構建新型電力系統 助力“雙碳”目標實現

近日，山東印發《山東省電力發展“十四五”規劃》（以下簡稱《規劃》），立足新發展階段，完整準確全面貫徹新發展理念，融入新發展格局，處理好政府和市場、發展和減排、整體和局部、短期和中長期的關系，統籌穩增長和調結構，全面落實“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，把碳達峰碳中和納入電力發展全局，錨定全省能源結構“四增兩減一提升”優化調整目標，堅守電力安全底線，努力打造綠色低碳、智慧高效的電力供應體系，推動構建具備更強新能源消納能力的新型電力系統，不斷深化體制機制改革，滿足人民群眾美好生活用電需求，為支撐新時代社會主義現代化強省建設提供堅強電力保障。

明確發展目標

總體目標：全省全社會用電量達到8500～8700億千瓦時，年均增長4.1%～4.6%；全社會最大用電負荷達到1.43～1.47億千瓦，年均增長4.6%～5.1%。

結構目標：電力總裝機達到2.1億千瓦左右，煤電裝機1億千瓦左右，新能源和可再生能源裝機1億千瓦左右，燃氣發電裝機800萬千瓦左右。接納省外電量達到1500億千瓦時以上。

效率目標：電網綜合線損率降至3.5%，煤電機組平均供電標準煤耗下降至295克/千瓦時左右。

民生目標：電能占終端能源消費比重達到30%左右，人均生活用電量達到950千瓦時，供電可靠率達到99.959%。

筑牢“四大基礎”全力保障電力安全可靠供應

切實發揮煤電托底保供作用，加快大型煤電機組建設。充分發揮煤電“壓艙石”和“穩定器”作用，加快推動納入國家電力“十三五”規劃煤電項目建設投產。嚴格執行“五個減量替代”要求，適度布局建設大型煤電機組。到2025年，力爭建成投產大型煤電機組1000萬千瓦以上，30萬千瓦及以上煤電機組裝機容量占比達到85%左右，煤電機組平均單機容量提高到20萬千瓦左右。積極推進應急備用電源建設。對符合安全、環保、能效要求和相關標準的合規煤電機組，可“退而不拆”，關停后作為應急備用電源?！笆奈濉逼陂g，形成400萬千瓦的應急備用能力。

有序推動燃氣機組項目建設，在濟南、青島、煙臺、泰安等負荷中心、LNG接收站周邊和天然氣管道沿線城市，重點布局重型燃氣機組項目。在工業園區、產業集聚區等供熱需求穩定的區域，合理布局分布式燃氣機組項目。在魯北鹽堿灘涂地等可再生能源開發基地，積極發展“風光燃儲一體化”項目。到2025年，燃氣機組裝機達到800萬千瓦。

大力實施“外電入魯”戰略，打造“五交四直”受電格局。加快隴東至山東特高壓直流輸電通道建設，適時推動第五條直流輸電通道納入國家電力規劃。到2025年，接納省外電量達到1500億千瓦時以上。強化“外電入魯”配套電源支撐。規劃建設魯固直流輸電通道千萬千瓦級“風光火儲”一體化電源基地，加快昭沂直流輸電通道配套電源建設，優化銀東直流輸電通道配套電源結構。到2025年，既有直流輸電通道利用小時數提高到4500小時以上。

防范化解電力安全保供風險，提高電力系統安全運行能力。健全設備安全管理長效機制，加強重要電力設施安全防護，推進電力安全風險分級管控和隱患排查治理，提高電力系統安全運行水平。提高大面積停電應急處置能力。完善大面積停電應急機制，開展大面積停電應急演練。加強應急處置能力建設，發展壯大專業化應急隊伍，配齊配強專業應急裝備，加大應急保障資源投入，提高電力系統應對緊急事故能力。

強化電力系統網絡信息安全。建立健全電力行業和企業網絡安全應急指揮體系，開展網絡攻防演練，加強網絡安全專項技術監督，強化仿真驗證能力，提升應急響應和處置能力。

去年7月，發改委、能源局聯合發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，這是繼2017年《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》出臺后第二份針對儲能發展的“頂層設計”，也是“十四五”期間儲能發展的指導綱領。文件首次明確提出量化的儲能發展目標，即到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規?；l展轉變，新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上。到2030年，實現新型儲能全面市場化發展。今年3月，《“十四五”新型儲能發展實施方案》的出臺在《指導意見》的基礎上進一步明確發展目標和細化重點任務，提升了規劃落實的可操作性。

在頂層文件指引下，多部委密集出臺各類政策，包括行業管理規范、儲能價格機制探索、市場機制建立、科技創新規劃等。比如，去年3月發布的《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》，指明“兩個一體化”，即“風光儲一體化”、“源網荷儲一體化”是新能源項目未來的重點發展方向；同時各部委通過“重點研發專項”、“首臺套工程”等重大項目落地對儲能項目給予技術研發、示范應用支持，幫助推動規模化發展。

具體來看，可再生能源加配儲能成為重點發展模式，多地明確規定儲能配置需求。在持續增長的可再生能源消納壓力下，新能源加儲能配套發展的模式將明顯提升儲能裝機的確定性。為了鼓勵企業裝配儲能，發改委和能源局聯合發文給出“超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網”的優惠政策。地方也積極行動。2021年，20多個省市陸續發文，鼓勵或強制“新能源+儲能”配套發展，多數地區明確要求當地新能源項目儲能配置比例不低于10%，連續儲能時長2小時以上。部分地區如內蒙古、河南的項目配置要求甚至在20%以上。

儲能寫入多省政府工作報告，今年繼續“加速跑”。今年可再生能源建設繼續被列入各地政府的重要任務，而儲能也作為必要配套被屢屢提及。比如浙江給出了100萬千瓦新型儲能項目的開工目標、四川要求推動多元儲能重大項目落地等。而且在中長期規劃的指引下，抽水蓄能電站建設被提及的頻率明顯增加，廣東、甘肅、山西等地均發布了具體的建設規劃。

系統經濟性困局正化解

短期來看，政策是我國儲能裝機發展的主要驅動力，而系統經濟性的提升才能打開中長期規模化發展的空間。因而，隨著市場機制的逐步改善。儲能系統經濟性的拐點也在“漸行漸遠”。首先，分時電價改革打開用戶側儲能發展空間。2021年7月發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，要求進一步拉大峰谷電價價差，建立尖峰電價機制。政策的出臺明顯有助于儲能“削峰填谷”效益的提升。此后超20省市出臺完善分時電價機制相關政策。從2022年5月各省市電網代理購電價格來看，東部沿海以及西南地區電價差較大，比如廣東、浙江的最大峰谷電價差已經達到0.9元/KWh以上；峰谷電價差超過0.7元/度的省市已達到15個。根據海通電新團隊的測算，理想用能狀態下，不考慮融資，峰谷電價差在0.6元/KWh以上時，項目就有一定的經濟性。因而隨著各地分時電價機制的調整，工商業儲能裝機效益繼續提升，用戶側裝機空間隨之打開。

突出“四個重點”大力推動電力綠色低碳轉型

加快推動可再生能源發展，統籌推進風電開發?？茖W推動海上風電開發建設，重點圍繞渤中、半島北、半島南三大海上風電片區，打造千萬千瓦級海上風電基地。統籌生態保護紅線、土地資源等要求，穩妥有序推進陸上風電開發建設。到2025年，全省風電裝機達到2800萬千瓦，其中海上風電裝機力爭達到800萬千瓦。

多措并舉發展光伏發電。布局“環渤海”“沿黃?！眱纱笄f千瓦級海上光伏基地。規劃建設魯北鹽堿灘涂地千萬千瓦級風光儲輸一體化基地和魯西南采煤沉陷區“光伏+”基地。推動整縣（市、區）分布式光伏規模化開發示范。到2025年，光伏發電裝機達到6500萬千瓦，其中海上光伏1200萬千瓦左右。有序推進生物質發電發展。堅持因地制宜、多元發展，科學合理推進生物質熱電聯產項目建設。到2025年，生物質發電裝機達到400萬千瓦左右。

積極安全有序推動核電建設出，秉承“嚴慎細實”核安全理念，積極打造膠東半島千萬千瓦級核電基地。在確保安全的前提下，全力推進海陽、榮成、招遠核電廠址開發建設，建成榮成高溫氣冷堆、國和一號示范工程，開工建設海陽核電二期等項目。到2025年，核電裝機達到570萬千瓦。

全面實施煤電機組“三改聯動”，節能降碳改造。優先推廣使用成熟適用技術，重點對供電標準煤耗在300克/千瓦時以上的煤電機組實施節能改造。到2025年，完成煤電機組節能改造1000萬千瓦以上，全省煤電平均供電標準煤耗下降至295克/千瓦時左右。

靈活性改造。原則上現役純凝、抽凝機組改造后最低技術出力分別達到額定容量的30%和40%，新建純凝、抽凝機組分別達到20%和30%。到2025年，完成煤電機組靈活性改造1000萬千瓦以上。

供熱改造。深入挖掘30萬千瓦及以上煤電機組供熱潛力，推進中遠距離供熱。著力整合供熱資源，加快推進供熱區域熱網互聯互通。到2025年，完成煤電機組供熱改造1000萬千瓦以上。

大力推進系統調節能力建設，積極推進新型儲能規?；l展。以市場化為導向，科學合理選擇經濟技術可行的路線，優先發展大容量、高效率、長時間新型儲能設施。加強壓縮空氣儲能示范應用，重點培育泰安等地區新型儲能基地。到2025年，新型儲能設施規模達到500萬千瓦。

加快布局建設抽水蓄能電站。建成投運文登、沂蒙抽水蓄能電站，加快推進濰坊、泰安二期抽水蓄能電站建設。啟動棗莊莊里、萊蕪船廠等重點項目建設。到2025年，抽水蓄能電站裝機達到400萬千瓦，在建規模達到800萬千瓦。

深入挖掘需求側響應潛力。鼓勵工業企業參與電力輔助服務市場，積極引導對電價敏感的高載能用戶改善工藝和生產流程，提供可中斷負荷、可控負荷等輔助服務。完善需求響應激勵機制，建立健全需求響應交易平臺。到2025年，需求側響應能力達到600萬千瓦以上。

強化“四大支撐”加快推進新型電力系統構建

持續構建堅強高效網架結構，著力構建省內特高壓骨干網架。加快推動曹州1000千伏特高壓變電站主變擴建工程建設。啟動煙威清潔電源基地1000千伏配套送出工程建設。到2025年，力爭形成省內特高壓交流骨干網架。

加快提升輸電網互濟能力?？茖W布局500千伏變電站，完善省域主網架結構。持續優化220千伏市域主網架，滿足各地區負荷供電需求?！笆奈濉逼陂g，規劃建設500千伏電網工程68項，新增變電容量約5900萬千伏安、線路約5200公里；規劃建設220千伏電網工程401項，新增變電容量約6400萬千瓦、線路1.1萬公里。

深入推進現代城鄉配電網建設。緊密跟蹤各地中心城區、新型城鎮、產業園區等重點區域用電負荷增長需求，及時增加變（配）電容量。實施農村電網鞏固提升工程，加快分布式電源接網工程建設，滿足整縣分布式光伏等清潔能源發展需求?！笆奈濉逼陂g，規劃建設110千伏電網工程1227項，新增變電容量約8200萬千伏安、線路1.3萬公里。

扎實推動堅強局部電網建設。加快推進濟南、青島兩個重點城市堅強局部電網建設，適時啟動其他城市堅強局部電網建設。力爭到2025年，濟南和青島初步建成堅強局部電網。

加快完善智慧電力運行體系，建立高效智能調度機制。構建多層次智能電力系統調度機制，重點依托云計算、物聯網等技術，積極推進山東省源網荷儲多元協同調度控制平臺建設。強化5G+智能電網調度示范應用，探索建立新型有源配電網調度控制模式。

推進電力基礎設施數字化。依托現代信息通信、大數據、物聯網、區塊鏈等技術，加快推進信息采集、感知、處理、應用等環節建設。推動電網數字化改造、智能電廠建設，加快電力生產、傳輸、消費等基礎設施數字化、智能化升級。

探索發展配電網新形態。以促進新能源消納為導向，強化區域內自主調峰，按照“先試點、再推廣”的原則，有序推進源網荷儲一體化和多能互補試點項目建設。鼓勵在能源資源富集區、工業園區、海上島嶼等地區，建設消納高比例新能源、具備自調節能力的智能微電網。

開展綜合智慧能源服務。構建綜合智慧能源服務平臺，試點應用“荷隨源動、網絡智能、儲能調節”電力系統運行新模式，實現新型儲能、微電網、分布式能源、智能用電等設備與電網友好互動。

集中攻關新型電力系統技術，突破清潔發電技術。推進大容量風力發電技術研發及規模化應用，開展遠距離海上風電輸電等關鍵核心技術研發和試點示范。推動海上光伏重大技術攻關和設備研發，提升光伏電站智能控制水平。加快核電技術研發，推進國和一號、華龍一號等三代及以上核電關鍵技術裝備國產化。深化清潔燃煤發電技術應用，推廣純凝機組低負荷脫硝、供熱機組熱電解耦等靈活性改造技術。

加快發展新型儲能技術。重點攻關大功率鐵鉻液流電池電堆以及關鍵能量轉換、液流電池離子膜材料等技術，示范試驗固態鋰電池、鈉電池集成、煤礦壓縮空氣儲能、熱熔鹽或固體儲熱深度調峰等技術，推廣鹽穴壓縮空氣儲能等技術。

強化電力安全技術應用。加快電網風險動態感知和防御技術、網絡安全攻防關鍵技術等研發和應用。推進“工業互聯網+電力安全”技術應用，加大云計算、大數據等技術在信息網絡安全防護中的應用。

著力打造新型高端電力智庫，積極搭建電力領域創新平臺。加強產業關鍵核心技術研發，成立山東智能電網技術創新中心。推動建立新型電力系統能源互聯網創新聯盟。支持建設產業創新中心、技術創新中心、科研孵化基地、重點實驗室等創新載體，著力打造一批國家級、省級研發創新平臺。

加強電力專業人才隊伍建設。強化“領軍人才+創新團隊+優質項目（優勢學科）”模式，力爭通過引進高層次人才、集聚高層次團隊，帶動電力技術創新實現突破。充分利用省內高等院校電力專業優勢學科，與企業開展人才聯合培養，培育壯大電力領域人才隊伍。

把握“五個關鍵”全面深化電力體制機制改革

不斷完善電力市場體系建設，持續推動電力中長期市場建設，充分發揮中長期市場在平衡長期供需、穩定市場預期的基礎作用。深化電力現貨市場建設，引導現貨市場更好發現電力實時價格，準確反映電力供需關系。推動風電、光伏等可再生能源參與現貨市場，建立合理的費用疏導機制，力爭實現不間斷運行。完善電力輔助服務市場，更好體現靈活性調節性資源市場價值。

持續深化電力價格機制改革，完善煤電價格市場化形成機制，有序推動核電、風電、光伏等進入市場。全面放開工商業用戶進入市場，確保居民、農業、公益性事業用電價格相對穩定。

有序推動運營機構規范運行，進一步深化交易機構股份制改革，形成權責分明、多元制衡的交易機構公司法人治理結構和靈活高效的經營管理機制。加強信息公開和披露，規范披露流程，依法依規披露電網安全約束條件等關鍵信息，健全信息安全保障機制，確保電力運行信息安全可控。

深入推進配電售電業務改革，嚴格售電公司準入標準，健全確保供電可靠性的保底供電制度。規范增量配電網項目建設與運營，引入競爭方式優選項目業主，明確增量配電企業的市場主體地位，完善相關配套管理辦法。完善分布式發電試點市場化交易規則，鼓勵分布式光伏、分散式風電等主體與周邊用戶直接交易。

加快構建新型電力市場機制，提升電力市場對高比例新能源的適應性，有序推動新能源參與電力市場，以市場化收益吸引社會資本，促進新能源可持續投資。建立發電容量成本回收機制，保障調節性電源固定成本回收，推動抽水蓄能、儲能、虛擬電廠等調節電源投資建設。引導有需求的用戶直接購買綠色電力，做好綠色電力交易和綠證交易、碳交易的有效銜接。

聚焦“五個需求”持續提升電力服務民生水平

積極推廣實施電能替代。拓寬電能替代領域，推進“電能替代+綜合能源服務”，提高電能占終端能源消費比重，提升能源利用效率。到2025年，電能占終端能源消費比重達到30%以上。

全面提升節約用電水平。堅定實施節約優先戰略，把節約用電貫穿于經濟社會發展全過程和各領域，推動生產方式和生活方式綠色變革，強化公共領域和居民節約用電，促進經濟社會發展綠色低碳轉型。

加快布局充電基礎設施。堅持市場主導、政府引導相結合，優化完善城鄉公共充換電基礎設施布局，加快推進居民區、公共領域、專用領域充換電基礎設施建設安裝。到2025年，全省充換電站達到8000座以上，公共、專用充電基礎設施保有量達到15萬個以上。

持續優化用電營商環境。深化制度創新、流程再造，堅持對標對表，進一步壓減辦電時間、簡化辦電流程、降低辦電成本、提高供電可靠性，持續改善用電營商環境，提高人民群眾辦電滿意度。到2025年，低壓和10千伏高壓普通用戶平均辦電時長分別縮減至2天和10天，城鎮規劃建設用地范圍內供電企業投資界面延伸至用戶建筑區劃紅線。

全力服務重大戰略實施。緊緊圍繞省委、省政府重大戰略部署，統籌推進電力基礎設施規劃建設。高標準推進黃河流域地區電網規劃建設，全面服務海洋強省和軍民融合戰略實施。提高5G基站、數據中心等數字產業安全供電保障能力，支撐新型基礎設施建設。
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