中國儲能網訊：西北西南兩個區(qū)域電網在能源資源、電源結構、負荷特性等方面均存在較大互補性，有必要規(guī)劃新的聯(lián)網互濟通道，實現跨區(qū)域跨流域多能互補。
我國新型電力系統(tǒng)建設正在進入關鍵期，各區(qū)域電網由于負荷及電源結構的特點，自身資源優(yōu)化配置能力有限，電力電量平衡面臨挑戰(zhàn)，亟須拓展區(qū)域電網間時間、空間上的互濟潛力。聚焦西北與西南這兩大特性鮮明的區(qū)域電網，系統(tǒng)謀劃其跨區(qū)域、跨流域的多能互補發(fā)展路徑，不僅關乎區(qū)域能源安全，更將為全國新型電力系統(tǒng)建設提供可借鑒、可推廣的“西部方案”。
消納之痛與保供之難
西北與西南電網雖同屬能源資源富集區(qū)，卻面臨著截然不同又相互關聯(lián)的發(fā)展困境，折射出單一區(qū)域系統(tǒng)獨立運行的脆弱性。
西北正在承受新能源“甜蜜的負擔”，新能源消納壓力大，保供存在不確定性。一是新能源消納形勢嚴峻。預計2030年，西北電網新能源裝機容量將接近8億千瓦，較“十四五”期末翻一番。在新能源大發(fā)日，新能源日理論電量超負荷日電量，午間光伏出力達到最大負荷的近2倍，新能源消納困難，全年西北電網新能源利用率將低于80%。二是調節(jié)資源緊缺且建設成本高昂?；痣婌`活性改造可挖潛量殆盡，水電發(fā)展趨于飽和，負荷側調節(jié)資源總量有限，儲能缺乏長期穩(wěn)定政策支持，自然條件約束導致抽水蓄能選點較少，且單位動態(tài)投資約8000元/千瓦，高于“三華”地區(qū)的約1000元/千瓦。三是新能源極小發(fā)日電力保供緊張。隨著火電電源發(fā)展放緩，常規(guī)保供電源比重進一步下降，西北電網平衡對新能源、儲能的依賴逐漸增大。西北年最大負荷一般出現在冬季12月，日最大負荷出現在晚上。與現狀相比，2030年西北電網電力電量平衡“又多又少”的問題將更加突出。在新能源極小發(fā)日，新能源日發(fā)電量僅占負荷日電量的20%。為保障電力可靠供應，需要建設一定規(guī)模的火電，新建火電主要在新能源極小發(fā)日發(fā)揮頂峰作用，年利用小時數較低。
西南則飽受“靠天吃飯”的季節(jié)性缺電煎熬，水電調節(jié)潛力可在更大范圍內發(fā)揮作用。一是電力保供困難。西南電網電源以水電為主，“靠天吃飯”問題突出，全年呈電力電量雙缺態(tài)勢，夏季8月和冬季12月缺口最大，季節(jié)性缺電特征明顯。2022年7～8月，西南地區(qū)經歷了歷史同期“最高溫度、最少來水、最大負荷、最長時間”的“四最”疊加局面，有序用電規(guī)模超1500萬千瓦。二是水電調節(jié)能力可進一步發(fā)揮作用。西南電網日調節(jié)及以上水電裝機占比超80%，但由于電量平衡緊張，水電調節(jié)能力發(fā)揮受到限制。若能緩解西南電網電量平衡緊張的情況，其水電調節(jié)能力可在更大范圍內發(fā)揮作用，助力全國新能源消納。
西北的“風光”無限卻難以自消，西南的“碧水”豐盈卻困于保供，二者隔山相望，實為我國能源棋盤上亟待聯(lián)通的兩處關鍵“斷點”。
讓西北“風光”遇見西南水電
西北西南兩個區(qū)域電網在能源資源、電源結構、負荷特性等方面均存在較大互補性，有必要規(guī)劃新的聯(lián)網互濟通道，實現跨區(qū)域跨流域多能互補。
在能源資源方面，西北區(qū)域風光資源豐富，技術可開發(fā)量超過100億千瓦，開發(fā)成本較低，但調節(jié)資源建設成本高。西南水電空閑容量大、調節(jié)能力強，可實現長時間尺度優(yōu)化調節(jié)。在電源結構方面，預計2030年，新能源、水電仍分別為西北電網、西南電網的裝機主體，其中西北電網新能源裝機占比將超過70%，調節(jié)電源嚴重不足。將兩個區(qū)域電網統(tǒng)籌考慮后，新能源與調節(jié)電源裝機比例更為合理，電源結構更加均衡，可極大緩解兩個區(qū)域電網的新能源消納與電力保供壓力。在負荷特性方面，西南年最大負荷一般出現在夏季7～8月，日最大負荷出現在中午。預計2030年，兩區(qū)域年負荷特性差異導致總體最大負荷降低約3.5%，可以減少火電裝機容量1500萬千瓦以上。
按照兩區(qū)域調峰互濟需求最優(yōu)和最大化提升通道利用效率，西北—西南聯(lián)網互濟通道功能定位為“調峰互濟+保供應急”。
在調峰互濟方面的具體舉措：在夏季、冬季，西北電網作為西南電網的跨季節(jié)儲能。西南電網電量平衡困難時，西北電網將火電和新能源電量送至西南電網，補充西南電網高峰負荷月份季節(jié)性電量缺口，替代西南電網火電裝機，降低系統(tǒng)建設和運行成本；在其他季節(jié)，白天時段西北電網將富余的新能源電量送至西南電網，晚上高峰時段西南電網將水電返送西北電網。如此，西南電網可作為西北電網的日內調節(jié)手段，充當快充慢放儲能，西北電網可減少火電開機和電量，進一步拓展新能源消納空間。
在保供應急方面的具體舉措：在新能源極小發(fā)日，西南電網水電作為西北電網跨日儲能。結合新能源預測情況，西北電網提前將富余新能源電量送至西南電網，依托西南水電大型水庫儲存電量，在新能源極小發(fā)日到來時，西南水電將之前的儲存電量返送西北電網，提供可靠電量支撐，可替代西北電網火電裝機。
從示范到推廣，協(xié)同機制不可少
實現西北西南區(qū)域的能源互補，有著扎實的基礎與清晰可行的路徑。
2024年，兩區(qū)域互濟電量183.5億千瓦時，德寶直流通道利用小時數超6100小時，經濟效益良好。規(guī)劃網架下，西北750千伏電網已翻越秦嶺，兩個區(qū)域電網距離漸近，中間僅隔大巴山。此外西北750千伏電網南部規(guī)劃建設“四南通道”，為聯(lián)網通道提供堅強的網架支撐。
西南特高壓交流也逐步向北延伸，電網安全支撐、潮流疏散能力均增強。從距離和路徑條件上看，甘肅、陜西與西南聯(lián)網條件較優(yōu)。目前兩個區(qū)域電網間已投運或處于規(guī)劃前期階段的±800千伏特高壓直流（哈密—重慶、甘肅—四川、南疆—川渝）均以送電為主，在優(yōu)化上述直流運行曲線發(fā)揮互濟作用后，預計2030年兩區(qū)域仍有1000萬～1500萬千瓦的互濟潛力。
下一步，可考慮分期建設西北—西南互濟聯(lián)網通道，一期工程建設陜西—重慶300萬～500萬千瓦雙端柔直通道。工程投運后（以300萬千瓦測算），通道交換電量約150億千瓦時，可替代兩區(qū)域火電裝機容量375萬千瓦，減少兩區(qū)域新能源棄電量60億千瓦時。據測算，西北—西南互濟聯(lián)網通道單位造價約相當于同容量抽蓄電站單位造價的1/3，經濟效益顯著。
此外，還需配套推進三項關鍵工作：
一是將西北—西南互濟通道打造為“調峰互濟+保供應急”示范工程。西北—西南互濟通道將使兩個區(qū)域電網互為不同時間尺度的儲能。充分考慮區(qū)域電網特性，優(yōu)化直流運行曲線，互濟通道基礎利用小時數超過4000小時，遠高于傳統(tǒng)的背靠背互濟工程。我國橫跨五個時區(qū)，各大區(qū)域電網在負荷特性和電源結構上具有顯著的互補性。后續(xù)可進一步推廣“調峰互濟+保供應急”跨區(qū)聯(lián)網模式，例如東北電網負荷高峰早、風電裝機占比高，可與我國中東部或光伏裝機占比高的區(qū)域電網進行聯(lián)網互濟。
二是加快推動西北—西南互濟通道規(guī)劃建設。建議加快推動西北—西南聯(lián)網互濟工程納規(guī)，一期工程規(guī)劃建設陜西—重慶300萬～500萬千瓦雙端柔直通道，后續(xù)研究甘肅—四川、青海—四川互濟通道的必要性及可行性，遠期結合西南地區(qū)抽水蓄能開發(fā)情況，研究擴大區(qū)域互濟的必要性及方案。
三是完善跨區(qū)互濟通道電價體系。建議深化研究跨區(qū)互濟通道電價疏導模式，提升通道經濟效益?？紤]到西北—西南互濟通道的功能定位，區(qū)別于背靠背互濟工程現行的容量電價模式，該通道可采用“容量電價+電量電價”的兩部制價格體系，容量電價由聯(lián)網的兩大區(qū)域共同承擔，電量電價由購買方承擔。后續(xù)建立跨區(qū)交易資金池平衡盈虧，盈利部分納入跨區(qū)交易資金池，優(yōu)先補償虧損電源和用戶，剩余部分按電量比例分攤收益，進一步保障各方合理收益。
和高比例電力電子設備接入電網，電力系統(tǒng)的特性發(fā)生了根本性改變，由于電力電子設備的快速控制響應和非線性特性，易出現寬頻振蕩問題。這些振蕩可能在跨區(qū)電網間傳播，威脅系統(tǒng)穩(wěn)定。當受端電網發(fā)生短路故障時，直流系統(tǒng)不僅不能退出運行，還要提供緊急功率支援，這對直流系統(tǒng)的控制保護邏輯和響應速度提出了極高要求。
二是新能源消納與功率預測的瓶頸。新能源發(fā)電的波動性給跨區(qū)電力互濟的計劃制定和實時平衡帶來了巨大壓力。以光伏占比較高的系統(tǒng)為例，這種“午間過剩、晚間缺電”的錯配現象，要求跨區(qū)電力通道不能僅為單向輸送，還需要具備極強的雙向靈活調節(jié)能力。盡管風光出力預測技術在進步，但長時間尺度的風光功率預測仍存在較大誤差?？鐓^(qū)電力交易通常需提前一天或更早組織，如果實際出力與申報曲線偏差過大，會導致聯(lián)絡線功率越限，威脅電網安全，迫使調度機構采取棄風棄光或有序用電等緊急措施。目前的跨區(qū)電力互濟多為日內甚至實時的功率平衡，但面對連續(xù)陰雨天、無風期等“長時間尺度”的新能源出力不足的狀況，現有的儲能和互濟機制難以提供有效的周或月調節(jié)能力。
三是多能互補與協(xié)同控制技術不成熟。要實現跨區(qū)互濟的最優(yōu)效果，需要對送受兩端的能源資源、負荷與儲能等進行全局優(yōu)化協(xié)同，這對數據交互、通信安全和控制算法提出了極高的要求。
四是利益分配與價格機制不健全，這是目前制約跨區(qū)互濟的重要原因。當送端省份自身電力緊張或電價上漲時，往往會優(yōu)先保障本省供應，減少或停止外送；受端省份會因外來電可能擠占本地電源的發(fā)電空間，出于地方GDP和稅收的考慮，不愿意接納外來電。且跨區(qū)輸電需要送端和受端電網提供調峰、調頻等輔助服務，這部分成本的分攤機制尚不清晰。
技術創(chuàng)新發(fā)展推進跨區(qū)電力互濟
為了應對新能源發(fā)電波動、區(qū)域電力互濟和多元多向互動技術挑戰(zhàn)，一系列前沿技術正在從實驗室走向大規(guī)模工程應用。
在跨區(qū)電力互濟體系中，電源側是決定互濟能否成功的關鍵支撐，其核心正從“追求發(fā)電效率”向“追求系統(tǒng)調節(jié)和主動支撐能力”轉變。
一是靈活性改造技術。在新能源波動性大的背景下，傳統(tǒng)煤電和水電需從單純的“發(fā)電主力”轉型為“調節(jié)主力”。
對煤電而言，靈活性改造涉及深度調峰技術、快速啟停與爬坡等靈活性技術。為配合跨區(qū)直流輸電的功率調整，電廠需要通過燃燒器改造、控制系統(tǒng)優(yōu)化等技術，讓煤電機組能夠在低負荷下穩(wěn)定運行，具備更快的負荷響應速度（爬坡速率），以應對受端電網的突發(fā)缺電或送端新能源大發(fā)的情況。
對水電而言，跨區(qū)互濟往往涉及同一流域梯級電站之間甚至不同流域電站的互補。通過數字化技術對多個水電站進行聯(lián)合優(yōu)化調度，可以平滑出力曲線，提高跨區(qū)送電的穩(wěn)定性。
二是新能源并網與支撐技術。新能源從“并得上”到“撐得住”，重點是要提升涉網性能，推進構網型技術和故障穿越技術的研發(fā)。構網型逆變器能夠主動構建電網電壓和頻率，顯著增強系統(tǒng)的慣量和短路容量，解決“高比例新能源接入導致系統(tǒng)強度不足”的難題，防止直流輸電發(fā)生換相失敗。需要先進的電力電子控制算法，確保在電網波動時新能源電站保持在線運行（即故障穿越）。
三是儲能與多能互補技術。電源側配置儲能是解決跨區(qū)電力互濟中“發(fā)用不匹配”的直接手段，從源頭解決風光發(fā)電的隨機性、波動性問題。通過先進的能量管理系統(tǒng)，將風電、光伏、火電、水電和儲能作為一個整體進行協(xié)同控制。
在跨區(qū)電力互濟體系中，電網是承載電力流動的“物理骨架”和“神經系統(tǒng)”。如果說電源側技術解決了電力“發(fā)得出”的問題，那么電網技術則解決了電力“送得走、落得下、控得住”的問題。
一是智能化調度與交易技術。 隨著 全 國 統(tǒng) 一 電 力 市 場 的 建 設 加 速 推進，跨區(qū)互濟不再僅靠行政指令，而是由實時數據來驅動。電力現貨市場智能出清技術，依托的是毫秒級的數據交互和復雜的數學模型。利用人工智能算法，結合氣象衛(wèi)星數據，對風光新能源的出力進行分鐘級預測，解決跨區(qū)交易中“計劃與實際偏差大”的痛點，減少預測不準導致的功率越限風險。
二是柔性互聯(lián)技術。柔性技術可實現兩個頻率不同或相位不同電網的異步互聯(lián)，并且通過日內多次反向送電，解決不同電網之間“接不上”或“送不穩(wěn)”的問題。以前跨區(qū)互濟大多在主網層面，將來還可下沉到配電網，通過安裝電力電子變換裝置，解決省際配電網電壓相角差問題，實現毫秒級“零時差”互濟，無需人工倒閘。
三是數字孿生與全景感知。利用高精度氣象模型與電網拓撲結合，例如在覆冰嚴重的區(qū)域，利用除冰機器人和覆冰預測系統(tǒng)，提前預判線路風險，保障跨區(qū)通道在極端天氣下的物理安全。通過數字孿生系統(tǒng)模擬跨區(qū)送電對受端電網的沖擊，輔助進行輸電工程線路規(guī)劃和運行方式安排。
體制機制創(chuàng)新，打通跨區(qū)互濟大動脈
當前，跨區(qū)電力互濟的技術卡點正逐步被柔性直流、特高壓等技術攻克，真正的堵點已轉移到“利益分配”和“體制機制”層面。如何算好經濟賬和安全賬，是打通跨區(qū)互濟“大動脈”的關鍵所在。
一是破解市場機制與規(guī)則“不兼容”的問題。一方面，隨著電力市場化改革深入，規(guī)則不統(tǒng)一成為新的障礙。不同電網在歷史上形成了不同的市場規(guī)則、交易時序和技術標準，其在具體的結算方式、偏差考核、阻塞管理上，仍存在“軟壁壘”，導致跨區(qū)交易流程復雜、效率不高。另一方面，新能源出力波動大，難以像煤電那樣簽訂穩(wěn)定的長期電量曲線合同?，F有的跨區(qū)交易品種多為中長期物理合約，缺乏靈活的現貨交易機制來適應新能源的隨機性，導致“發(fā)多少、送多少、用多少”難以實時匹配。
二是避免規(guī)劃與建設的“不同步”問題。特高壓通道與配套電源的“錯峰”建設會導致資源浪費。受這種“不同步”影響，送受形勢會發(fā)生較大變化，導致跨區(qū)通道不得不調整功率運行，無法發(fā)揮最大效益。
電力資源優(yōu)化配置不僅是輸電通道的建設，更是一個涵蓋空間布局、時間維度以及市場機制的系統(tǒng)工程，需要規(guī)劃者和建設運營者以全局和系統(tǒng)的視角，認識其新形勢、新邊界、新定位。
（作者系電規(guī)總院副總工程師兼能源科技創(chuàng)新研究院院長。編輯：張琴琴）
