浙江电力着力纾解建设新型电力系统核心问题

当前，“双碳”行动和新型电力系统建设正在加速推进。距离初次提出，已过去一年多，如今实现路径已然更加明晰。

浙江是能源消费大省，却是能源资源小省，能源自给率低，外来输入能源占比高，同时新能源装机容量激增，波动幅度大、间歇性强。对浙江而言，新型电力系统建设核心就是要解决外来电和新能源这两个不确定性问题。

能源安全的重要性已与粮食安全相当。对电网企业而言，“能源的饭碗”要端在自己手里，就要增强电网调节能力，即电网弹性。依靠政策赋能、丰富储能、科学用能、坚决节能，国网浙江省电力有限公司以此四轮驱动不断促进源网荷储互动升级，提升电网调节能力，让更多不确定转化为确定。

政策赋能

建设新型电力系统并非单纯涉及能源问题。它需要实现安全可靠、清洁低碳、经济高效这“三重目标”，最终影响着全社会的用能体验与成本。

高比例外购电是浙江电力保供的重要支撑，浙江外来电占比持续高达三分之一，一旦送端有波动，就会直接影响全省电力供应。当前，外购电的来源、供给、交易、价格等都存在不确定性，省外清洁能源“惜售”明显，争取外购电难度增加。而风、光等新能源发电“靠天吃饭”，随机性强，无法稳定保障能源供给。

构建新型电力系统，是一个整体性问题，需要全社会共担共建，其中也包括政府的支持推动。在浙江电力的四轮驱动中，积极推动政策赋能是主导，以“一刚一柔”确保调节能力的增强。

外来电、外来气的不确定性需要政府推动合同协议刚性执行。从远景看，建设基于全国统一的电力市场，构建稳定灵活高效的近中长期交易体系，建立适应新型电力系统资源灵活配置、发挥外购电调节作用的价格机制等，也都有待政策推动实现。

新能源的不确定性需要政府推动需求侧管理柔性应对，推动探索用能权交易等新模式。在政策支持下，浙江电力将持续深挖需求侧资源形成高互动能力，增强电网柔性调节能力。

通过构建新能源和储能发展生态，释放万亿级市场空间，形成全社会积极参与的良好局面，这也需要政策在顶层设计上的指引和支撑。

随着新型电力系统建设的持续迭代推进，煤电替代重在转型、控碳手段更加高效等新的着力点也正在显现。面对新形势，浙江电力也正发力推动相应机制调整优化，更好地引导全社会参与低碳减碳行动。

丰富储能

丰富储能是满足风、光大规模消纳，解决新能源不确定性问题必要的技术条件。

在能源消费侧，2021年浙江峰谷差已超过3450万千瓦，是全国峰谷差最大的省份之一，“十四五”及以后，随着产业结构进一步调整，负荷峰谷差或将进一步拉大。在能源供给侧，“十四五”期间，浙江风电、光伏发电将在2020年装机规模基础上实现倍增，但新能源出力不稳定性突出。而储能可以削峰填谷，平抑新能源并网波动性，大幅提高电网稳定性与新能源消纳能力。

在电网侧，浙江电力正着力加快推进全省抽水蓄能开发建设，提升电网弹性。

浙江具有抽蓄资源丰富、地方政府支持力度大、电网接入基础好等优势。目前，境内抽水蓄能电站在运4座，合计458万千瓦；在建7座，合计1060万千瓦。在国家《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》中，浙江有25个资源站点列入重点实施项目，另外还有9个资源站点列入国家抽水蓄能中长期规划储备库。

助力抽水蓄能发展更加“风生水起”，浙江电力还将采取一系列行动。加快抽水蓄能电站开发进度，推动中小型抽水蓄能电站纳规建设，研究探索风光储一体化发展模式，同时广泛吸引社会资本参与开发，促进“新能源+抽水蓄能”联合开发，并努力推动价格机制相关政策落地，通过市场帮助投资主体获取收益、回收成本，拉动市场积极性。

和抽水蓄能一样扮演着“大型充电宝”角色的还有新型储能。目前新型储能主体是电化学储能，其具备建设周期短、调节

此前，浙江省发展改革委、浙江省能源局已发布《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》，提出要加快新型储能技术创新，建立健全配套机制，拓展商业模式创新，推动并支持各投资主体开发建设新型储能项目，实现新型储能高质量发展。该实施意见明确，2021~2023年，浙江要建成并网100万千瓦新型储能示范项目，“十四五”力争实现200万千瓦左右新型储能示范项目发展目标。

科学用能

科学用能是能源高质量发展的必要条件。

围绕科学用能，浙江电力积极探索优化能源资源的市场化配置。杭州萧山区是工业大区，工业能耗大。2022年该区供电公司会同发改等部门启动实施工业企业用能预算化管理，通过年初下达企业年度用能预算指标，试行工业企业用能统筹调剂机制，允许企业将剩余的用能空间和节能量在规定时间内转让或租赁。据初步测算，目前该区涉及用能预算化企业共6500余家，预计今年降低单位工业增加值能耗4%左右，预计全区年度节约用电量约3.6亿千瓦时。

用能权交易的探索也正在丽水进行。2021年12月以来，国网丽水供电公司与属地发改部门对接、达成共识，实施基于用能预算指标为基数的用能权市场化交易，并于今年3月完成了用能权交易的全县域覆盖，鼓励当地在能耗总量指标控制的前提下，开展企业间用能预算指标市场化交易，破解区域用能平衡、交易机制和能效提升等难题。截至目前，成交电量已超过120万千瓦时，为科学用能提供实践经验。

围绕科学用能，当前，浙江电力也正在推进电力保供精细化、柔性化、市场化的方式转变，打造动态“虚拟电厂”，深挖工业生产、商业楼宇和居民生活等领域需求响应资源，探索新兴行业互动能力、多种负荷聚合方式，不断扩大参与主体、丰富响应模式，深化用户与电网的互动，实现更大范围的削峰填谷。到2023年，浙江电力目标全面建成面向全业务、全区域、全时间尺度的“一键响应”需求侧管理模式，实现负荷资源统一管理、调控与服务。

此外，电网弹性智能发展、动态增容、分布式潮流控制技术等一大批新型电力系统相关新技术也正在加快应用，切实增强电网的高弹性，让用能更科学更智慧更高效。

坚决节能

在“双碳”背景下，坚决节能正在有效倒逼产业转型升级。

推进坚决节能，浙江电力从能效驱动、数字变革和机制变革等层面入手，形成立体式节能减排矩阵。

浙江单位GDP能耗为全球平均水平的1.1倍、OECD国家的1.8倍，能耗高、能效低问题突出，能源消费还远未“吃干榨尽”。

对此，浙江电力树立“能效是第一能源”“节约的能源是最清洁的能源”理念，助力全社会从“控能”转向“控碳”，助推全社会能效水平提升。

以更高水平能效服务推进工业、建筑、交通等领域绿色低碳转型；构建数字化管理方式，创新发展能源互联网新生态新业态，提高能源电力数据的价值创造力、产业带动力；纵深推进“供电+能效服务”，催生绿色价值；推动形成减污降碳的激励约束机制，服务经济社会绿色低碳转型……通过这些举措，2022年浙江的目标是让单位GDP能耗下降3%。

在实施能效驱动中，浙江电力全面推进能源低碳转型。聚焦工业、建筑、交通等领域，通过能源输入端合理化、过程中再利用、输出端再循环、用户间再交易，服务用户能效提升。同时重点推动高能耗领域的电能高效替代与规模化应用，以电代煤、电代油、电转冷热等实现电能多形态转换，实现能源高效清洁利用，并拓展终端用能领域的多能协同、冷热电联供、氢电耦合、能源梯次利用及余能资源利用技术，提升多能互补能力，助力用能更经济。

浙江电力还将主动向内挖掘节能潜力，实现全环节全流程的节能减碳升级，力争在推进电网自身运行效率提升中做到“物尽其用”。

构建新型电力系统是一场关乎经济社会的系统性变革，其成果必将促进全社会更高质量发展，也是促进“双碳”、实现共同富裕内涵式发展的题中应有之义。