2020年，国家提出了“2030年碳达峰，2060年碳中和”目标，大力推进源网荷储（电源、电网、负荷和储能）协调发展。2020—2021年，国家连续印发了多项政策文件，中央财经委员会第九次会议又指出要构建以新能源为主体的新型电力系统。

随着能源革命的持续推进和新能源大规模接入，新型电力系统的“三双”特征越来越明显，即双高（高比例可再生能源和高比例电力电子装备）、双峰（电力网络冬夏负荷高峰）、双侧随机（供给侧随机性和需求侧随机性），而对传统电力系统简单的修补和增删已经难以支撑含高比例可再生能源电力系统的安全高效运行，推动电力系统变革、构建新型电力系统势在必行。

因此，探索一套能够有效推动新型电力系统构建的源网荷储协调互动新模式，对于确保清洁能源最大化消纳，加快电网向能源互联网升级，实现“碳达峰、碳中和”目标意义重大。
陕（西）湖（北）直流特高压工程投运后，“十四五”期间，湖北电网将成为全国互联成分（特高压直流、特高压交流、常规直流、常规交流、柔性直流）、电网功能（送、受并存）最复杂的省级电网之一，交直流混联、送受端并存的特点将更加突出，新版稳定导则和事故调查规程的出台对大电网安全稳定运行提出了更高的要求。

随着“双碳”目标的提出和电力市场化改革的深入推进，电力系统“双高”形态和“双新”特征凸显，传统和新形态稳定问题交织，故障形态和演化路径日趋复杂，连锁反应风险大幅增加，能源转型面临巨大挑战。

近年来，储能电站爆炸起火事件频发，为该行业敲响了储能系统安全警钟。据统计，2017年8月至2019年10月，韩国发生的27起光伏电站储能系统的火灾事故中，有17起事故是化学锂电池燃烧引起的。当然，储能安全问题不仅仅是电池带来的，而是系统安全问题，某一环节出现问题，都将带来难以估计的损失。
新能源成为主体电源，电力系统储能建设、煤电灵活性改造、电网接入、负荷侧响应各环节建设和运营成本都要增加，但近年我国终端电价一直呈现下

降趋势，市场化机制不健全，矛盾较为突出。例如，罗田县白莲河抽水蓄能电站年固定容量电费达到4亿元左右，湖北省火电灵活性改造势必降低火电机组年利用小时数，降低火电机组运行经济性，各方增加系统调节能力都有经济性的约束。


制定以“双碳”为目标的源网荷储协调发展模式构建与实施方案，明确管理创新项目工作目标、工作思路、创新方法、保障措施、进度计划及责任人、预期成果、成果报告撰写计划等内容。之后由地市（自治州）、县（区、县级市）公司及支撑机构出台具体的“双碳”建设方案，明确各自的工作计划和工作任务。

2）组建“双碳”管理机构

成立“碳达峰、碳中和”工作领导小组，由国网湖北省电力有限公司（简称公司）主要董事和党委委员组成领导小组，下设办公、规划、运行、宣传等专项工作小组。领导小组负责贯彻国家、国家电网有限公司和湖北省委省政府关于“碳达峰、碳中和”的各项决策部署，加强与政府有关部门、相关单位的沟通衔接，审议公司落实举措、工作目标、重大任务及有关工作安排，研究解决工作中遇到的重大问题，统筹各方力量，调动各级资源，督导各部门、机构和单位工作进展，全面推进公司“碳达峰、碳中和”各项工作。工作小组负责项目的具体研究、推进和实施等工作。
1）推动新能源政策出台

坚持规划统筹，充分发挥电网规划引导作用，配合湖北省能源局编制“十四五”可再生能源规划。争取湖北省能源局出台鼓励煤电机组灵活性改造政策，争取2025年前实现应改尽改。争取湖北省能源局出台新能源优先配置政策，对于实施煤电机组灵活性改造的发电企业配置新能源发展指标，新增新能源项目要求配置储能设施。

2）支持新能源基地建设

一是积极引导新能源合理布局。配合湖北省能源局发布新能源消纳指引，根据电网情况将湖北省分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类消纳区域，支持新能源优先就地就近消纳，统筹考虑在建项目、电力负荷、送出通道和网架结构，引导新能源企业按指引合理布局、有序发展。

二是做好新能源基地建设。配合湖北省能源局综合考虑区域内资源禀赋及电网能力，合理设置基地项目，支持基地项目利用现有水电、火电通道打捆送出，推动风光水火储多能融合互补，充分发挥现有输电通道输送能力，实现综合效益最优。

三是加快推进新能源并网服务工作。开辟新能源配套电网工程建设“绿色通道”，对符合规划和政策要求的清洁能源发电项目，全力做好并网服务工作，开辟风电、太阳能发电等新能源配套电网工程建设“绿色通道”，加快推进项目建设。

四是加快分布式电源建设。为分布式电源提供一站式全流程免费服务，加强配电网互联互通和智能控制，满足分布式清洁能源并网和多元负荷用电需要。加快微电网关键技术攻关和应用，为分布式电源和微电网运行提供技术保障，提升重要负荷应急保障和风险防御能力。

3）提升新能源传输能力

超前开展外区清洁能源送入湖北研究，规划建设金上（金沙江上游）-湖北直流特高压工程。全力消纳光火打捆、光水集合的区外来电，夯实“双碳”目标实现基础。

全力推进华中特高压交流环网建设，完善华中区域电网电力资源大规模优化配置平台，全面提升省（自治区、直辖市）间互济能力，并完善湖北省内500 kV“西电东送”通道，加快220 kV及以下各级电网建设，畅通省内新能源输送通道，打通新能源消纳堵点和毛细血管。
1）加快推动电力系统纳入政府规划

结合“双碳”目标和新型电力系统构建要求，全力配合做好湖北省“十四五”电力规划，推动将电力系统全环节促进能源转型的重大举措、重点工程纳入湖北省政府规划。一是梳理湖北省内电力基本情况。统筹电力供应、运行安全和利用效率，推动风电、太阳能发电等电源的合理安排。

二是加强电力规划研究。配合湖北省能源局，研究湖北省应急备用和调峰电源建设方案，推动电源增发、稳供，提高跨区跨省送电和互济能力，研究利用市场化手段扩大需求侧响应规模，做好电力供应保障。

三是开展电力规划编修。配合湖北省能源局编制“十四五”可再生能源规划。滚动调整湖北电网“十四五”发展规划，加快湖北电网中长期电力供应格局研究、湖北电网远景形态深化研究，滚动修编“四交两直”特高压电网过渡期适应性研究、衔接湖北500 kV目标网架的220 kV电网优化发展研究。

四是优化电网项目建设方案。结合新能源开发规模和布局，对电网项目具体安排和建设时序进行调整，重点保障负荷供应，优先满足新能源接入。

2）开辟清洁能源并入电网系统的绿色通道

对于符合规划和政策要求的清洁能源发电项目，及时、高效、规范开展并网工作，明确工作时限。与发电企业合作，积极开辟新能源配套电网工程建设的“绿色通道”。

对于符合规划和政策要求的清洁能源发电项目，全力做好并网服务工作。深化“放管服”改革，下放配套项目可研设计批复权限，及时安排投资计划，加快推进清洁能源项目建设，确保电网电源同步投产。同时，加快推进清洁能源外送配套电网工程建设。

3）加快推动一流湖北电网建设

加快能源互联网建设，全面畅通“四交两直”特高压大动脉，推进“一个中部框架、三个受端电网”主经络建设，加快中低压配网“毛细血管”延伸覆盖，实现各级电网协调发展。

一是加快数字电网建设。推动大数据、云计算、物联网、移动互联网、人工智能、区块链等技术深度融合应用，持续提升电网数字化智能化水平，持续增强全息感知、灵活控制、系统平衡能力，为清洁低碳、安全高效的能源体系建设提供有力支撑。

二是加快一流示范项目建设。按照国家电网有限公司统一要求，在完成武汉光谷能源互联网综合示范项目规划后，要尽快启动项目建设，力争2023年建成具有中国特色、国际领先的能源互联网综合示范区，主要指标达到国际领先水平，引领能源互联网全面建设。

三是加快推动新模式试点应用。配合政府有关部门参与市场规则建设，积极引导用户参与市场交易，推进湖北电网“荷随源动”电网运行新模式试点应用。

4）加快推动清洁能源实现快速响应

一是加强调度系统建设。推进D5000智能电网调度控制系统和省、地一体化自动发电控制（AGC）系统的建设，加强跨区域、跨流域风光水火联合运行，促进清洁能源消纳多级调度协同快速响应，高质量完成清洁能源消纳考核要求。

二是加强电网统一调度。提高新能源功率预测水平，构建专业级气象监测平台，形成系统和场站两级预测体系，切实提升新能源功率预测精度。优化抽水蓄能电站发电、抽水运行，合理编制方案，及时调整全网水电机组、火电机组运行方式，优先消纳新能源电力，确保风电、光伏能发尽发、能用尽用。

三是加快实施省级电网间备用共享机制。结合省级电网年最大负荷、单机最大装机容量、跨区直流最大输送容量等因素，研究确定多个省级电网最低需要预留的旋转备用容量，作为区域电网实时运行动态平衡的标尺。
1）推进综合能源服务，构建智慧能源服务体系

一是加快开拓综合能源服务项目。以工业园区、医院、学校、大型公共建筑为重点，积极拓展用能诊断、能效提升、多能供应等综合能源服务。

二是推动建设综合能源服务平台。加快推进省级智慧能源服务平台实用化，推动各类综合能源项目全面纳入省级平台管理，加快平台型企业构建。推动智慧能源系统建设，开发部署电力需求侧响应相关功能，贯通相关数据，实现客户、政府和电力公司的三方互动服务，搭建线上线下一体化客户服务平台，及时向用户发布用能信息，引导用户主动节约用能。

2）提升区域供电能力，拓展电能替代广度与深度

一是开展终端用能电气化行动。提升城市供电能力，开展乡村电气化行动，做好沿江高铁等电气化铁路供电服务工作。推动工业领域绿色制造转型、建筑领域节能标准提升、交通领域绿色低碳升级，加大各领域替代力度。

二是加快推进充电设施建设。打造城区1 km、3 km、5 km充电服务圈，推进公共充电网络向乡村地区延伸，推动建设湖北省级充电设施信息服务平台。充分挖掘电动汽车源荷储特性，开展电动汽车给电网送电等新技术的研究及设备研发。

3）加强电力数据建设，推动低碳消费市场建设

加强发电、用电、跨省区送电等大数据建设，支撑碳市场配额测算等工作。加强碳减排方法研究，为产业链上下游提供碳减排服务，从供给和需求双侧发力，利用市场手段统筹能源电力发展和节能减碳目标实现。完善能源双控制度，合理控制能源消费总量，严格控制能耗强度，推进湖北省绿色建筑、绿色工厂、绿色产品、绿色园区、绿色供应链建设。加快推进湖北省近零碳排放示范区建设。

1）加快储能设施建设

一是规划储能与源网荷协调发展布局。结合不同地区源、网、荷特性，分析区域新型电力系统发展定位及灵活性资源需求，落实国家电网有限公司加快抽水蓄能开发建设的指导意见，合理规划储能型设施发展规模、布局、接入范围和建设时序，实现源、网、荷、储协调有序发展。

二是建立储能运营新体制机制。推动储能云平台建设，以共享经济、平台经济的发展模式创新储能运营的体制机制，充分挖掘储能云的利用潜力，进行设备共享、资源共享和服务共享，最大限度地发挥储能设备的利用价值，实现储能设备资源优化配置和高效利用。

三是推进源网荷各侧储能设施应用。配合政府主管部门制定新能源年度规模配置方式，明确新增新能源项目储能配置标准，鼓励新增新能源项目配置储能设施，在源、网、荷各侧构建储能应用场景和商业模式，开展“集中式共享储能”电制氢技术应用，打造示范项目，大力推进新增新能源项目储能设施规模化应用。

2）加快新能源配储建设

加强沟通汇报，争取湖北省能源局出台政策鼓励煤电机组灵活性改造，进一步激发火电企业进行改造的意愿，争取2025年前煤电灵活性改造应改尽改；促请湖北省能源局出台新能源优化配置政策，对实施煤电机组灵活性改造的发电企业配置新能源发展指标，争取实现新增新能源项目储能容量不低于装机容量的20%、储能时长不低于2h，全省新型储能设施的建设规模超过100万kW。

3）加快抽水蓄能建设

加快推进大幕山等符合规划的抽水蓄能电站前期工作。围绕“扩储”，提升系统调节能力。加快开展湖北省煤电机组灵活性改造，积极向华中网调中心汇报，充分发挥白莲河抽水蓄能电站和清江流域电站对湖北电网调峰的支撑作用。

深入优化抽水蓄能电站调度运行，完善抽水蓄能、储能电价和投资回报机制，完善峰谷分时电价。有序推进抽水蓄能电站和调峰气电建设，实施一批风光水火储一体化、源网荷储一体化示范项目，提高系统调节能力。
1）实施企业数字赋能，打造能源互联网新生态

一是深化应用国网新能源云系统。探索组建湖北省新能源云技术服务公司，全面接入煤、油、气、电等能源数据，汇聚能源全产业链信息，支持碳资产管理、碳交易、绿证交易和绿色金融等新业务。

二是加快省级能源大数据中心建设。发挥信息系统、数据平台、数据资源及管理体系的信息安全优势，制订省级能源大数据中心的建设方案，并加快建设和运营。

三是加快能源互联网建设。加快信息采集、感知、处理和应用等环节的建设，实现各类能源互通互济，源网荷储协调互动，为新能源发电、多元化储能、新型负荷大规模友好接入提供坚强支撑。

2）加强重大科技攻关，提高整体节能减排水平

加快电力系统构建和安全稳定运行控制等技术研发，推进虚拟电厂、新能源主动支撑等技术进步和应用，研究推广有源配电网和分布式能源，研制终端能效提升和能源综合利用等技术装备。

加快推进广水市100%可再生能源互联网试点示范等科技工程建设。加快推进低碳环保变压器、互感器等非矿物油设备以及无SF6或少SF6的气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）、断路器、开关柜等设备研发，加快运行控制技术、区块链与碳排放监控技术的改进，降低设备碳排放水平。

3）加快电力市场建设，构建低碳消纳保障机制

一是加快推动市场机制和价格政策完善。完善辅助服务市场交易机制，引导发电企业实现火电灵活性改造，完善抽水蓄能电价、储能电价和投资回报机制，完善峰谷分时电价。

二是加快推动碳市场和电力市场协同发展。考虑碳市场对电力市场的影响，将电能价格与碳排放成本有机结合，发挥两个市场相互促进、协同互补的作用。

三是加快构建促进新能源消纳保障机制。加快以中长期交易为主、现货交易为补充的省级电力市场建设。完善省（自治区）间交易体系，扩大新能源跨省（自治区）交易规模。优先落实与新疆、陕西、青海、西藏等省区签订的框架协议，确保商定的清洁能源电量到位。

在当前“碳达峰、碳中和”的大背景下，发展清洁能源既是历史使命，也是历史必然，构建“源网荷储”四维融合互动的新型电力系统是电力革命的必由之路。

这就要求电力企业在构建新型电力系统的过程中继续提升电力系统平衡调节能力，深入推进电网输送能力建设，强化电网统一调度，充分发挥市场资源配置作用，通过“源源互补、源网协调、网荷互动、网储互动、源荷互动”持续发力，构建一套面向未来的“源网荷储”四维融合互动的新模式。

这样才能在增量电力市场的竞争中谋求生存，为电力改革做出有益尝试，也可为国家“双碳”目标实现做出实实在在的贡献。

原标题：“双碳”背景下，源网荷储协调互动助力新型电力系统建设