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随着1亿千瓦逐渐成为夏季用电负荷高峰新常态，浙江不得不思考如何统筹能源电力发展和电网发展，解决由此引发的新问题。
1、“亿级电网”对浙江电网运行影响深远
首先是能源电力安全供给压力进一步加大。据初步预测，到2025年，浙江电力、电量分别达到1.2亿千瓦和6165亿千瓦时，由于用电负荷持续保持高位状态，且短期省内外电源不能有效增加，特别是在白鹤滩-浙江特高压直流输电工程尚未投运的情况下，浙江能源供给将面临巨大压力。
火力发电是传统能源供给模式下可靠的发电方式。然而，在中央提出“双碳”目标和构建以新能源为主体的新型电力系统背景下，煤电项目增长势必遭到严控。国网浙江电力预测，“十四五”时期为煤电“增容控量”阶段，即装机容量仍保持一定增长，但更多扮演高峰电力平衡和应急保障角色。数据显示，截至2021年6月底，浙江燃煤机组装机容量4748万千瓦，同比增长2.5%，同期浙江最高用电负荷增长8.1%，远高于燃煤机组增速。当燃煤机组增长远低于新能源乃至全社会装机增长时，短期内供需平衡态势将发生重大变化。
其次是电源结构演变进程进一步加快。随着中央提出构建以新能源为主体的新型电力系统，新能源预计进入“倍增”时代。截至今年6月底，浙江新能源装机容量达到2123万千瓦，同比增长18.7%。《浙江省碳达峰碳中和2021年工作任务清单》明确，要加快推动能源结构调整，年底省内非化石能源消费占比达到20.8%，新增光伏装机220万千瓦以上，海上风电装机150万千瓦以上，同时，煤电装机占比下降2个百分点。基于此，预计浙江能源结构演变进程将进一步加快，主体电源由“一大三小”向“三小一大”演进趋势进一步明显。
同时，能源电力供应“三元矛盾”进一步加剧。“亿级电网”时代到来对电力供应需求提出更高要求。新能源是缓解电力紧张形势的重要抓手。当下，在能源清洁化过程中，新能源在发展过程中产生的服务成本，不自觉拉高了能源生产使用成本。在国家鼓励新能源发展和新能源尚未成为主力能源时，新能源辅助服务成本短期内依靠国家和电网公司托底，尚未在消费端转移到用户身上。未来，随着新能源逐渐成为主力电源，政策层面必然有所响应。届时，能源清洁转型的成本必然通过市场机制和社会对可能拉高的电价的承受力来分担，在这对市场和用户承担能力不断试探、各个市场主体利益不断磨合并达到平衡状态过程中，新能源发展与经济高效用电的矛盾将进一步加剧。
与此同时，随着新能源规模扩张，其间歇性、不稳定特征更加显著，导致大规模风电、光伏电站并网后电网电压、电流和频率的波动，影响电网电能质量。如果地区电网较弱，风电机组在系统发生故障后无法重新建立机端电压，风电机组运行超速失去稳定，会引起地区电网暂态电压稳定性破坏，这些都增加了电网运行的安全性和成本，导致能源电力安全可靠、清洁低碳、经济高效“三元矛盾”更加突出。
2、“亿级电网”需要浙江主动作为、积极应对
加强能源电力发展趋势研判，打造新型电力系统“浙江样板”。8月9日，国网（台州）综合能源服务公司与台州市黄岩区机关事务中心签订能源托管战略合作协议。根据协议，国网（台州）综合能源服务公司将发挥数字化、信息化技术优势，运用新型节能技术开展节能改造，探索绿色能源合作，降低能耗强度，预计6年内节约电量251.7万千瓦时，减少碳排放1002吨。同时，发挥大楼大型公共建筑集中空调负荷优势，配合开展电力需求侧响应，提升电网弹性，缓解高峰压力，保证电网安全运行，这是省内探索地区多元融合高弹性电网建设的一个缩影。
今年7月，国家电网公司明确浙江打造新型电力系统省级示范区，要求率先探索形成构建新型电力系统的路径、模式和经验。新型电力系统建设是一项系统性工程，对能源电力生产方式、生产关系、技术发展等都将产生革命性影响。去年以来，国网浙江电力超前研判能源电力“三元矛盾”，提出多元融合高弹性电网理论体系，开展了一系列实践，在保障能源安全供给、助力新能源发展方面已经效果初显。
浙江以建好多元融合高弹性电网这一核心载体，开展构建新型电力系统实践，持续推动“源网荷储”融合互动，深化政策、市场等全要素参与新型电力系统省级示范区建设，积极应对“双高”“双峰”问题，持续强化多元融合高弹性电网在新能源消纳、电力平衡、经济高效运行等方面的作用。
坚持内外并举，强化能源供给能力。解决电力供给是当前浙江能源和经济社会健康发展的首要问题。目前，受经济高速发展、新增电源建设迟缓和外部电力供应普遍偏紧形势影响，浙江电网电力调节空间受到严重挤压，在极端高温天气下，局部可能存在电力紧缺情况。因此，要内外并举，持续强化能源供给能力。
要加快新能源并网速度，加强新能源调度能力，确保新能源最大出力缓解供电压力。
要强化气电作为电力保供过渡性电源作用，推动完善天然气发电两部制电价机制，持续挖掘气电顶峰发电潜力。今夏，国网浙江电力超前应对电力紧张形势，制定“增外、扩气、削峰”措施，增扩气电顶峰出力100万千瓦，预计未来五年将新增天然气发电装机500万千瓦，气电作为电力保供过渡性电源的作用将更加凸显。
要强化外来电保供作用。今夏，浙江实际增购外来电378万千瓦，在应对负荷破亿时起到关键作用。要加强与福建、四川等省市沟通，全力挖掘外购电增购潜力，争取白鹤滩水电利用宾金直流等通道剩余能力送至浙江。据了解，8月份浙江力争最大外购电力达到3300万千瓦，超过全省用电最高负荷三分之一。
主动适应电源结构演变趋势，稳步推进新能源发展。能源清洁化趋势不可逆，新能源是能源清洁化的主力担当，要主动作为，稳步推进新能源发展。
储能是应对能源供给结构变化、解决新能源不稳定性的重要抓手。6月，长龙山抽水蓄能电站并网发电，至此，浙江已投运抽水蓄能电站5座，装机容量493万千瓦，据浙江“十四五”能源发展规划及电力需求预测，未来五年浙江预计新增抽水蓄能装机340万千瓦。电化学储能是储能发展的重要方向，在台州，国网台州市黄岩区供电公司在西部山区开展基于小水电微电网群的高自愈型高效能电网建设，构建以化学储能为主的微电网群储能项目，解决丰水期水资源浪费问题，增强系统接纳可再生能源的能力。外部遭遇台风灾害时，微电网自动脱网孤岛运行，保障电力可靠供给。
而在未来，要加快新能源+储能融合，同时探索储水、储冷、储氢、储电等多种形式储能。积极推动支持新能源配套储能政策机制、技术标准等出台，支撑新能源健康发展，推进浙江电源结构演变和新型电力系统省级示范区建设，助力浙江高质量碳达峰和经济社会可持续发展。
