从电网规划视角看电力供需

　　2023年，全球能源供应短缺持续蔓延，国际能源供需形势依然错综复杂，国内经济恢复发展带动能源需求稳定增长，区域性、时段性能源供需矛盾依然存在。在推动新型电力系统建设的背景下，我国能源安全与供需平衡仍面临较大考验。

　　电力供需矛盾对我国电网规划布局提出了新的要求，迫切需要加强电网主网架和配电网建设，提高跨区域电力输送能力和大型清洁能源基地外送能力，以及应对极端天气等突发因素的抗风险能力。面对电力供需紧张，必须立足我国能源资源禀赋，统筹发展与安全、统筹保供与转型，警惕极端天气、地缘政治等“黑天鹅”因素引起的电力供需紧张，提前做好电网规划，有效应对各类风险冲击，防范潜在问题的发生。

　　我国电力供需现状和特点

　　目前我国电力供需不平衡存在以下主要特点：

　　我国电力投资和建设取得长足发展，装机容量不断提高，但随着国民经济持续增长、疫情后居民消费稳定恢复，经济社会对于电力需求增长不断加快，整体上，我国电力供需仍处于紧平衡状态。

　　电力需求与供给间存在局部不平衡的矛盾。我国资源分布与需求存在逆向分布，东部、中部地区用电需求较大，但能源资源比较匮乏，西部地区用电需求较小，而能源资源比较丰富，因此造成了“东部缺电，西部窝电”的问题。

　　电力供需存在季节性不平衡问题。我国夏季和冬季的用电量处于高位运行，迎峰度夏期间，华东、华中等区域供需偏紧，迎峰度冬期间，华东、华中、华北等区域电力供需紧张。由于输电容量限制，迎峰度夏、度冬期间，西部的电量难以送到华东、华中等负荷中心。

　　极端天气引起供需不平衡。2022年7、8月，我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长，全国有21个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势紧张。

　　我国清洁能源基地布局

　　“十四五”期间我国将重点打造冀北、松辽、新疆等“九大清洁能源基地”和福建、浙江等“五大海上风电基地”，以大型清洁能源基地为重要抓手，通过重大基地支撑发展，通过示范工程引领发展，加快实施可再生能源的替代工程，持续加强新能源电力消纳和跨区输送能力建设，有序推进风电、光伏发电的集中式开发，积极推进多能互补的清洁能源基地建设，促进可再生能源高比例、高质量、低成本、市场化发展。在西部、北部等新能源资源富集地区，科学规划、布局一批以新能源为主的电源基地和电力输送通道，实现新能源电力全局优化配置。

　　除以上清洁能源基地布局外，“沙戈荒”“藏东南”等清洁能源基地开发也是重要发展方向。我国西部、北部地区的沙漠戈壁荒漠地区拥有优质而丰富的太阳能和风能资源，2022年12月14日中共中央国务院印发《扩大内需战略规划纲要(2022～2035年)》，明确指出要大幅提高清洁能源利用水平，建设多能互补的清洁能源基地，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点加快建设大型风电、光伏基地;藏东南地区水电、光伏资源禀赋优异，是未来西藏清洁能源基地开发的重点地区，2022年6月，我国发布了《“十四五”可再生能源发展规划》，统筹推进藏东南等水风光综合基地一体化开发。

　　我国部分清洁能源基地存在电力外送通道建设相对滞后、配套电源调峰能力弱、外送电源和电网建设不协调等问题，这些都是清洁电力大规模外送的掣肘因素，在建设新型电力系统过程中亟需补强。

　　我国特高压工程规划现状

　　为解决新能源大基地送出问题，加大跨区外送能力建设成为必然。光伏、风电等装机量持续攀升和大型新能源基地开发，对构建特高压直流联合外送系统提出了迫切需求。

　　截至2021年底，我国已建成特高压直流工程17项，输电容量合计约1.4亿千瓦，线路长度约3万千米，建成特高压交流工程15项，线路长度约1.4万千米，形成“17直15交”格局，覆盖我国七个区域电网，为大规模开发西部大型能源基地外送创造了条件。“十四五”期间，国家电网公司规划建设特高压线路“24交14直”，涉及线路3万余千米。

　　考虑我国能源资源与能源消费呈逆向分布的基本国情以及区域间水火互补、丰枯互济联网效益且彼此为邻的地理特点，我国特高压电网仍存在薄弱区域，如“三华”与东北、西北与川渝藏间联系相对薄弱，西部和北部清洁能源外送能力有待加强，未来需在重点区域特高压工程建设方面加快布局与建设。

　　从电网规划视角分析我国电力供需不平衡原因

　　区域能源分配不均衡的结构性矛盾

　　我国中东部地区用电需求大，能源资源较为匮乏，西部用电需求小，但能源资源丰富，这种负荷中心远离资源中心的现状需要通过特高压等方式解决。同时，我国电力供应以煤电为主，上游煤炭价格大幅度上涨，煤电成本大幅度增加，给煤电企业正常经营带来极大的压力，进而影响到煤电机组的正常运行。在严重的情况下煤电机组发不起电，有装机、无出力，会给电力供需平衡带来极大的影响。

　　风、光等新能源接入给电力实时平衡带来不确定性

　　随着新能源装机容量的快速增长，新能源接入对大电网供需平衡的影响越来越值得关注。风光等新能源具有随机性、波动性、间歇性等特点，其出力往往与负荷曲线波动的趋势相背离，即在负荷高峰时出力低，在负荷低谷时出力高。需要备用大量常规的火电机组为新能源调峰，以对冲其波动带来的不平衡。截至2022年底，我国可再生能源装机达到12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%，其中风电3.65亿千瓦、太阳能发电3.93亿千瓦。随着新能源在系统中比例越来越大，需要备用的调峰机组容量也越来越大，保持电力供需平衡的难度也越来越大。当出现极端天气带来风机、光伏出力极低甚至为零的情况下，可能因为备用机组容量不足导致系统供需失衡。

　　电网主网架布局不够完善，跨省输送能力不足

　　我国已建成的特高压输电线路让“西电东送”能力大大提升，但在局部区域的布局仍不完善。以川渝地区为例，成渝地区与周边地区还未建立坚强的互补互济电网，2022年夏季极端高温天气叠加降水少、用电负荷大等因素，引起川渝地区供电不足，其他区域电力难以送入，造成川渝地区出现较大规模的“用电荒”。

　　局部地区配网结构薄弱

　　目前，我国很多地区的配电网存在电力规划不到位、建设滞后等问题，不能满足高峰时期用电需求，在老旧城区、偏远地区和发展过快超出规划预期的地方，这种情况表现得尤为突出。主要有以下几方面问题：一是配网规划与城市规划没有进行紧密的联系，以及城市园区的建设、拆迁等不确定性因素给电网的负荷预测造成了一定的困难，容易引起电网负荷不平衡、电网与社区建设不匹配等问题;二是随着用户的发展，分支线路逐渐延长，所接配电变压器逐渐增多,负荷逐渐变大,有的分支线所挂的配电变压器达十多台，负荷容量较大，在运行中经常发生支线过负荷，引起停电故障;三是配网设备不合理，在配电网中存在着劣质绝缘子、穿墙套管，在各种过电压的作用下会发生击穿，造成线路故障;四是随着工业发展逐步向农村转移，农村对电网的需要也在不断加大，农网线路接线基本是单电源树状结构，且线路开关数量少，线路保护设备简陋，设备老化严重。

　　电网规划建议

　　坚持系统观念，科学谋划。电力建设发展具有较长的周期性和路径依赖，要加快解决电力系统运行中存在的突出问题，从行业全局来统筹协调已建发电设施的合理运行问题。一是统筹考虑各类电源中长期规划、网源规划及电力行业内部产业链条的紧密接续，将国家清洁能源战略更好地融入电力规划顶层设计，推动电力规划从供应侧、输电网向配网侧、用户端延伸;二是强化电力统一规划，建立健全政府电力规划管理体系，完善电力规划研究协作体系和滚动调整机制，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，健全国家规划刚性实施机制;三是根据“十四五”电力规划中长期电力发展目标，在特高压电网、城农网建设与改造、智能电网等方面，谋划一批符合电力行业长远发展的重大项目储备。

　　加快电网规划投资建设。一是加快推进跨省跨区特高压输电工程规划建设，解决电网发展结构性问题，完善区域500千伏和750千伏主干网架，提高电网整体供电能力特别是跨省跨区支援能力，强化电网骨干网架，提升跨省输送能力，充分利用好现有跨省跨区电网，扩大跨省跨区电量支援调配，最大限度地利用各区域电力结构特点，错峰缓解各省电力紧张局面，推动建立跨省跨区备用辅助服务市场，强化跨省跨区交易组织保障，充分应用跨区跨省输电通道能力，优化电网运行方式，强化电网风险预控，密切跟踪经济走势、电力需求、天气变化，合理安排电网运行方式，加强电网运行方式和电力电量平衡协调;二是加强各级电网建设，提高配电网和农村电网发展质量，提高电网接纳和优化配置多种能源的能力，满足多元用户供需互动，支撑经济结构调整、动能转换、区域协同，切实加强配电网建设，畅通供电“最后一公里”;三是解决电网两头薄弱问题，加强新能源与电网、新能源与调峰电源的统一规划，统筹新能源开发与市场需求，建立新能源基地与电网工程同步规划、同步投产的有效机制，提升电网接纳新能源的能力。

　　加快“三华”、川渝、东北等区域特高压工程建设。根据中电联电力供需报告，预计2023年迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧;迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧。华中地区崛起势头正劲，能源需求旺盛，增长潜力很大，预计“十四五”期间华中地区局部时段存在一定的能源缺口。建议未来加快“三华”与东北通过特高压交流联网，形成东部同步电网，将西北与川、渝、藏通过特高压交流联网，形成西部同步电网，全国形成东部、西部、南方3个同步电网。采用特高压工程将西部能源基地电力直送华中负荷中心，满足华中经济发展及负荷增长需求。成渝地区通过白鹤滩、乌东德等电站往东部地区输送的是水电，考虑到水电存在的季节性问题，为保证川渝地区电力供应稳定，建议在川渝地区与宁夏、甘肃、青海、新疆等西北地区建立特高压输电通道，形成互补互济的开发格局，促进西北地区可再生能源的发展。

　　加快清洁能源基地外送电通道建设，提高新能源外送规模和消纳能力。因地制宜发展新能源，综合各地资源条件、电网条件、负荷水平等因素优化可再生能源项目开发时序，坚持集中式和分布式并举开发新能源。持续优化新能源发展布局，风电和光伏发电进一步向中东部地区和南方地区优化布局，在东部地区建立多能互补能源体系，在西部北部地区加大风能、太阳能资源规模化、集约化开发力度。尽快提出云南、四川和“三北”地区可再生能源基地的跨省区消纳输电通道方案，加大西部、北部富余电力送出力度。加快跨省跨区电力通道的建设，有效发挥大电网综合平衡能力，促进新能源发电消纳。

　　优化能源结构，推进能源多元开发、多能互补。丰富不同种类能源的供应，发挥煤电与新能源发电的特性互补优势、调剂余缺。加强风电、太阳能等新能源发电的统筹规划，积极安全有序发展核电，协调推进新能源开发与配套网源建设，确保新能源能并能发，保障大规模新能源消纳，实现大范围资源优化配置。

　　提高系统应急保障能力。加强源网荷储协同互动，对电力柔性负荷进行策略引导和集中控制，充分利用用户侧资源，化解短时电力供需矛盾。推进多元化储能技术研发与应用，优化储能布局场景，推动独立储能发挥调节作用。通过源网荷储协同互动的整体解决方案，增强电网柔性调节能力，提升对特大自然灾害、事故灾难等极端情况的承受和恢复能力。

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2023年02期，王光达、杨彪、张琛供职于国网能源研究院有限公司