能源发展回顾与展望报告——电网篇
一、政策与大事
1.输配电价改革取得新突破
5月，国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，在严格成本监审基础上核定第三监管周期省级电网输配电价，进一步深化输配电价改革。新文件对用户电价分类、用户电价构成、工商业电价执行方式等重要政策进行了优化与完善。本轮输配电价改革在完善输配电价监管体系、加快推动电力市场建设等方面迈出了重要步伐：一是输配电价结构更加合理，不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网微电网等发展创造有利条件；二是输配电价功能定位更加清晰，将原包含在输配电价中的上网环节线损和抽水蓄能容量电费单列，有利于更加及时、合理体现用户购电线损变化，清晰反映电力系统调节资源费用，进一步强化电网准许收入监管；三是激励约束机制更加健全，对负荷率较高的两部制用户的需量电价实施打折优惠，有利于引导用户合理报装容量，提升电力系统经济性。
从2015年破冰以来，连续三个监管周期，输配电价改革接续发力、不断向纵深推进。第三监管周期输配电价改革取得新突破，为进一步深化改革、全面确立现代化输配电价监管体系奠定坚实基础。
2.农村电网建设持续推进
7月4日，国家发展改革委、国家能源局、国家乡村振兴局印发《关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见》。文件明确，到2025年，农村电网网架结构更加坚强，装备水平不断提升，数字化、智能化发展初见成效；供电能力和供电质量稳步提高，东部地区农村电网供电可靠率、综合电压合格率、户均配变容量分别不低于99.94%、99.9%、3.5千伏安，中西部和东北地区分别不低于99.85%、99.2%、2.3千伏安，各地结合实际差异化制定本区域发展目标；农村电网分布式可再生能源承载能力稳步提高，农村地区电能替代持续推进，电气化水平稳步提升，电力自主保障能力逐步提升。到2035年，基本建成安全可靠、智能开放的现代化农村电网，农村地区电力供应保障能力全面提升，城乡电力服务基本实现均等化，全面承载分布式可再生能源开发利用和就地消纳，农村地区电气化水平显著提升，电力自主保障能力大幅提高，有力支撑乡村振兴和农业农村现代化。
实施农村电网巩固提升工程有利于更好促进农村电网发展，保障农村经济社会发展和农民群众生产生活用电需求，推进城乡电力服务均等化，推动构建农村新型能源体系。
3.华中“日”字形特高压交流环网不断完善
11月26日，驻马店—武汉1000千伏特高压交流工程圆满完成，72小时试运行顺利竣工投产。该工程2022年3月开工建设，起于1000千伏特高压豫南换流变电站，止于1000千伏特高压武汉换流变电站，途经河南省驻马店市3县、信阳市4县，湖北省黄冈市红安县、武汉市新洲区，新建同塔双回1000千伏线路281千米。工程的投产，标志着华中“日”字形特高压交流环网再添新通道，为豫鄂两省度冬提供保障。
12月27日，武汉—南昌1000千伏特高压线路工程江西段全线贯通。该工程是华中特高压交流环网的重要组成部分。工程建成后，华中地区将形成“日”字形特高压主网架，有效支撑大规模绿色清洁能源的接入消纳，有效满足“十四五”期间华中地区用电增长需求，显著改善华中地区环境质量，推动华中地区能源绿色低碳转型，提升能源资源利用效率，对于优化能源配置、保障电力供应、拉动经济增长具有重要意义。
4.多条重要特高压工程开工建设
2月16日，金上—湖北±800千伏特高压直流工程开工，工程采用我国自主研发的特高压直流多端级联新技术，负责把金沙江上游水电机组群电量输送到华中地区，是我国首个进入川藏高原腹地的特高压工程，也是目前世界上海拔最高的特高压直流输电工程。工程额定电压±800千伏、额定容量800万千瓦，直流线路全长1901千米，途经西藏、四川、重庆、湖北4省（自治区、直辖市），建成后每年可向华中输送电量近400亿千瓦时，相当于湖北省全年用电量的六分之一。该工程能够更好实现全国电力电量的余缺互济、时空互补，促进川藏地区富余水电在更大范围内优化配置，有效提升华中、西南电网的保供电能力，满足华中地区电力负荷增长和经济发展需求。工程计划2025年6月建成投运。
8月1日，陇东—山东±800千伏特高压直流输电工程开工。工程是我国首个“风光火储一体化”大型综合能源基地外送项目，线路全长927千米。“陇电入鲁”工程是国家“十四五”规划纲要和黄河流域生态保护和高质量发展规划确定实施的重大工程之一。工程建成后，每年可将360亿千瓦时以上电量从甘肃输送到山东，促进甘肃资源优势转化和大范围优化配置，对落实国家能源安全新战略、满足甘肃陇东地区大型综合能源基地电力送出需要、提升山东省电力安全保障能力、促进陇东革命老区及黄河流域高质量发展至关重要。
6月11日，宁夏—湖南±800千伏特高压直流工程开工。该工程是中国首条“沙戈荒”基地外送电的特高压直流工程，跨越宁夏、甘肃、陕西、重庆、湖北、湖南6省（区、市），线路长1619千米，额定电压800千伏，输送容量为800万千瓦，预计2025年6月送电。这是我国首条以开发沙漠光伏大基地、输送新能源为主的特高压输电通道，是推动新型电力系统建设和新能源供给消纳体系建设，也是推动“沙戈荒”基地风电、光伏发电大规模开发，加快新型能源体系建设的国家示范工程。工程建成后，每年将为湖南增加360亿~400亿千瓦时用电量，工程既能缓解湖南电力供需紧平衡，也将大幅带动宁夏新能源就地消纳和新能源大范围优化配置，为促进宁湘两地经济社会高质量发展提供有力支撑。
8月8日，哈密至重庆特高压直流工程开工，标志着“疆电入渝”从构想变成现实。哈密—重庆±800千伏特高压直流输电工程是国家“十四五”发展规划确定的102项重大工程之一，是“疆电入渝”工程的重要组成部分，也是“疆电外送”直流第三条通道。该工程起于新疆哈密，止于重庆市渝北区，动态投资286亿元，线路全长约2290千米。哈重特高压工程可使重庆电网外受电能力提升近八成，有效增强重庆电网供电保障能力，大幅提升省间电力互济能力，显著优化重庆能源结构。
5.福州—厦门、张北—胜利特高压建设取得阶段性成果
福州—厦门1000千伏特高压交流工程投运。12月16日，福州—厦门1000千伏特高压交流工程正式投运。该工程是提升福建电网北电南送能力的重点工程。工程起于福州闽侯的1000千伏榕城变电站，止于漳州的1000千伏长泰变电站，新建双回1000千伏输电线路238千米，铁塔832基。针对工程沿线山地占90%，交通运输、施工难度大的特点，工程全过程推广应用机械化设备及智能化技术，在铁塔组立阶段100%应用落地抱杆、流动式起重机方式组塔，这在我国特高压工程建设中尚属首次。福州—厦门1000千伏特高压交流工程是国家能源局“十四五”规划建设的重点工程，也是福建省第二条特高压线路工程。工程投运后，将进一步完善福建电网主网架结构，提升华东特高压交流主网架支撑能力，保障福建北部清洁电能外送和南部负荷中心受电，支撑闽粤联网工程运行。
11月20日，张北—胜利双回1000千伏线路工程（冀北段）全线贯通，成为全线5个标段中率先贯通的标段，为工程按期投运奠定了坚实基础。张北—胜利特高压交流工程是国家“十四五”电力发展规划重点项目，也是国家电网公司“三交九直”特高压工程中首个获得国家发改委核准的工程。工程全面投运后，锡林郭勒盟将形成“两交一直”特高压电力外送格局，每年可向京、津、冀、鲁、苏等地送电约700亿千瓦时，为锡林郭勒盟、张家口市的风、光、火电外送进一步创造条件，进一步增强京津冀地区电力供应保障能力，助力解决当前可再生能源开发和消纳不平衡问题，满足锡盟、张北新能源基地外送需要和京津冀地区负荷增长需求，从而持续优化华北电网结构，提升区域电力保供能力和安全稳定供电水平。
6.电网公司大力支持充电基础设施建设
国家电网有限公司全面贯彻落实国家发展新能源汽车决策部署，“强基础、优服务”，加强配电网建设改造，持续优化充电设施报装服务，积极开展充电服务平台建设，支撑各类充电设施高效便捷接入，为全球规模最大的充电基础设施体系提供了有力保障。国家电网是最先开始充换电设施建设的电网企业。目前国家电网建设的充电桩已经覆盖27个省，273个城市，国家电网建设的车联网平台已经接入的充电运营商超过1700家，用户超过1900万，可结算的充电桩已经突破40万个。
南方电网加大充电设施投资力度，加快城乡充电设施一体化布局。“十四五”期间，南方电网公司计划投资100亿元，新增充电桩14万支。到2023年，广东、广西、海南、贵州、云南等南方五省份实现充电基础设施乡镇全覆盖，乡镇充电平均服务半径缩短至20多千米。
7.华北、东北、西北电网首次开展同时错峰互济
8月11—14日，国家电网有限公司华北、东北、西北分部通过调整银东、鲁固两大跨区直流送电电力曲线，置换华北、东北、西北电网早峰跨区最大错峰电力20万千瓦，华北、东北、西北电网首次开展同时错峰互济。华北、东北、西北地区地理位置跨度大，日出和日落最大时差为2.5小时，华北、东北、西北电网均为新能源高占比的区域电网，负荷曲线和光伏发电曲线存在错峰。华北电网和东北、西北电网通过多条跨区直流相连，与东北、西北电网电力交换能力强，具备开展错峰互济的基础。
国网华北、东北、西北分部认真分析和评估本次华北、东北、西北电网同时错峰互济的开展情况及效果，将探索建立适应更长周期、更大范围的跨区域电力互济机制，做好电力保供，推动能源转型。
8.首个“源网荷储”微电网示范项目并网通电
1月5日，内蒙古自治区阿拉善供电公司额济纳旗“源网荷储”微电网示范项目初步实现并网通电。项目共投资1.25亿元，历时112天，新建储能电站1座。设备运行后，结束了额济纳旗单电源17年供电的历史。
“源网荷储”是一种包含“电源、电网、负荷、储能”整体解决方案的新型电力系统运行模式，可精确控制用电负荷和储能资源，解决清洁能源消纳及其产生的电网波动性等问题。该项目是内蒙古电力集团首个“源网荷储”微电网示范项目，也是国内首个具备独立运行能力、低短路容量、泛电压等级、广覆盖范围的源网荷储一体化坚强区域电网建设项目。项目建成后，可与10千伏电网双回并联运行，实现“风、光、柴、储”联合运行，既能并网又能离网运行，形成电网之间的互相备用，能有效解决偏远地区电网供电可靠性低的问题。
9.首个分布式智能电网示范区建设启动
2月13日，中国电力科学研究院、国网安徽电力经济技术研究院、天地电研（北京）科技有限公司联合安徽金寨县供电公司，共同完成安徽金寨县分布式智能电网示范区一期工程的现场勘察、设计等工作。这也标志着国内首个分布式智能电网示范区建设正式启动。
金寨县分布式智能电网示范区选定于金寨县大湾村10千伏马鬃岭04线路，供电范围内分布式光伏总装机容量2260千瓦，3个小型水电站总装机容量1280千瓦，新能源装机渗透率超过170%。金寨县分布式智能电网示范区一期工程计划于2023年12月底前完成施工建设。该工程实施后将实现示范区能源网络互联互通，提高示范区能源利用效率和供电可靠率。
10.首个区域级虚拟电厂投入运行
7月，南方电网公司分布式源荷聚合服务平台在广东广州、广东深圳、广西柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，在多省区同步实现了调频、直控等快速响应，标志着我国首个区域级虚拟电厂投入运行。
以往虚拟电厂受响应速度、市场机制、资源种类等因素影响，功能品种相对单一，此次区域级虚拟电厂实现大范围、多资源参与直控型需求响应、车网互动调节、二次调频辅助服务等新突破，直控资源在30秒内“闻令而动”，响应能力已基本接近实体电厂，同时还面向用户提供数字代维、智慧能管、市场交易等用能服务。目前，该平台已聚合广东、广西区域内新型储能、电动汽车充换电设施、分布式光伏、非生产性空调、风光储充微电网等各类分布式资源，聚合分布式资源规模10751兆瓦，其中可调节能力1532兆瓦，相当于投产7座220千伏变电站。
二、问题与趋势
1.高比例新能源的接入给电网乃至整个电力系统的稳定安全带来考验
大力发展新能源是我国践行“双碳”目标，着力构建清洁低碳安全高效能源体系的重要途径。然而，电网平稳调度、供需动态平衡，与新能源发电的随机性、间歇性等特性存在较大冲突。大容量、高比例新能源接入会造成系统输出功率随机波动，进而加剧电网调峰调频负担，给电网稳定安全运行带来威胁。随着新型电力系统建设的推进，电网及整个电力系统的稳定运行面临多方面挑战：一是电源结构向大规模可再生能源发电为主转变，保障电力安全可靠供应面临新挑战；二是电网形态向多元双向混合层次结构网络转变，系统稳定控制的复杂程度不断提升；三是负荷特性向柔性、产消型转变，负荷精准控制要求更高；四是技术基础向支撑机电、电力电子混合系统转变，系统稳定基础理论需要突破；五是运行特性向源网荷储多元协同互动转变，系统稳定平衡的广度深度持续增加。
2.电网企业全力推进新型电力系统建设
为适应高占比新能源发展需要，电网企业正全力推进新型电力系统建设。第一，完善骨干框架，提高输电能力，做好大规模新能源接入和大范围配置新能源工作。电网企业不断推进技术升级，持续加快先进输电技术发展，更好支撑大规模新能源并网和集中外送，提升区域协调互济能力。第二，推进电网数字化智能化转型。重视推动区块链、云计算、人工智能等数字技术与输电技术深度融合，促进广泛互联互通和全局协同计算，更好保障电力系统的安全稳定供应。第三，加速多元化储能技术改进和储能多应用场景、多形式配置发展，突破相关技术及成本制约，提升电力系统调节能力。第四，在提升电力需求侧响应能力方面，加快虚拟电厂等相关技术发展应用，支撑电力供需双侧智能互动和协同发展。
3.车网互动助力提升电网调峰能力
车网互动是电动汽车通过充电桩与电网进行能量和信息的互动，按能量流向分为有序充电和双向充放电。车网互动可以释放电动汽车作为灵活性资源的潜力，能够有效提升电网调峰能力、促进高比例可再生能源消纳、提升电动汽车用户经济收益，日益受到各方重视。无论是政府部门还是相关企业，都在积极行动。7月21日，国家发展改革委等部门印发的《关于促进汽车消费的若干措施》中明确提出，引导用户广泛参与智能有序充电和车网互动，鼓励开展新能源汽车与电网互动应用试点示范工作。未来，要实现车网互动的规模化应用，不仅需要升级现有电动汽车、电池和充电桩产品功能，还需要调整相关电力并网运行和电力市场机制，以及制定配套政策法规和技术标准予以保障，在此过程中，规模、模式、技术、标准和政策等是需要解决的主要问题。据悉，国家将出台进一步推进车网互动的政策性文件。聚焦车网互动的关键问题，着力培育产业生态圈，建立可持续的发展模式，车网互动前景可期、前途光明。（中能传媒能源安全新战略研究院）
原标题：年度重磅 | 能源发展回顾与展望报告——电网篇
