比逐年提高，但是火力发电依然占据主导地位。根据中电联统计，2019年中国火力发电量为50465亿千瓦时，占全国发电量比例为71.19%；2020年中国火力发电量为51743亿千瓦时，占全国发电量比例为70.62%，同比上升2.5%。另据数据显示，2019年我国二氧化碳排放量约100亿吨，其中发电环节排放占比约40%，其中火电仍然是碳排放最大的发电方式。可预见的，煤电在未来一段时期仍会是中国最重要的发电来源，但份额会逐渐下降，并且其定位将发生重大改变：从传统的承担基本负荷和平抑风光波动以保障电能质量，以“压舱石”和“稳定器”的角色支撑电力系统平稳安全运行，转向调节型电源，从电量主体角色转变为电力电量并重并最终向系统服务转型。从以燃煤为主的火力发电，转换到以新能源为主体的电力系统运行模式，将是整个“双碳”历程中最为艰巨的转变。
浙江省计划率先实现新能源的大踏步发展，进而领先全国落实“双碳”目标。《浙江省电力发展“十四五”规划》指出，到2035年，浙江省将率先建成以新能源为主体的新型电力系统，以支撑电力行业碳排放总量达峰后稳中有降。
2.1.1火力发电
(1)燃煤电厂发展趋势
① 装机容量比重下降，投资放缓
近些年火电工程建设投资持续下降，由2017年的1174亿降至2020年的489亿元。2020年底中国煤电装机容量占比首次降至电力装机总量的50%以下。2021年4月22日，国家主席习近平在出席领导人气候峰会时强调：“中国将严控煤电项目，‘十四五’时期严控煤炭消费增长、‘十五五’时期逐步减少。”这一发言框定了未来五年中国煤炭消费的曲线，也第一次明确了煤电的增长空间有限。
② 坚持“煤炭清洁、高效利用”
愈加严格的环保政策的实施与碳税、碳排放交易的压力，将要求煤电机组致力于开发更清洁高效的发电方式，而不断提升的新能源发电渗透率也对煤电灵活性调节潜力的挖掘和释放提出了更高的要求，燃煤电厂转型方向如下：
一是作为未来一段时间的供电主力，煤电节能潜力较大，做好洁净、高效的技术升级改造，树立先进企业为标杆。我国燃煤电厂近年来每年的运行时数只有4300小时左右，开工率不足，应将转型重点从扩大装机规模转移到洁净和提效上。
二是燃煤电厂需做好灵活性改造。当新能源在电网中的比例逐渐扩大时，对调峰电源的需求也逐渐升高，与新能源等电源相比，煤电具有较好的调峰性能。对于以煤炭为主要一次能源的国家而言，高调节性是煤电的新使命。
三是经营导向转变。随着电力市场从关注电量向电力转变，以及电力调峰辅助服务市场的建立，传统燃煤电厂的经营导向、企业内部的考核机制、业务流程也将发生深刻变化。
数字化转型将是推动煤电厂经营理念、生产方式、组织流程实现转型的重要路径。
(2）燃煤电厂数字化转型路径
数字化采购转型。重点是对煤仓煤种的分层监测、动态监测和自动化升级。通过燃煤全程特征码技术和入炉煤电子皮带秤数据，建立入炉煤分仓计量分析模型，实现对每班次的入炉煤进行分仓计量和分炉计量；对仓内燃煤建立煤种分层分析模型，对煤仓的煤种、煤质、煤量、煤位进行实时动态分析和监测。对入炉煤煤种切换进行实时精确预测，对煤种切换时间进行提示；通过对磨煤机热平衡分析，实现对煤种切换过程的实时监测。
数字化生产转型。重点在于充分应用火电企业过去宝贵的设备系统资源，如DCS一体化控制系统、SIS厂级监控信息系统等，以发电过程的数字化、自动化、信息化、标准化为基础，以管控一体化、大数据、云计算、物联网、AR虚拟现实为平台，集成智能传感与执行、智能控制与优化、智能管理与决策等技术，开展灵活改造与新旧系统融合，形成一种具备自学习、自适应、自组织、自趋优、自恢复的智能发电运行控制管理模式，实现更加安全、高效、清洁、低碳、灵活的生产目标。
数字化营销的转型。重点是优化产品配置，为客户需求提供各种高效的系统优化方案；在新的市场规则下，采用灵活的价格策略，满足不同用户需求，扩大电力销售。同时，信息交互构架应该在对内满足火电标准信息交互的基础上，实现业务数据的充分交互，兼顾与外部的信息交互需要（主要包括系统内主管各级单位的专有系统的信息交互，系统外与电网、政府职能部门的业务信息交互）。
管理数字化转型。依托数字化思维的深层次管理意识、机制的变革，进行管理流程和管理行为重新梳理，构建智能生产管理、智能经营、智能行政等管理模型，提高发电厂的服务和管理水平。充分应用报表指标平台、管理标准化系统等，提升经营、管理的智能化管控水平，利用好微信App等各类便携式智能终端，研究开发各类型业务的智能化应用，深化集中管控、大数据分析、远程智能办公等工作。
智慧电厂新旧系统融合架构图
案例
案例1：台二电厂
① 项目背景
浙能集团智能电厂示范项目是浙能集团以国家发改委下发的《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》（发改能源[2016]392号）为纲领，响应浙江省委省政府提出的“全面推动浙江制造数字化转型，建设一批‘无人车间’、‘无人工厂’”的号召，立足浙能集团“数字浙能”、“新浙能”战略规划，以浙江浙能台州第二发电有限责任公司两台具备深度调峰能力的1050MW机组为试点，利用先进的工业互联网、大数据挖掘、深度学习、5G通讯微网、VR虚拟现实等高精尖技术，将人工智能应用在发电厂生产、经营和管理等各个方面，打造“数字赋能、低碳排放、高效环保”的新型火电厂，实现信息流、业务流、价值流的交换与互动，满足绿色生态、安全可靠、优质经济等多目标要求。
② 项目功能
一个平台+八大模块：
一个平台：
浙能集团智能电厂以“赋能服务平台和智能生产应用研发”为项目建设的核心，依托集团工业互联网，利用微服务微应用开发架构，Docker技术封装微服务微应用，开发出设备数字镜像、指标建模、数理建模、故障推理、机理建模及可视化界面组态、分布式调度计算等灵活可扩展功能模块，快速实现集团云端赋能服务平台和电厂边侧应用生态的智能协同管控。
同时，赋能服务平台作为数据管理中心，与集团ERP系统、SIS系统、安健环系统等业务支撑平台实现互联互通，实现集团生产数据的统一管理及智能应用的自主研发。
八大模块：
1) 智能设备模块：借助大数据挖掘、人工智能技术，提升和完善设备的感知能力，构建可主动分析、主动诊断、主动跟踪、主动纠偏、主动学习的智能“设备体”，实现全生命周期电厂锅炉、汽轮机、发电机及主要辅机设备的智能化管理。
2) 智能运行模块：在发电生产运行中应用“云、大、物、移“等技术，通过大数据挖掘进行工况寻优与诊断，实现运行参数异常早期预警、系统故障自行诊断、机组能效劣化自动调整，降低运行人员的劳动强度，做到集控室少人值守乃至无人值守。
3) 智能燃料模块：以节能降耗、降本增效为目标，以智能燃料管理系统为统一管理平台，将智能卸船机、智能斗轮机、输煤机器人等智能辅机联通，实现燃料岛的数据自由互联；从而做到了从供煤、存煤、计量、化验、配煤掺烧等全部环节入手，实现燃料从离港到入厂再到入炉的全过程智能化管控。
4) 智能安全模块：以本质安全、有效管控为目标，运用三维仿真系统、人员定位、智能门禁、视频识别等技术，打造可视化管理平台实现人员信息互通共享、智能统一管控，对工作人员的作业地点、时间、内容、过程等信息进行全程掌控，确保人员作业安全规范，做到风险有效把控，实现“人防”到“智防“的转变。
5) 智能决策模块：通过打造生产经营数据统一管理平台，建立全成本、全价值的管控体系，对全厂生产经营数据进行采集与运算，填充短期成本分析和实时报价的数据空缺，核算短期发电边际成本，为现货市场实时报价提供依据。
6) 智能档案模块：对电厂海量文档数据资源进行全文数据标引、碎片化重组、知识体系构建与数据挖掘分析、在线发布与智能检索、分析利用。同时，依托于数字镜像系统，实现人员随时随地扫码查档，方便快捷，人员的查档存档能力大大增强。
7) 智能仓储模块：以仓储物流智能化为核心，建立适用于能源行业特点的WMS系统，打通与ERP系统的数据通道，升级应用合同协同商务平台。结合外部物流数据，实现对物资物流进度、仓储管理、远程验收的实时掌握，达到精益、高效、规范的仓储管理目标。
8) 智能培训模块：利用虚拟现实技术，构建电厂智能培训系统，实现厂区场景自由漫游、设备检修指导、操作规程模拟、事故演练教学、生产流程仿真培训等功能，方便人员熟练掌握专业技能，提升技术水平。
③ 项目亮点（成效）
1) 赋能服务平台，构建智能电厂数据中心与数智大脑
基于工业互联网打造的赋能服务平台，将发电生产实时数据和ERP、SIS及各个子项目系统深度融合，打破系统间的隔阂，消灭信息孤岛，把各系统转化为一个智能化的整体。同时，赋能服务平台构建面向业务人员的低代码二次开发生态环境，通过各种算子开发模块，业务人员可根据流程选择不同的模块进行衔接，而非使用代码编写的方式开发，大大降低业务调整的难度，实现流程可调整，人人可参与。此外算法模块可实现自由复制，方便后续的项目推广。
2) 云边协同架构，打造智能化发电集群
充分融合集团信息资源和大数据分析能力，完成机理数理双驱动模型构建，对电厂业务的优化算法进行快速迭代；同时结合群厂横向分析对比，快速进行设备预警诊断，实现以集团数智大脑为核心，打造发电生产的智能化集群。
3) 数智应用全覆盖，实现全厂业务智能化
智能电厂示范项目涵盖智能设备、智能运行、智能安全、智能燃料、智能决策、智能培训、智能档案、智能仓储八大业务领域的多项数字化、智能化应用，做到全厂业务的智能化，不再局限于单个系统的智能化改造。
4) 精细化全过程管理，直达设备底层的控制优化
将人工智能算法模型深入底层设备，直接作用于设备控制系统，设备故障预警诊断和运行闭环优化，全面实现基于大数据挖掘的精细化生产管理，更彻底释放发电生产力，提高全员生产率，降低运行人员劳动强度。
5) 人企共进的发电数字化生产新业态
以集团工业互联网生态为基础，全面实现信息上云、业务上网，构建集团、电厂、人员和设备线上、线下运营管理的有机融合，实现发电生产信息共享、知识转移、价值再造和人企共进的发电数字化生产新业态。
台二数字化智能电厂一角
案例2：乌沙山电厂
① 项目背景
浙江大唐乌沙山发电有限责任公司于2003年开始建设，一期建设4×600MW超临界燃煤发电机组，2006年机组全部投产实现“一年四投”，获得国家工程建设银质奖章、中国电力优质工程奖等。至2020年底，发电量累计完成1947亿千瓦时；创造利润73亿元，累计上缴税金超70亿元，为宁波市纳税50强。4台次机组被评为可靠性“金牌”机组，共有发明、实用新型专利66项，参编国际、国家和行业标准6个。大唐乌沙山电厂在业务发展方面一直走在行业前列，因此作为传统电厂，面对国家政策引导和环保要求，积极主动开展了燃煤电厂的数字化转型之路，并成为了一个优秀的转型样本。
② 项目功能
乌沙山电厂转型之初选择从最基础的生产管理模块整合入手，基于大数据融合的乌沙山智慧电厂建设方案，主要分为三大功能层次：
1) 智能设备层
智能监测仪表：包括炉膛温度场测量、环保设备智能视觉监测、动态水平衡无线监测系统等；
智能机器人：输煤栈桥机器人、盘煤机器人、炉膛无人机、无人斗轮机等智能设备。
2) 智能控制层
结合DCS改造，开展自主可控智能控制平台开发建设，打造智能DCS系统，为控制过程智能技术应用提供硬件支撑和算法组件；开发锅炉智能监测与燃烧优化、环保智能监测与优化、机组平行控制优化等功能。
3) 智慧管理层
打造以数据中台为底座的智慧管理应用系统，开发建设智慧运行监控、智慧设备维护应用，实现生产管控一体化；部署智能安防系统、燃料三大项目优化、智慧营销系统、智慧办公系统，通过智慧化手段提高生产、管理、经营水平；建设智慧电厂门户，打造全厂数字化展示和管理驾驶舱，实现智慧电厂状态全面管控。
③ 项目亮点（成效）
乌沙山电厂前期发电效益一直较好，具有创新意识，能自主做规划。建设过程得到了大唐集团认可，被列为内部综合性试点项目。
构建数据中台，落实“存、通、用、智”理念，打通数据孤岛，让数据上云，实现数据融合，形成数据资产，开展更高层次管理应用，支撑企业数据智能应用和决策。
完成基于大数据融合的乌沙山总体技术架构：以全面设备治理为基础，以数据中台、智能控制平台、全厂5G专网三大数字化基础设施建设为支撑，构建智慧运行、智慧维护、智慧安全、智慧管理四大功能群组共计31项应用功能，形成“1+3+4”的总体技术架构。
乌沙山智能电厂架构及数据中台展示
案例小结
以上案例中，我们发现要促进燃煤电厂数字化转型，可以关注以下方面：
① 数字化转型需求的决心
传统电力企业转型之路不易。转型要见效，是个长期工程。转型的做法跟组织所处的阶段、获得的支持、内部人员的意愿度上等密不可分。所以在立项之初就需要明确所处的阶段，对可能遇到的挑战有评估，更需要不断坚定转型的决心。之前乌沙山酝酿十年开展的二期工程叫停，转型过程也遇到了波折，但是我们看到更多的是团队的转型决心——即使遇到挑战，还是一直在寻找各种解决方案，努力争取资源支持。
② 数字化转型的实现路径
数据作为新时代企业核心资产之一，其管理与服务应作为独立业务统一运营。针对燃煤电厂的全生命周期管理运营体系，需要方法论作为指导。标准规范是一切“数字化”工作的基础。有的燃煤电厂在转型之前内部已建立丰富的业务系统，但是各类系统技术架构、数据标准各异。乌沙山电厂在访谈中提及，随着数字化转型深入，数据标准化的短板凸显，比如命名、参数。此时建立数据标准规范就非常重要，虽然这是一项难度极高、工程浩大的工作。
③ 数字化转型的新技术应用
转型过程中，新的技术及配套工作模式诞生，需要在全企业上下统一思想的基础上，高效过渡。乌沙山电厂在访谈中提及，目前DCS系统是窗口期。燃煤电厂的DCS面临市场升级，比如需要给控制系统更换设备时，原厂商已经停止生产。国产DCS技术已日趋成熟，如何将传统工控系统向智能工控系统升级，成为国产DCS发展的新赛道。
2.1.2光伏发电
(1)光伏产业发展趋势
① 政策趋向务实，产业链完整，市场发展空间巨大
作为未来能源电力生产增量主体之一，光伏产业具备巨大发展空间。浙江省光伏产业发展目标规划明确，提出十四五期间实现“光伏倍增”。截至2020年底，浙江省累计建成光伏发电装机1517万千瓦，根据《浙江省可再生能源发展“十四五”规划（征求意见稿）》，计划到“十四五”末，力争光伏装机达到2750万千瓦以上，新增装机在1200万千瓦以上，其中分布式光伏新增装机超过500万千瓦、集中式光伏新增装机超过700万千瓦。
光伏产业政策日趋务实。2021 年是“十四五”开局之年，光伏发电进入新发展阶段。为全面贯彻党中央、国务院作出的实现碳达峰碳中和、努力构建清洁低碳、安全高效能源体系的重大战略决策，持续推动光伏发电高质量发展，国务院、发展改革委、能源局等部下发一系列通知，例如《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、《2030年前碳达峰行动方案》、《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》(国能发新能〔2021〕25号)、《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》(发改能源〔2021〕704号)、《关于引导加大金融支持力度，促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》（发改运行〔2021〕266号）等，主要从以下四方面进行引导：集中式电站进入平价上网时代（2022年起新建户用分布式光伏项目中央财政不再补贴）、新建户用分布式光伏仍享受补贴（新建户用分布式光伏项目国家财政补贴预算额度为5亿元，发电量补贴标准为每千瓦时0.03元，预计可支撑全年户用新增装机超16GW）、电网消纳权重不设上限（浙江省2021年总量消纳责任权重最低值为18.5%，激励值为20.5%，非水电消纳责任权重最低值为8.5%，激励值为9.4%。风电光伏下限为“消纳责任权重倒算出的保障性规模”，将不设上限。电网将由“制约天花板”转变为“接网服务提供方”，对风光项目实行“能并尽并”）、金融支持力度加大（金融机构按照商业化原则与可再生能源企业协商展期或续贷。同时优先发放补贴和进一步加大信贷支持力度。企业结合实际情况自愿选择是否主动转为平价项目，对于自愿转为平价项目的，可优先拨付资金，贷款额度和贷款利率可自主协商确定）。
② 光伏产业链国产化率高，能效不断提升
光伏行业上游是从硅料到硅片的原材料制备环节；中游是从光伏电池到光伏组件的制造，负责生产有效发电设备；下游则是应用端，即光伏发电系统。
光伏产业链示意（图片来源：公开信息整理）
目前光伏生产环节所需的设备及材料国产化率可达95%以上，基本实现国产化，成本不断降低，能效持续提升。制造环节，技术发展带动光伏材料成本的下降。经过20余年的发展，光伏技术取得了以下几个方面的突破：第一，光伏硅片由单晶替代了多晶，并且还继续走异质结等新技术路线；第二，硅片尺寸也经过不断发展变化，提前进入到M12时代；第三，光伏组件功率于2020年下半年全面迈入600W+时代。光伏产业升级与技术迭代，带来的是光伏发电成本持续降低。通过技术创新实现高效、高功率、低成本，将是光伏产业未来的发展方向。
过去15年的光伏系统成本整体出现下降趋势（图片来源：公开数据整理）
建设环节，通过降低综合成本实现降本增效。主要是以管理为抓手，降低综合成本，体现管理效益：一是通过精炼管理团队，寻求更为实干的施工队降低人力成本；二是通过前期采购策划，在施工过程中进行管控，从而降低材料成本；三是通过制定合理的施工方案，在过程中实时跟进调整，降低措施成本；四是通过杜绝二次施工，做好“三常三无”降低质安成本；五是通过精细化管理，合理规划各项费用以降低现场成本。主要是以管理为抓手，降低综合成本，向管理要效益。
③ 市场竞争激烈，提质增效压力凸显
随着补贴政策的逐渐退坡和大量新进入者，市场竞争日趋激烈。浙江省光伏企业提质增效的压力愈发凸显，主要表现在：
市场议价能力差。从产业链来看，浙江省光伏企业更多为中下游企业，主营业务以光伏板、逆变器的生产为主，易受到外部市场波动、贸易壁垒增多和恶性价格竞争的影响，并制约了企业向上游拓展的能力。另一方面，90%以上的光伏企业属于中小企业，生产规模大都在100MW之下，整体技术水平偏低，市场竞争力较弱，有可能在竞争中被整合和淘汰。
技术创新产业化进程慢。虽然光伏产业在光伏硅料、硅片、电池片、组件、逆变器、电站运维等各个环节的技术创新与迭代上呈现出良好的表现和储备，但是技术创新的产业化进程较慢，一定程度上影响了浙江省光伏产业的发展。以浙大宁波理工学院为例，胡长兴教授团队研发的智能型建筑光伏一体（BIPV）光伏瓦系统，将高效光伏发电与可靠绿色建材一体化结合，既能遮风挡雨、保温隔热、低压阻燃及装饰防护，又兼具太阳能发电功能，同时具有使用寿命长、安装简易、负载低、节能环保及智能运维等优点。但作为光伏投资商来说，对于成本更为敏感，对新技术在可靠性和可维护性方面也会存在顾虑。新工艺、新设备、新技术如何从试点示范到复制推广再到大规模应用，还有待产业链创新体系的融合完善和市场的最终验证。
浙大宁波理工学院应用实践
资料来源：浙大宁波理工学院分享
运维环节未受足够重视。目前光伏运维存在的主要问题有：在理念层面，投资商在项目前期更关注电站的建设成本、建设周期，比较忽视运维环节。在技术层面，光伏电站运维环节缺乏行业标准，光伏运维平台缺乏分析诊断功能；在商务层面，运维商的收益往往按照光伏站的容量规模收费，没有与发电收益挂钩，缺乏进一步提升运维水平的积极性。在治理层面，存量光伏电站占用了大量宝贵的土地和屋顶资源，但管理部门只考核装机容量，不考核有效发电时间。浙江作为可开发资源稀缺的省份，亟需提升对存量光伏电站的有效利用。浙江省太阳能光伏行业协会已计划组织起草光伏电站运行评价标准，并寻求政府主管部门支持，共同推动光伏电站运维质量、效益提升，最大限度提升省内光伏资源的利用率。
(2)数字化运营助力光伏项目提质增效
光伏项目的数字化应用主要在运维环节，通过精细化管理持续提升效率。随着光伏电站规模的高速增长，后期运维市场也在不断扩大。相较于传统运维模式下无法实时监测、对电站设备不能进行精准维护这些问题，智能化电站通过互联网、大数据和人工智能技术的深度应用，对光伏电站实施线上数据监控、线下专业管理运维，降低了运维成本，从而提升电站发电收益。通过精细化管理，光伏电站整体发电效率提升约3%-5％。
(3)案例
案例1：智慧光伏数字一体化解决方案
① 项目背景
自2018年开始，国网浙江省综合能源服务有限公司（以下简称“省综”）就着手布局分布式光伏投资业务。随着投资电站数量的增加，运维工作的复杂度和工作强度越来越大，传统上依托电站设备供应商提供的简单在线监测运维软件已经不能适应管理的要求，亟需一套统一、集中、智能化的数字化运维平台。为此省综与浙江华云信息科技有限公司合作开发了智慧光伏运营管理平台，以满足光伏电站运营管理对在线监测、智能诊断、资产智能管理、电费结算托收等方面的需求，并基于该平台提供的数字化运营能力，将业务延伸至面向其它投资商的分布式光伏电站运营托管服务。
② 项目功能
智慧光伏运营管理平台主要有以下几大功能：
集控监测：支持总部、区域、场站三级监控，实现集中管理，远端值守，解决分布式电站分散、难以管理、运维成本高的痛点。
智能诊断：告警及时响应，智能分析低效设备，精确定位低效原因，减少发电损失。
智能营维：营维流程PDCA闭环管理，实现运营相关信息全透明可追溯，保障光伏电站全生命周期稳定收益。
决策支撑：动态呈现各维度指标状态，大数据分析消纳率情况，对标评估指标信息，支撑电站经营决策。
电费结算：绑定光伏投资商、用电企业、电站台账之间的交易关系、计费模式，一键生成不同交易类型的电费结算单（包括上网、消纳账单），实现远程抄表、线上结算，减少线下抄表等人工成本。
电费托收代扣：根据平台生成的电费结算单，通过签约银行代扣用电企业电费，帮助光伏电站投资商快速回收电费，解决资金回收难的问题。通过线上结算托收，资金回收周期由原来的30天缩短至10天左右，大幅提高了资金回收能力。
效益分析：对海量数据进行分析统计，满足后期资产效益的评估需求。
③ 项目亮点（成效）
截止2021年11月，智慧光伏运营管理平台已接入分布式光伏电站400余座，依托平台管理将近300MW容量的光伏资产。累计结算总额逾1亿元，完成银行托收800多笔，托收总金额逾4000万元，各企业用户（屋顶业主）也通过结算中心清楚地了解结算的明细和相关数据，实现了提效率和降成本的双丰收。
案例2：依托能源智慧平台打造城乡绿色发展“奉化样板”
① 项目背景
大量分布式光伏电站面临着统一运营监测困难、电费结算复杂、收费困难等痛点，为此，国网浙江电力创新性提出智慧光伏区域监测模式，利用自有的智慧光伏平台在全省设立多个智慧光伏分中心，有效实现光伏统一监测管理。
2021年4月12日，国网浙江综合能源服务有限公司智慧光伏（浙东）分中心在奉化正式揭牌成立，这是浙江省首个分布式光伏电站区域监测运维中心。主要开展绍兴、舟山、宁波三地的光伏电站运维监测服务，并在全省首次开展社会化光伏电站数据统一接入管理工作。
2021年9月10日，浙东地区第一批20余家由国家扶持的农村光伏电站正式纳入一体化服务平台。由此平台不仅实现线上“一站式”便捷服务，更成为了助力乡村振兴和共同富裕浙江先行示范区的“奉化样板”。
② 项目功能
提升光伏用电的稳定性与安全性。智慧光伏系统可实时监测分布式光伏电站的发电频率、电压、功率因数等数据，精准分析并网光伏电站运行情况，支撑提升分布式光伏电站的发电效率、安全管理水平。
为建设高弹性电网提供有力支撑。中心为供电企业提供光电量预测，在需求侧管理中发挥重要作用，成为全省高弹性电网建设的重要支撑。
为光伏装机用户提高资金回收效率，降低运营成本。中心利用智慧光伏系统开发了电费一站式结算托收服务，打通人民银行、供电公司、第三方光伏企业和装机用户全流程，建立省级光伏平台生态。
③ 项目亮点（成效）
截止2021年11月，智慧光伏（浙东）分中心总服务电站数量已超过130座，服务容量突破60兆瓦。为构建清洁能源生态链、提升光伏电站的发电效率、保障电站安全运行、促进新能源消纳提供保障。
同时，国网宁波供电公司与政府部门建立联动合作机制，对奉化行政服务中心试点开展车棚光伏、空调(照明)终端感知控制节能改造工程、辐射制冷新材料技术应用等在线监测、分析评估改进，完成浙江首个政府机关能源托管典型项目整体落地。项目实现了业主用能零风险，并通过持续性节能改造和精细化能源管理，车棚光伏电站年发电量可超70万千瓦时，减排二氧化碳67万千克，每年降低能源消耗约8%。
案例小结
随着光伏市场的增长，面向投资商的数字化产品也在不断演进，可以预见：具备覆盖从投资、建设到运维运营全环节的一体化数字化解决方案将越来越受到市场欢迎。投资商可以根据自身业务发展阶段、投资项目数量、地域分布等情况选择适合自身业务形态规模的光伏建设项目；光伏数字化解决方案的升级方向将主要聚焦在精细化智能化运维，存量光伏项目评估与技改效益分析，中、短期电力电量预测，上下游厂商数字化链接应用等方向。
2.1.3风力发电
“十三五”以来，浙江省高度重视可再生能源发展，截至2020年底，全省可再生能源装机容量达到3114万千瓦，其中风电186万千瓦（海上风电45万千瓦），实现年均增速12%。浙江省首个海上风电场——国电普陀6#克服了强台风、大涌浪、厚淤泥等不利条件，于2019年4月全部建成并网，实现零的突破。在此带动下，一批海上风电项目相继核准、开工，浙江省海上风电进入规模化发展阶段。截至2020年底，全省累计核准海上风电项目14个，核准装机容量408万千瓦，其中并网装机容量45万千瓦。
(1)风力发电发展趋势
① 政策引导力度加大，海上风电成为我省能源发展重点
浙江省风电拥有国内完整且具竞争力的产业链体系，在整机、齿轮箱、变流器、铸件、电缆等行业均有一批龙头骨干企业。结合浙江省可再生能源资源禀赋和发展实际情况，根据《浙江省可再生能源发展“十四五”规划》，“十四五”期间，将大力发展风电，实施风电倍增计划。到“十四五”末，力争风电装机达到640万千瓦以上，新增装机在450万千瓦（4.5GW）以上，主要为海上风电。探索海上风电基地发展新模式，通过海上风电规模化发展，实现全产业链协同发展，重点在开发规模相对集中的区域，集约化打造海上风电+海洋能+储能+制氢+海洋牧场+陆上产业基地的示范项目，并出台相关配套政策，带动海上风电产业发展。结合海上风电开发，探索海上风电制氢、深远海碳封存、海上能源岛等新技术、新模式。
② 海上风电安全管理趋向规范化和智慧化
一直以来，由于海上环境复杂多变，远程故障诊断和预警能力不健全，运维行业标准缺失等原因，导致海上风电发电机组故障率高，出现了运行安全隐患和供电安全隐患。2021年10月26日正式实施的风电领域能源行业标准《海上风电场安全性评价技术规程》针对海上风电场运行期间的安全生产问题，主要从设施及设备、劳动安全及作业环境和生产管理等三个方面，规范了安全性评价工作的基本原则、内容和方法。可进一步开发海上风电智慧安全与调度系统，实现海上风电建设和运维的智能监测管理；推动全员网格化安全管理，可随手拍摄、跟踪、统计、分析现场存在隐患；并依托数据中心建设相关海上风电站数字化应用，可提高故障预警诊断能力，提升海上风电的安全性。
③ 平价时代到来，降本增效成为关注重点
从短期来看，2020年风电行业迅速进入了调整期，从中长期看，2021年陆上风电正式进入平价时代，2021年底海上风电国家补贴也将退出，风电的政策支持方式将从补贴推动转向“3060”远大目标推动，行业成长对政策依赖性减弱，市场机制将发挥更大的作用。有业内人士也认为，3-5年内中国所有海域基本都可以实现平价，到“十四五”末部分地区度电成本可以做到3毛钱，EPC造价可以降至10000元/kW以内。浙江省海上风电资源禀赋较差，建设条件一般，平价时代的到来对浙江省海上风电发展影响较大，一定程度上要求整个风电产业链比以往更重视降本增效。从海上风电成本构成来看，风机约占比40%-50%，其次便是风电基础约占比20%-30%。目前，整机成本降低仍需要技术突破和关键零部件国产化等支持，同时大兆瓦正在成为主流，短时期内其成本很难大幅降低。将本挖潜需要从EPC造价管控、基础超前设计、规模化生产、发展分散式风电、降低运维成本等角度着手。
(2)数字化赋能风电场建设
海上风电的机型大型化、风场远海化，给运输、基础施工、风机吊装、运维等各环节带来了更大的挑战。通过引入先进的人工智能、物联网等技术，建立数字化解决方案，比如运维指挥中心、生产管理系统、电气状态在线监测、结构健康在线监测、能效评估系统、风机故障诊断系统和安全管理系统等，以提升风电场运营的效率，实现更有效的精准维护，降低运营成本，最终实现以人为本的专业管理、集约管理和业务协同的风电场智能管控模式。
建立基础台账，提高管理效率。建立数字化设备台账，以标准编码为基础，实现设备编码、设备异动、故障记录、检修工单、维护与巡检工作的联动，对设备的检修、移动、更换等情况进行实时记录和更新，提高管理效率。
开展工程管控，提升多方协同能力。海上风电建设难度高于传统基建项目，造价高，工作任务重，业务协作方多，人员流动性大，通过数字化手段开展EPC工程管控，可以提升项目管理效率，促进多方协同。
实现智能化管理，促进优化运行。通过建立数字化管理平台，对风电场的数据进行统一管理和统计分析，建立风电场智能监控、机组效能分析等模块，支撑运行人员采取更加优化的管理措施。
优化运行状态，提高发电能效。数字化技术的应用，使得风机能够更准确捕获风的能量，获得更高的发电量，同时通过精准的状态监控，实现更高的能耗利用率，更少的人力需求，更大的发电效率，助力风电变成电网友好型电源。
(3)案例
案例1：“O-wind”海上风电数字化平台
① 项目背景
海上风电场在生产、管理工作中存在以下几方面的问题：第一，生产环境复杂，离海岸线远，海况多样（陆地、滩涂、浅水、浅滩、高滩、深水等情况），人员出海限制因素多，可达性差；第二，工作任务、管理内容多，工作面广、类别多，包括风机运行状态、结构安全、运维人员、通航调度、备品备件等；第三，智慧化程度不高，存在统计报表信息零散、数据缺失问题突出、信息获取不及时、故障分析能力缺失、作业标准化程度低等难题。
中国电建集团华东勘测设计研究院与浙江华云信息科技有限公司合作的“O-wind”海上风电数字化智慧管理平台，运营海上风电场EPC总承包项目，主要针对风电场生产、管理中的痛点，运用“大、云、物、移、智”等技术，形成业务“横向贯通、数据共享”，提供系统化的建设改造方案。
② 项目功能
“O-wind”海上风电数字化平台包括海上风场海域通讯、建设期数字化、运维期数字化。
其中海上风场海域通讯通过微波、LTE、卫星通信等技术实现施工作业现场与陆域指挥中心的通信。
海上风电建设期数字化解决方案包括：
工程建设指挥中心：通过三维时空展示，实现项目人员、船只、进度、安全、施工现场的可视化管理。
三维数字化风场：包括BIM模型，KKS编码、VR海上风电虚拟仿真系统和数字化移交，将物理风场完全以数字化形态展现出来。
工程项目管理系统：基于BIM模型，围绕工程建设各环节，搭建全过程智慧建设新图景。包含项目管理所涉及的进度管控、质量管控、HSE管理和信息管理等管理内容；建立移动办公、管控云平台应用；接入业主方、设计方、采购方、施工方等项目参建单位，实现项目参与各方的业务协同。
人员安全及风场安防系统：实现建设期人员、船舶动态跟踪及实施救援；通过电子围栏技术，可对风场进行分级管控。
海洋气象服务系统：实现海上风电场所在位置点位级的海洋和气象信息、风电场附近海域的强天气过程监测，并对风电场未来7天的近海面气象要素、天气现象和风资源变化进行预报，提出不同时段的出海指标。
海上风电运维期数字化解决方案满足海上风电全生命周期的运维需求。包括工程运维指挥中心、生产管理系统、电气设备在线监测系统、结构在线监测、能效评估系统、风机故障诊断系统和安全管理系统。
③ 项目亮点（成效）
现场作业具象化：将设备维护、消缺工作与采集平台无缝对接，风机、电气等设备实时监控数据与日常生产运行业务（缺陷管理、检修工单、运行值班管理、两票管理）形成紧密闭环，进而达到缺陷单自动生成等功能。
基础数据体系化：将风电场日常运维涉及到的基础设备、物资、工序、故障等标准化、编码化，形成适合海上风电行业的基础数据管理体系，做好对流程驱动型信息管理系统的基础支撑。
业务流程标准化：在系统中维护设备维护、消缺、运行、两票业务流程，进行细致化、标准化的流程管理，严格按照业务标准实施管理，提高工作效率与安全性。
维护工作体系化：以标准编码为数据载体，串联巡检、工单、两票、消缺等工作流程，实现风电场设备维护相关工作的闭环管理，并将标准编码数字化（二维码等形式），为移动应用相关业务打下基础。
最终实现风电场“统一调度指挥，统一数据管理，统一故障分析，统一设备管理，统一运维调度、统一通航状态监控”。
2.2能源电力存储
随着碳中和目标的提出，可再生能源发电作为清洁发电技术得到快速的发展，然而可再生能源的波动性与电网的可靠性矛盾凸显，发展储能成为解决电力能源供需匹配问题的关键之一。储能作为战略性新兴产业，一方面可解决风光出力高峰与负荷高峰错配的难题，通过削峰填谷，增加谷负荷以促进可再生能源的消纳，减少峰负荷以延缓容量投资需求；另一方面，可解决风光出力随机性和波动性带来的频率稳定难题，尤其是电化学等响应速度较快的新型储能，能提供调频服务提高电网可靠性。2021年上半年，国内新增新型储能装机规模超过10GW，同比增长超600%。且装机规模较大的项目数量达34个，是去年的8.5倍，辐射全国12个省份。“十四五”期间，储能产业将保持57%的年负荷增长率，储能作为支撑源网储荷协调发展的关键技术，其发展质量将直接影响到我国未来能源、工业、经济等多个领域的发展。由于储能系统应用场景涵盖“发、输、配、用”多个环节，面临着能流多向、操作频繁、长期投资、安全要求高等多重挑战。如何应对安全事故、增强储能设施全生命周期可靠性、提升管理效率、优化投资回报率是目前行业亟需解决的问题。
2.2.1储能技术发展趋势
(1) 政策加码，储能有望加速发展
2021年4月21日，国家发展改革委和国家能源局公布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），明确规定了到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，同时装机规模要达到3000万千瓦（30GW）以上。这是国家政策层面第一次明确储能装机目标。2021年7月26日，发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，指出合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地区原则上不低于3:1。用户侧储能主要通过峰谷套利模式获取收益，拉大峰谷价差可刺激用户侧储能发展。2021年8月10号，发改委、能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模》的通知，其中指出，为鼓励发电企业自建或购买调峰储能能力，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。保障性规模外电站建设需强制配储将拉动源网侧储能增长。
《浙江省电力发展“十四五”规划》提出，探索电化学、压缩空气、电热冷综合等各类新型储能发展。鼓励“储能+”在电源侧、电网侧和用户侧应用，配置新型储能100万千瓦以上。要全力加快源网荷储一体化和多能互补发展。按照顶层设计、分类实施、分步推广原则，在全省开展源网荷储一体化和多能互补工程示范，创建100个左右县（市、区）级、开发区（园区）、城区（社区）源网荷储一体化试点，风光储一体化、风光水（储）一体化、风光火（储）一体化试点。2021年以来，衢州、海宁、文成、仙居、湖州等地政府先后出台政策，支持新能源项目按照10%装机容量配置储能。
(2) 随着成本下降，储能已进入产业化发展阶段
储能行业在发展初期，对电源、电网更多是带来直接的成本负担，同时由于系统规模庞大，单一企业的小容量的储能配置收益更加有限，且在尚未构建完整的市场机制的情况下，储能带来的收益由系统共享，成本支出和收益方的不匹配造成在现阶段从单一企业视角出发，缺乏配置储能的自发动力。
在过去几年间，电池产业链成本持续下降，循环寿命不断优化，让储能具备在政策扶持后形成正向收益的潜力，随着配套政策体系的跟进与内生经济性的增强，目前行业步入产业化发展阶段。
短期内储能的主要场景仍是在平滑风光出力、参与系统调频等短周期应用为主，锂电池与场景需求匹配，在过去一年实现成本和循环次数也有比较大的进步（20%左右成本降幅，循环次数由2000-3000次向上突破），且有进一步优化的空间。长期来看，钠电池可有着比较好的发展势头，其工作原理与锂电池类似、能量密度和循环性能均介于锂电池和铅酸电池之间、生产设备大多数可与锂电池兼容，且除隔膜外，钠离子电池的正、负极、电解液、集流体的价格较锂电池材料低，降本空间更大。
近几年储能出现了海外用户侧、国内新能源调频储能、通信储能等市场，随着输配电价体系关于储能成本的调整，以及分时电价体系的推动，电网侧储能、工商业用户储能会快速发展。目前在用户侧，根据电价机制调整方案，调整后的峰谷价差形成的储能度电收益已基本上全部位于度电成本线以上。
(3) 储能技术逐步成为新型电力系统组成元件
可再生能源发电存在分钟、小时、连续数天等不同时间尺度上的波动性或间歇性，因此需要容量型、功率型、能量型和备用型等不同储能类型，以满足不同应用场景的需求。广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类。电储能分为电化学储能、机械储能、电磁储能。
目前抽水储能装机规模占比在90%+，但存在地理位置限制、电站建设周期长、前期投资大等问题。与此对比，电化学储能具备地理位置限制小、建设周期短、成本持续下降等优势，预计成为未来主流。在电化学储能中又以锂离子电池为主，占比高达88.8%。锂电储能因使用寿命长、能量密度高等优点，在电化学储能中应用最广。
储能能够实现电力供需的时间转移，发挥“库存”效果，在构建新型电力系统过程中，承担多方面重要任务。按照不同应用场景主要分为发电侧储能、电网侧储能和用户侧储能三大类。目前发电侧储能地方政策：强制安装+有效激励手段+补贴。而地方性电网侧和用电侧的激励措施还处于发展初期，多以推行示范性项目，探索经济性手段（如提升峰谷价差、设置熔炼电价）为主。
① 发电侧：光储和风储主要解决新能源发电不连续、不可控的问题，保障其可控并网、按需输配，有效解决弃风弃光问题。目前相对来说发电侧储能效益好，而且回收期快。发电侧储能主要表现为：
1) 平滑出力，跟踪发电计划：造成电力供需失衡的因素在于风电、光伏本身的间歇、波动特征，需要借助储能平滑出力曲线，提升消纳能力；
2) 调峰、调频：储能灵活功率输出可以在电源侧扮演调频、调峰的角色；
3) 黑启动：借助储能自启动能力，带动无自启动能力发电机组。
② 用户侧：用户侧储能是最先进入商业化发展的环节，主要盈利模式是峰谷套利盈利模式，同时也包含了备用电源、动态增容、降低需量电费等。但用户侧储能项目设计、电网接入、控制软件、安装调试、场地租赁、安全保障等周边成本同样不容忽视。整体而言，经济效益也不明显，目前无法大规模推广应用。用户侧储能主要表现为：
1) 需求侧响应，峰谷调节：允许用户结合电价信号主动调整用电时间，配合削峰填谷；
2) 备用电源：事故状况下保证供电可靠；
3) 类似电源侧，储能可以提高用户侧光伏等分布式能源接入能力。
③ 电网侧：指在传输电能的电网中布局储能电站。目的是调节电网的电压，起到一种调节和防御的作用。电网侧储能提供辅助服务有着独特的优势，因其可布置于电网关键枢纽处，相比发电侧及用户侧的服务效率更高，同时能够直接接受电网调度指令，响应更快。目前政策方向主要是建立电网侧独立储能容量电价机制，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。电网侧储能主要表现为：
1) 环节设备阻塞：传统扩容方式存在输电走廊资源约束，在用电负荷不断增长的背景下，引入储能能够缓解电网扩容与负荷增长间的矛盾，推动系统由功率传输向电量传输转变；
2) 提供调频、调峰等辅助服务。
2.2.2数字化加强储能电站安全运维
储能电站数字化应用主要在电站的安全运维环节。通过大数据、云计算、人工智能等新技术，开展电化学储能电站状态分析、预判和主动预警，实现运行维护的提前判断、故障及早排查，实现管理模式逐渐由“粗放式”走向“精细化”，让越来越多的储能电站更安全、更可靠、更经济、更长久。
2.2.3案例
案例1：浙江省储能电站大数据平台
① 项目背景
浙江省储能电站大数据平台通过边缘端海量电池数据的采集转发与边缘计算，并协同云端内建的高效人工智能与数据挖掘算法，基于储能电池运行实时数据与历史数据，实现电芯级的储能电池健康状态诊断，以及剩余寿命、状态的预测与评估。
② 项目功能
浙江省储能电站大数据平台分为三个子系统，协同实现储能电池的安全性、可靠性、经济性管控。一是基于边缘计算的快速诊断系统：主要实现包括数据采集、预处理、通信规约统一及数据转发，同时联动云端实现边缘侧算法动态更新、安全阈值动态更新并实现就地快速诊断。二是基于云网大数据的分析系统：主要集成多种人工智能算法，构建对储能电站健康状态、剩余寿命、状态预测的评估模型，并基于不同储能电站的历史运行数据进行存储，通过电芯级诊断分析，勾勒储能电池健康面貌和生命特征，提前预测安全隐患。三是可视化Web展示系统：主要包括地图首页、电站总览、实时监侧、电池诊断、诊断报告、电站评估、告警管理等功能，对云端大数据分析结果进行可视化展示。
③ 项目亮点（成效）
主要体现在以下三个方面：
丰富储能电站的安全管控措施：依托储能电池的全生命周期监测，基于历史数据与实时数据，利用大数据与人工智能等技术手段为其匹配多重的安全预警参数和安全报警阈值，提前预测电池安全隐患，构建智能型储能电站安全评价体系，为储能安全状态评估提供参考。
降低储能电站的安全运维成本：国家能源局变革型技术专题项目《储能关键技术及应用发展趋势》预测，预计到2025年、2030年、2035年电化学储能项目装机规模将分别达到12GW、30GW、65GW，按照磷酸铁锂功率成本4500元/kW计算，2025年、2030年、2035年电化学储能电站运维成本将分别达到10.8亿元/年、27.0亿元/年、58.5亿元/年。通过本平台的建设，首先可以通过电池诊断分析给出的运行优化策略，延长电池使用寿命，保障电池的经济性运行；其次可以逐步实现储能电站少人值守，甚至无人值守；最后安全问题得到更高保障，同时降低成本。
助力储能电站的运维标准修编：监测不同工况、不同批次、不同电站的储能电池运行数据，平台基于运行工况数据与检修数据的多维度分析，可以给储能电站运维检修提出指导意见，并对储能电站的安全运维标准的修编提供参考。
案例2：基于云边协同的储能电站状态评估与智能预警平台项目
① 项目背景
宁波杭湾新区的越瓷变电站，2020年建设电网侧6MW/8.4MWh前湾储能电站并正式投运。本项目在前湾储能电站已有的SCADA系统基础上，建设基于云边协同的储能电站状态评估与智能预警平台。
② 项目功能
1）基于云存储的储能电站大数据分析系统
将储能电站上传电压、电流等数据划分历史数据和实时数据，区分结构化数据和非结构化数据；基于电池储能系统分布式数据的存储和分类，利用改进的电池储能系统实时数据有效更新和再存储，保证信息的更新存储效率，减小数据的丢失率，形成稳定的数据模式；利用基于大数据和分布式处理技术，对实时数据进行并行式优化分布、并行式片段处理，从而保证数据处理高速性，提高数据响应和更新数度。挖掘构建储能电站荷电状态评估模型、健康状态评估、剩余寿命评估模型、电池失效评估模型等，为边缘计算模块提供模型基础。
2）基于边缘计算的储能电站运行辅助决策系统
将大数据分析系统建立的储能电站健康状态和剩余寿命评估模型载入边缘计算控制设备，使得控制设备具有精确评估电池健康状态和剩余寿命的能力。通过将边缘计算设备与云网大数据分析系统结合形成优化控制闭环，既能发挥大数据系统的数据挖掘和模型快速训练的优势，又能加快控制设备的实时计算处理能力。
在储能电站能量管理系统实现储能电站多功能高效应用的同时，运行辅助决策系统能够根据所评估的电站综合状态对控制流程进行修正，为储能电站的精细化控制管理提供运行方案支持。系统可以结合储能和变流器剩余容量、电池健康状态，为储能电站与电网交互作用给出运行方案，如参与系统一次调频服务，AGC/AVC服务，分布式电源波动平抑，区域源、网、荷、储协调控制，系统电能质量控制，动态无功调节等服务。
3）基于边缘计算的储能电站智能运维系统
围绕大容量储能电站的远程监控与管理、远程故障诊断、故障智能预测、健康监测及智能分析等方面的功能需求，结合大数据分析，建立基于边缘计算的储能系统综合管理与运维技术平台。对接入的储能系统进行实时监控；通过数据挖掘技术，运用多种基于人工智能算法（神经网络、关联规则等）的数据挖掘技术，进行电站远程故障诊断和预测分析。评估各储能站点运行情况，预测潜在失效事件，实现系统持续动态优化。实现对储能电站及其关键部件（储能电池）的远程监控、诊断、预测和维护。
③ 项目亮点（成效）
一是双线联动：线上储能电站状态评估与智能预警平台+线下运维装备，建立预测、检测、分析、处理、反馈的运维闭环，有效提升储能电池运检能力；
二是内外结合：电池外特性表征研究+内部电化学机理研究，建立内外关联性，有效提供运维改善策略；
三是云边协同：云网大数据分析系统+边缘计算智能网关，建立云边互补的线上系统，满足快速响应的同时提供大数据分析平台；
四是数据闭环：实现数据采集→边缘计算及存储转发→云端大数据分析诊断→就地算法动态更新→线下检测的数据流完整闭环，实现储能电站电池的数据全生命周期管理。
2.3能源电力传输
我国能源资源与电力负荷分布的不均衡，决定了“西电东送”是我国的必然选择：从能源资源多、电力负荷小的区域向能源资源少、电力负荷大的区域进行远距离、大容量电能输送。2021年4月《国家电网公司能源互联网规划》提出，紧密围绕实现双碳目标和构建新型电力系统，规划建设能源互联网。以坚强网架为平台，促进多能互补，多元互动，确保能源安全供应。目前我国特高压交流1000kV、直流±800kV系列成套装备已实现国产化，在电压等级、输电距离、传输容量、关键设备等方面整体达到国际领先水平。随着新能源发电渗透率的不断提高，对整个电力传输形成巨大挑战，一方面需要积极促进电源侧多能互补，完善省间互济共享和旋转备用共享机制，另一方面充分利用柔性配电、虚拟电厂、电化学储能、有序充电等技术，加强配电网互联互通和智能控制，不断强化配电网资源配置作用，促进高比例分布式新能源就地消纳。
2.3.1电力传输发展趋势
(1) 盈利空间压缩，精益化运营成关键
在新型电力系统中，“配售”分离后，电网主体的盈利方式从原来的“吃差价”转变为收取“过网费”，输配电成本由政府核定，电网企业一方面要保证电网投资、技术升级、加强服务来应对更大不确定性；一方面要精打细算，将成本控制在政府核定的范围之内，对整个输配电网络的精益化管理成为企业运营的关键。
(2) “三高”特性突出，运行模式有待研究
浙江电力系统“高比例清洁能源、高比例电力电子设备、高比例外来电”的“三高”特性已越来越突出。对于“三高”系统的稳定机理需要深入的研究，例如高比例新能源接入的仿真技术，协同规划、实时优化技术、安全防御技术等。新能源并入电网存在多种并网模式，不同模式对于电网的承载能力的影响评估结果，将会影响新能源投资项目的造价、工程周期以及后续的安全经济运行，影响到新能源企业的营商环境。
2.3.2数字化赋能电网弹性提升
能源互联网形态下多元融合高弹性电网，是能源互联网浙江实践的核心载体，是传统电网向海量资源被唤醒、源网荷储全交互、安全效率双提升的电网升级，具有高承载、高互动、高自愈、高效能四项能力，能够解决电网源荷缺乏互动、安全依赖冗余、平衡能力缩水、提效手段匮乏等现实问题。
2020年3月16日，国网浙江省电力有限公司印发了能源互联网形态下多元融合高弹性电网需求响应2021~2023年行动计划。计划到2023年，唤醒百万千瓦级互动资源，瓶颈设备100%在线动态增容，清洁能源消纳隐性成本和负荷互动成本全疏导，延缓电网投资20%，助力全社会用能成本降低，基本建成多元融合高弹性电网。
2.3.3案例
以下将重点呈现在输电侧的案例。
案例1：电网动态增容
① 项目背景
随着社会经济持续快速增长，用电负荷增长迅速，而输电线路廊道资源日益稀缺，土地成本不断增加，以往通过新建线路廊道解决“卡脖子”的思路，已无法适应新的发展理念。虽然浙江电网总体坚强，但大受电轻负荷时段部分断面重载、满载情况仍比较突出，个别区域、个别时段仍存在局部区域电网受限的情况，部分地区甚至还有拉闸限电的情况发生，输电通道重载、受限亟待解决。随着无线传感、企业中台、智能感知等技术应用的发展，设备智能感知、全景展示、精准评价、主动预警和智能研判水平不断提高，为开展输电线路动态增容奠定了坚实的基础。(DLR— Dynamic Line Rating)。
② 项目功能
输电线路动态增容技术通过调用业务中台6大中心17项服务，收集调控云、气象局、pms系统、输变电在线监测系统等多个源端平台数据，打破专业数据之间壁垒；在保证系统稳定、设备安全的前提下，通过对线路的运行状况和外界环境进行实时监测和分析，充分利用现有在线监测数据，实时计算出满足热稳定限额的最大输送容量；根据计算结果进行实时调整输送容量，充分挖掘现有线路负载能力的潜能，提高输电线路的输送能力，同时减少输电设备的投资。
关键工作包括：输电模型设计（组织89类输电本专业模型设计，参与27类共性模型设计）；业务需求沉淀（提出64项业务需求，共沉淀成26个中台服务）；源端数据接入（输电资源资产、输电移动巡检系统、输电在线监测系统数据接入）。
输电典型应用界面展示（图片来源：国网浙江省电力公司提供）
③ 项目亮点（成效）
动态增容技术的亮点是在不突破现行技术规程规定的条件下，可保证系统稳定和设备安全运行，有很强的实用性，对支撑社会经济快速增长有着积极作用。通过中台应用实现模型统一化，提升数据存储量，实现业务能力的复用和数据的共享统一（基于统一电网资源模型），提高系统稳定性。
中台服务调用（图片来源：国网浙江省电力公司提供）
目前项目取得的成效如下：
(1) 验证典型场景中台化改造：对动态增容和台风监测预警应用中台化改造，实现电网资源业务中台主网侧支撑能力的验证。
(2) 验证中台支撑能力：验证电网资源业务中台主网侧支撑能力的构建。
(3) 简化开发利复用：基于中台服务的广泛应用推动，建立快速应用组装、改进需求闭环管理支撑体系，降低60%的系统开发成本。
(4) 数据融合破壁垒：打破设备部、调度等多部门之间的信息壁垒，实现数据共享；解决调度断面输送容量“卡脖子”问题。
(5) 统一模型易推广：输电动态增容改造后可实现各网省中台环境下快速部署与应用，可向全国推广，满足电网输送容量增容需求。
(6) 消纳传输能力提升：输电动态增容的应用，使2020年度输送容量较19年平均提升10%-15%。
案例2：动态负荷资源池
① 项目背景
根据国家电网建设“具有中国特色国际领先的能源互联网企业”的战略目标，国网浙江省电力公司针对浙江外来电输入比例最高、能源形态最富多样性的特点，创新开展能源互联网形态下的多元融合高弹性电网建设，提升电网能源资源配置能力。
用户资源唤醒集聚作为多元融合高弹性电网的重要一柱，通过需求响应唤醒负荷侧海量沉睡资源，引导用户用电行为，聚合互动潜力、谋划互动利益，广泛拓展参与电力市场的可控负荷类型和规模，发挥市场机制在唤醒多类型互动资源的基础性作用，激活市场活力，培育负荷聚集商，以强交互能力支撑电网弹性。
② 项目功能
电力需求侧实时管理系统旨在依托信息化系统，唤醒汇聚用户侧负荷资源，发挥市场机制引导客户用电行为。系统总体架构如下：
电力需求侧实时管理系统总体架构图（图片来源：华云科技提供）
此系统的九大业务场景包括：支持大用户邀约、低压居民邀约、大用户可调节负荷、商业楼宇直采直控、电动汽车负荷聚合、商业楼宇负荷聚合、工业用户负荷聚合、居民用户负荷聚合、专变用户负荷直控。
③ 项目亮点（成效）
(1) 构建需求响应负荷资源池
通过大客户经理使用“普查APP”进行用户资源调查，以及用户使用“网上国网”主动上报资源两种途径实现用户侧资源普查，由需求侧系统统一汇集普查数据，根据区域分类、用户分类、设备用途、响应类型等分类标准，构建与电网调节需求、市场机制试运行等多维度准确匹配的需求响应负荷资源池，预计2021年建成日前削峰1000万千瓦、日前填谷100万千瓦、小时级削峰100万千瓦、分钟级可调节120万千瓦、分钟级可中断200万千瓦的需求响应能力。
(2) 创新基于市场竞价机制的需求响应流程
依托“网上国网”灵活交互能力，对于已签约用户定向邀约，对未签约但具备响应条件的用户广播邀约，并根据用户报价报量结果进行边际出清，以用户报价由低到高排列后，使用最后1千瓦满足负荷需求的用户报价作为出清价格，报价不大于出清价格的全部用户作为出清用户，通过市场化机制完成参与用户筛选及补贴价格确认，最后通过用电信息采集系统高频采集数据，完成响应中负荷监视及响应后效果评估，真正实现需求响应全流程业务管理，全面支撑“百万用户参与，百万负荷响应”的“双百万行动”。
(3) 实现多样化负荷聚合平台接入
通过对于原需求侧系统功能及接口升级改造，支持单一用户、负荷集成商等多种主体参与需求响应，目前已完成中国铁塔、中国电信、浙江省电动汽车、浙江省综合能源等聚合平台负荷资源接入。实现充电桩、运营商基站、储能设备等多样化聚合负荷参与需求响应的同时，积极探索与其他各类形式负荷集成商的合作，不断丰富需求响应业务类型。
(4) 开展需求响应大数据研究
基于客户经理资源普查、用户主动资源申报、用户历史用电大数据、用户需求响应行为大数据等多个维度开展用户响应特征的研究，构建需求响应动态负荷资源池，从而满足对不同负荷需求场景的精准响应。同时结合每次需求响应方案参与用户的报价报量、资源档案、响应行为等特征信息，从公平性、经济性、可靠性三个维度综合研究满足响应场景的负荷分配策略，深入思考需求响应规则借鉴现货市场交易规则的可行性，制定公平合理的负荷分配与补贴结算方法，助力提升需求响应市场的透明度和可靠性。
(5) 取得显著的业务成效
在“首台首套”方面，研制首台搭载“国网芯”的柔性中断需求响应终端，建成首套与工业物联网深度融合的需求响应信息系统。
与中国铁塔、中国电信、省电动汽车公司、家电云平台等多家聚合商平台展开合作,目前已汇聚二级用户4万多户，接入负荷20.43万千瓦。针对高低压分散用户，向全社会号召“每人贡献一千瓦”，落实“每千瓦”理念，发挥“网上国网”APP的海量用户汇聚功能，零投资快速实现百万用户参与需求响应。当前已有116.6万户参与需求响应。
针对年度尖峰负荷持续时间短、电网利用率不足的问题（浙江全年5%尖峰负荷持续时间仅27小时），全方位挖掘工商业和居民生活领域的可转移负荷，满足负荷调节与电量销售双重需求，已签约削峰负荷577万千瓦，具备最高负荷7%的负荷侧互动能力，助力电网经济运行。
针对清洁电力持续增加、低谷调峰困难不断加剧等情况，通过优化储能充放策略、停发企业自备电厂等多种措施，聚合用户侧“深度调峰”资源，有效缓解春秋季凌晨、节假日午后等典型时段全网平衡问题，已具备填谷负荷322万千瓦，助力电网清洁消纳。
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第二章：能源电力数字化转型成果中能源电力消费、电力交易、电力治理、协同创新、人才重点培养见解。
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