迎峰度夏，“西电东送”显得尤为重要。但是，除了技术因素之外，还有另外的影响因素。

风光大基地项目推进取得新进展。近期，内蒙古、山东、青海、江苏、山西等省份纷纷公布第三批风光大基地项目清单。截至目前，已有6个省份下发第三批风光大基地项目备选名单，合计规模超40吉瓦。

“不过，还要认识到一个重要的现实问题，西北地区是风光大基地建设的重点区域，具备发展风光大基地的土地条件，但用电负荷远不如中部、东部和南部地区，这就要考虑到输送问题。”日前，在新型电力系统与绿色能源创新论坛上，中国工程院院士、清华大学建筑节能研究中心主任江亿作出如上表述。

(资料图)

重“供”轻“发”，

则无法建成管用的电网

在4月召开的国家能源局2023年第二季度新闻发布会上，国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏介绍，截至目前，第一批9705万千瓦风光大基地项目已全面开工，项目并网工作正在积极推进，力争今年底前全部建成并网投产。同时，第二批基地项目已陆续开工建设，第三批基地项目清单已印发实施。

在华北电力大学经济与管理学院教授袁家海看来，实现碳达峰碳中和目标，需要绿色电力的支撑。风光大基地是构建新型电力系统的重要组成部分。“目前我国正在推进西部集中式新能源电站建设，而在区域发展不平衡的情况下，如何利用好绿电还面临挑战。以青海为例，青海本身电量需求不大，负荷强度和负荷密度较低，但绿电占比高，有能力大量外送，怎样平衡好区域间的发电和输送电，是非常重要的问题。”

与会专家也提出了类似观点。一方面，目前，风光大基地以沙漠、荒漠、戈壁地形为主，多分布在西北地区，而这些地区并不是我国主要负荷地区。另一方面，我国东部能源电力需求大，但相较“三北”地区不具备大规模开发利用清洁能源的土地条件。比如，浙江作为我国东部重要负荷中心之一，资源匮乏型大受端电网特征明显。在上述情况下，如果只重“发”轻“供”，则无法建成管用的电力系统。

不断挖掘省间资源互补潜力

自然资源保护协会清洁电力项目副主任刘明明指出，我国电源侧正朝着清洁化、低碳化方向加速发展，风电、光伏发电装机规模已占到电力系统的三成。这也导致电网侧发生一系列变化，其中最重要的是如何在新形势下做好电力保供。刘明明建议从省间资源互济方向上寻求有效解决方案，在区域内挖掘资源的互济和共享潜力。“区域内各省在迎峰度夏期间或存在用电缺口，可以利用区域内不同省份的最大负荷时段差异，签订省间互济协议。”

随着新型电力系统建设持续推进，越来越多的省份正加强省间互动。比如，浙江最高负荷已突破1亿千瓦，新能源和外来电的不确定性进一步凸显。为保障华东区域电力高效配置，浙江电网大力推进特高压交流环网建设，为大规模省间电力互济提供安全高效的能源配置平台。

进入夏季，广东用电负荷不断攀升。为保障广东迎峰度夏用电需求，闽粤联网工程启动了新一轮闽电送粤。截至5月底，本轮闽电送粤已完成送电量超3亿千瓦时，单日最大送电规模突破100万千瓦，达到该工程投产以来最高水平。

同时，5月，广东还与福建签署了2023年电力电量互送协议。协议明确，两省计划于今年通过闽粤联网工程互送30万千瓦基础电力，预计全年输送电量将达25亿千瓦时以上，坚持两省间电力互补互济、调剂余缺、相互支援，实现能源资源大范围优化配置。

期待政策机制革新

展望未来，与会专家提出，持续加强各省份和各区域之间的互通互济，需要进一步打破跨区交易壁垒，完善市场机制与电价体系，激励多样化市场主体参与系统建设，建设监管机制。而这些都离不开新型电力系统体制和机制的持续改革。

中国电力企业联合会规划发展部主任张琳说：“电力系统建设期待政策机制革新。当前一个时期，特别是碳达峰阶段，产业政策和机制创新更容易取得立竿见影的效果。在市场机制方面，要加快推进电力市场一体化设计。持续深化电力中长期市场建设，进一步规范和完善中长期交易机制，健全跨省跨区中长期交易机制，发挥中长期交易‘压舱石’作用。持续推进电力现货市场建设，加快推动具备条件的省份开展现货市场运行，推动电网跨省跨区送受两端备用、调峰等辅助服务资源共享，促进形成灵活反映电力供需状况和发电成本的现货价格，是打破省间壁垒最有效的市场化手段，也是实现在更大范围内优化资源配置和减碳的必要措施。”

国家电网三级顾问蒋莉萍则从宏观角度提出，构建新型电力系统，需要在制度安排、管理措施方面加以重构。适应高比例可再生能源新型电力系统的未来格局，需要考虑建立共担责任的新型安全文化格局，打造“共同但有区别的责任”+“各自能力原则”的新型供电安全保障体系。