京津冀电力协同发展需“内外兼修”
——访国网能源研究院副院长王耀华
10年前，京津冀协同发展上升为重大国家发展战略，十年来，京津冀经济总量连跨5个万亿台阶、达到10.4万亿元，区域整体实力持续提升，现代化首都都市圈加快构建。
经济的高质量发展离不开可靠的能源电力保障。当下，京津冀地区能源电力发展面临怎样的挑战？“十五五”期间如何更好保障经济社会的高质量发展？
10月15日，在“智库助力‘十五五’规划，推动京津冀高质量协同发展”研讨会上，中能传媒记者采访了国网能源研究院副院长王耀华，他指出，京津冀电力协同发展，需强化区域电力通道和电网建设，提升电力需求侧响应能力，同时发挥科技创新优势，激发脱碳、零碳、负碳的关键作用。
挑战：“又缺又弃”现象频发
近年来，京津冀地区经济的快速发展带来能源需求总量的持续增长。国家电网数据显示，截至2023年底，京津冀夏季、冬季全社会最大负荷1.23、1.22亿千瓦，较2020年分别增长了22%和20%，电力需求持续保持中高速增长。
京津冀地区新能源增量迅速，新能源占比从2020年的36%增至2023年的50%，超越火电成为电源装机主体，但京津冀地区本地能源生产总量不足三成，能源消费对外依赖程度高。
王耀华指出，地处政治保电“最前沿”，京津冀电网电力保供工作极端重要。“‘十五五’期间，预计京津冀地区最大负荷增长0.3亿千瓦，保障性电源仅增加0.17亿千瓦。”王耀华预测，2030年，华北地区各类保障性电源相当于最大负荷的92%，而河北省南部地区占比仅为80%，负荷增长远高于保障性电源新增规模，因此，区域内电力互济将成为保供新常态。
因新增电源以新能源为主，电力保供“靠天吃饭”特征明显，由此电力系统将面临着高峰时顶峰能源不足存在电力缺口风险、低谷时调峰能力不足存在弃能风险的“又缺又弃”现象。
针对京津冀地区典型“火电+新能源+外受通道”电源结构的实际，王耀华认为，在大负荷期间，若新能源出力较少，叠加极端天气，供热机组普遍受阻10%—15%，日内、周内电量缺口更加明显；另外，光伏出力周期性强，而晚峰时段需求剧增，预测最大电力缺口将出现在冬季晚高峰时段。
新能源爆发式增长远超负荷需求，利用率面临大幅下降风险。根据国网能源研究院新能源消纳生产模拟平台NEOS预测分析，预计2030年京津冀新能源装机规模达2.44亿千瓦以上，最大负荷1.7亿千瓦，午间时段新能源出力超过负荷需求将成为常态，新能源利用率难以维持90%以上，存在进一步大幅下滑的风险。
对此，王耀华提出，针对京津冀地区新能源地理分布不均匀的情况，新能源集中的张北、承德地区在增加本地消纳空间的同时，还要扩大新能源安全可靠外送通道；针对光伏出力曲线与消纳曲线相反的情况，需要合理配置抽水蓄能、新型储能。
建议：“内外兼修”保障稳定
随着京津冀协同发展的深入推进，其接受外电的能力也需进一步提升，王耀华建议加强通道建设、优化电网结构、推进微电网建设，“三足并行”强化京津冀地区电力通道和电网建设。
加强电网通道。为满足“绿电进京”需求，可适度加强唐承秦500千瓦外送通道，为北京地区大幅增加绿电供应。
优化主网架结构。构建以京津唐1000千伏特高压环网为支撑，1000千伏与500千伏电网有序衔接的坚强主网架格局。
推进微电网建设。利用产业发展高地区位优势，推进工业绿色微电网建设，增强源网荷储协调互动，引导企业、园区加快分布式光伏、分散式风电、多元储能、智慧能源管控等一体化系统开发运行。
“缺”的风险通过强化电力通道和电网建设化解，对于“弃”的问题，王耀华提出，要提升电力需求侧响应能力。
深挖各类需求侧资源响应潜力。一方面，聚焦重点高压用户，持续开展各类需求侧可调资源的精细排查，另一方面，充分发挥虚拟电厂等新型主体作用，高效聚合低压小散需求侧可调资源。王耀华预测，到2030年，需求侧响应能力占比重将达到10%。
持续健全市场化交易互动机制。优化需求响应补贴资金长效疏导机制，建立健全需求侧资源高效参与现货、辅助服务、容量等电力市场的交易细则，推动各类需求侧资源高效化、常态化、规模化参与削峰填谷等电网运行调节场景。
不断优化分时电价及阶梯电价机制。综合考虑各省负荷特性及新能源出力特性，动态调整分时电价峰谷时段划分，并合理拉大峰谷价差，因地制宜推动居民阶梯电价由“年阶梯”向“月阶梯”转变，进一步强化价格信号引导作用。
王耀华提出，作为我国城镇化水平较高、创新要素最发达、科技和人才成果最丰富以及数字经济发展优势明显的区域之一，京津冀地区也面临着电力减排责任重、生态汇碳能力差的实际。
“京津冀地区要发挥科技创新优势，激发脱碳、零碳、负碳的关键作用。”王耀华认为，北京市、天津市达峰难度小，可加大实际碳减排措施，为其他省份提供示范经验；河北省工业规模和碳排放量较大，在碳达峰、碳中和路径上，要注重结构调整。
