南方五省区电网负荷20次创新高：数字电网精准调度，现货交易拓展多样化商业-亚洲娱乐界

今年夏天，南方五省区顺利度过用电高峰的考验。

这其中，南方电网主网和南方五省区电力统调负荷一个月内20次创新高，1-8月南方五省区全社会用电量同比增长6.4%。大面积、长时间的停电情况并未像往年出现。

新能源电力大规模接入成为电力保供的新力军。10月9日，南方电网公司正式发布《南方电网新型电力系统发展报告》(下称《报告》)。《报告》显示，今年前三季度，广东、广西、云南、贵州、海南等南方五省区新增非化石能源装机2394万千瓦，占新增总装机的81.5%，高于我国平均水平近10个百分点。截至今年前三季度，南方五省区清洁电源供给格局基本形成。

从全国来看，南方五省区电力调度，总负荷占到全国的近五分之一。作为全国经济发展的重要区域，南方五省区不仅面临着电力保供的较大压力，同时在“双碳”目标下，能源结构转型也箭在弦上。

南方电网公司战略总监、战略规划部总经理郑外生估算，到2060年，南方五省区加港澳全社会用电量在3.5万亿千瓦时左右，即使非化石能源全部开发也只能满足2.5万亿千瓦时，还缺口1万亿千瓦时。

如何完善电力市场机制、构建跨区长距离输电通道也将成为接下来建设新型能源体系的重要工作。南方财经全媒体记者了解到，南方区域电力市场已基本具备电力现货跨省区交易条件，预计今年年底前将实现结算试运行，电力现货交易将覆盖广东、广西、云南、贵州、海南等五省区。

南方电网公司董事长、党组书记孟振平表示，下一步，南方电网将加快打造数字电网关键载体，到2025年全面完成电网数字化转型，服务支撑新增1亿千瓦以上新能源的接入和消纳，推动南方五省区非化石能源发电量占比达到55%，电能占终端能源消费比重达到35%，初步具备新型电力系统“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”基本特征。

破解安全、绿色、经济“不可能三角”

截至今年9月，南方五省区非化石能源装机达2.7亿千瓦，占电源总装机比重59%；新能源装机突破1亿千瓦，占电源总装机比重24%，新能源装机较2020年实现翻番。

然而，新能源电力大规模接入对电网安全运行造成巨大挑战。一是新能源具有随机性、间歇性、波动性特点显著，难以稳定可靠供电，极端天气可能停摆；二是新能源能量密度小、发电年利用小时数低，倘若为新能源配置大规模储能、灵活调节和支撑保障电源，又会导致系统整体冗余、成本上升、效率下降。

这就要求电网需要具备精准分析、提前预测、智能调控的能力。而数字电网的建设逐步破解了能源电力安全、绿色、经济“不可能三角”问题。

南方电网公司总经理助理、总信息师、数字化部总经理吴小辰介绍，为解决上述难题，南方电网公司率先提出建设数字电网通过强大的人工智能和大数据分析技术，对包括新能源在内的各类能源发电和用电负荷精准预测，配合对海量调节资源精准调度，实现多时空的实时供需平衡。

“3月13日凌晨，广西风电最大出力超过700万千瓦。白天风电出力下降至27万千瓦，风电波动幅度接近日用电负荷的三分之一。但得益于强大的算法，当天我们对风电的预测准确率达到98%。”南方电网广西电网公司电力调度控制中心水电及新能源科经理卓毅鑫说，在提前预判后，广西电网公司通过优化区内水电、火电出力曲线，有力保障了电力供应平稳有序。

目前，南方电网新能源调度运行管理平台覆盖了集中式和分布式等各类新能源，当中包括995家新能源场站、超2万个发电单元的信息，提前预判来风、日照形势。

自主研发的“夸父”新能源高精度功率预测系统，其预测准确率可在国家标准要求基础上提升3%-7%。更高的预测精度意味着电网常规电源备用容量的降低，按照平均功率预测精度提升5%测算，1亿千瓦的风电可减少500万千瓦的备用，相当于节约了一个大型核电站。

目前，南方五省区已经建成“八交十一直”的西电东送大通道，输电能力达到5800万千瓦，累计输送电量超过3万亿度。未来，除了推动云南、贵州的新能源加速开发利用之外，南方电网也计划开拓西藏和西北地区的送电。

电力现货交易将全覆盖南方五省区

市场机制是构建新型电力系统的重要支撑。

以2022年7月的数据为例，在持续高温天气影响下，用电量持续增长，广东电力现货价格最高超过1元/千瓦时，极大地激发了发电侧发电的热情，有效发挥市场机制保供作用。

南方电力现货市场是全国首个投入试运行的电力现货市场。今年开始，新能源也加入了现货交易。今年上半年，广东新能源发电参与电力现货市场交易电量为34.1亿千瓦时，同比增长210%。

据了解，经过多轮测试、优化，南方区域电力市场已基本具备电力现货跨省区交易条件，预计今年年底前将实现结算试运行，电力现货交易将覆盖广东、广西、云南、贵州、海南等五省区。

在新型电力系统背景下，电力系统调控运行模式正由传统的“源随荷动”向源网荷储多元智能互动转变。工业可调控负荷、电动汽车、储能等负荷侧资源不再是单纯消耗电能的“消费者”，而是既消耗电能又生产电能的“产消者”。

比如，电动汽车可以在用电低谷时充电，在用电高峰时向电网放电。今年7月，深圳最高用电负荷提前突破2100万千瓦。为保障电力稳定供应，当地多个电动汽车充电站通过南方电网公司分布式源荷聚合服务平台进行调控，仅耗时25秒便实现车网互动的精准调节。

而在储能领域，今年以来，一系列政策措施和管理措施致力于实现电网对储能的有效调度。比如，从今年6月1日开始，我国正式实行抽水蓄能电站容量电价，容量电价根据发电站装机容量计算，对发电企业的装机容量或可用容量进行直接补偿以刺激发电投资。在国家发改委发布核定48座抽水蓄能电站容量电价中，其中包括南网储能的7座抽水蓄能电站。

此外，独立储能也通过参与电力现货市场、辅助服务市场等获取多重收益，进一步拓展储能多样化的商业模式。业内也呼吁加快新型储能容量电价落地，不仅可以推动新型储能进入容量市场交易，则可以有效提升新型储能利用水平和储能的盈利水平。

据了解，在南方电网公司分布式源荷聚合服务平台上，广东、广西、海南等省区的新型储能、电动汽车充换电设施、分布式光伏、工商业可调节负荷、楼宇空调等各类分布式电力资源聚合的电力规模超过了1万兆瓦，其中可调节能力2312兆瓦，相当于投产7座220千伏变电站。

此外，南方电网公司建成电力需求响应平台，不断丰富完善日前、日内小时级、分钟级等削峰、填谷交易品种，以市场化机制引导用户主动参与削峰填谷。截至今年6月，南方电网需求响应能力突破1100万千瓦，各省区需求响应能力均超最大负荷的5%。