在线讯:甘肃新型电力系统既具有特高压直流“大送端”特征，又具有西北送端电网“中心枢纽”属性，其科学规划、建设和运行直接关系到西北乃至全国新型电力系统的构建，甚至影响全国新能源供给消纳体系的建设。
甘肃，在国家能源安全战略和新能源供给消纳体系中，既是重要的能源生产基地，又是重要的能源输送“大动脉”和中转枢纽，这决定了其在建设新型电力系统时，要更多地考虑资源禀赋、地理区位、网架结构等特点，以及如何兼顾好“大送端”与“中心枢纽”的作用。如今，甘肃在建设新型电力系统的过程中，已初步形成典型性、系统性、全局性的发展重点。
记者了解到，“十四五”以来，国网甘肃省电力公司（简称“国网甘肃电力”）全力构建特高压直流送端型、区域电网枢纽型的新型电力系统。截至4月底，甘肃省新能源并网装机容量达到3122.28万千瓦，占全省总装机容量的48.95%，外送电量中新能源占比达50%，创历史新高。
发挥“大送端”“中心枢纽”双重作用
“与风光资源同样丰富的青海、新疆等省区相比，甘肃构建新型电力系统的最大特点在于地理区位和网架结构。”国网甘肃电力发展事业部专业人员对记者表示，甘肃地处西北地区中心位置，是亚欧大陆桥核心通道和丝绸之路经济带的“黄金段”，甘肃电网是西北区域电网的中心枢纽、西电东送的主通道和国家能源输送的重要走廊。目前，陕西、宁夏、青海、新疆四个省区电网没有直接相连，而是通过18回750千伏线路与甘肃电网相连，甘肃电网发挥着“坐中联四”、互联互通的枢纽作用。
据了解，甘肃构建新型电力系统的特色在于发展模式的典型性、实施路径的系统性、建设成效的全局性。
国网甘肃电力发展事业部专业人员介绍，典型性方面来看，国家明确要加大力度规划建设以大型风光基地为基础、以周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。甘肃能源资源种类齐全，风光、煤炭资源丰富，“新能源+煤电+特高压”的发展模式与国家层面规划思路高度契合，具有显著的示范意义。此外，甘肃距离中东部负荷中心相对较近，风光资源丰富地区交通条件相对便利，具有较好的成本优势。
“系统性方面，作为西北区域电网的总枢纽、西电东送的主通道，甘肃新型电力系统的构建必须充分考虑西北电力系统的安全稳定经济运行乃至全国现代能源体系建设，必须坚持先立后破、通盘谋划，强化科技创新和体制改革双轮驱动，保障电力安全可靠供应，推动能源清洁低碳转型，统筹推进送端型、枢纽型、通道型融合发展的实施路径。”国网甘肃电力发展事业部专业人员介绍，全局性方面，由于优越的资源禀赋和巨大的开发潜力，西北地区在我国能源安全供应体系中的地位愈加重要。甘肃新型电力系统既具有特高压直流“大送端”特征，又具有西北送端电网“中心枢纽”属性，其科学规划、建设和运行直接关系到西北乃至全国新型电力系统的构建，甚至影响全国新能源供给消纳体系的建设。
建设陕青宁新新能源输送主网架
随着“一带一路”建设、新时代西部大开发、黄河流域生态保护和高质量发展、碳达峰碳中和国家战略深入推进，甘肃成为高比例新能源送端的功能定位将更加清晰和稳固。开发腾格里、巴丹吉林、库姆塔格沙漠大型风光基地，与国家打造绿色安全高效的新能源供给消纳体系重大部署深度契合、同频共振。
记者从国网甘肃电力了解到，为进一步彰显甘肃电网“西北电网总枢纽、西电东送主通道、现代能源建设重基地”的大范围资源优化配置作用，国网甘肃电力加快推进了电网转型升级，滚动优化甘肃省“十四五”电网发展规划，推动特高压直流外送通道、750/330千伏西北主网架、配电网协调发展。
国网甘肃电力相关人士透露，正在加快推进甘肃与陕西、青海、宁夏、新疆750千伏省间互联和省内新能源输送主网架建设，省间余缺互济能力和主要断面输送能力不断提升，西北区域电网枢纽地位和作用持续强化。“我们正加快陇电外送特高压直流输电通道规划建设、陇电入鲁工程可研工作，已推动陇电入浙工程纳入国家电力规划并启动预可研，有序推进酒泉第二条特高压工程规划研究。”
按照“十四五”建成2条、开工1条的思路，甘肃省将提高资源汇集、重要断面输送和跨省互济能力，进一步强化甘肃电网“坐中联四”枢纽优势，加快提升新能源开发和并网服务能力。
另外，国网甘肃电力“十四五”期间将加快打造新型电力系统示范区，推进建设红色陇东多能互补、酒泉“光热储能+”等示范工程，谋划建设特高压直流送端型、区域电网枢纽型省级新型电力系统“甘肃样板”。此外，立足甘肃电网形态特点，国网甘肃电力重点在高比例新能源大规模送出消纳、新能源发电主动支撑、智能调度运行、大容量新型储能等方面加大核心技术攻关力度，依托重大工程在新能源开发、直流外送、新型储能、现货市场、电氢耦合等方面打造国内一流的创新示范基地。
面临安全经济政策等多重挑战
谈及国网甘肃电力目前建设新型电力系统的主要挑战和难点，国网甘肃电力发展事业部相关负责人直言，主要是面临电力保供形势严峻的安全性风险、建设运行成本增加的经济性风险、新能源消纳压力增大的政策性风险等。
记者采访了解到，甘肃省煤电等保障性、支撑性、调节性电源不足，新能源“靠天吃饭”问题突出，关键时刻顶峰作用不足，安全稳定风险大，保供形势严峻。受价格机制制约，煤电投资意愿偏低、建设滞后，配套煤电滞后严重制约直流通道输送能力和利用效率。另外，抽水蓄能建设周期长，“十五五”中后期才能陆续投运。新型储能处于规模化应用起步阶段，总体容量偏小，已下达计划的配套储能设施建设滞后，未能实现与新能源项目同步建设、同步投产。
“由于灵活调节资源建设总体滞后，‘十四五’期间及以后调峰缺口将明显增大。”国网甘肃电力发展事业部专业人员向记者坦言，甘肃新能源装机占比即将超过50%，新能源主体地位初步形成，电力系统“双高”“双峰”特征凸显，交直流混联相互影响，频率电压稳定问题相互交织，直流密集通道安全风险明显增大，新型电力系统新形态、新技术亟待研究突破。
一个不容忽视的问题是，电力系统为平衡新能源出力波动和电量消纳，配套的电网建设运维成本、调节资源投资运行成本将显著上升，而现有市场机制难以合理补偿调节性电源建设改造成本，导致调节性资源建设意愿不强，调峰能力不足。随着新能源项目布局逐步深入沙漠戈壁荒漠腹地，配套电网建设规模和成本持续上升。
多位业内人士认为，考虑到新能源发电利用小时数远低于常规电源，单位电量对应的电网建设运行成本整体呈现上升趋势，国家层面和甘肃省亟需完善政策机制，将新能源技术进步带来的发电成本降低部分，用于合理补偿电力系统调节性资源、配套电网建设成本，同时将部分成本传导至终端用户。
“目前甘肃新能源发展超前于电网、负荷、储能和支撑性、调节性电源，未来几年新能源消纳压力将持续增大，特别要防止因利用率过低导致出现颠覆性政策风险。”国网甘肃电力发展事业部专业人员表示，根据甘肃省能源发展规划建设情况，“十四五”期间甘肃新能源理论发电量年均增长20.7%，远超省内全社会用电量年均4.94%、外送电量年均14.2%的增长速度，市场空间、调节能力、输送能力等难以满足新能源大规模发展的需要。通过电力电量平衡测算，“十四五”中后期甘肃若要保持相对合理的新能源利用率，需要按照国家发改委、国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》合理配置新型储能。
据悉，“十四五”期间，甘肃新型储能将由商业化初期步入大规模商业化应用，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式趋于成熟，形成开发布局优化、低价示范带动、技术多元应用的新型储能发展体系，实现与新型电力系统各环节融合发展。
