三网融合、跨区调度：破解新能源消纳难的“大杀器”来啦？

作者 |刘洋

编辑 |蒋波、王东

中国有三张大电网——国家电网、南方电网以及蒙西电网。三网各自独立，在本网区域内独家经营供电业务。为化解新能源消纳难，三大电网有没有互相融合、互济互通的可能？

华夏能源网（公众号hxny3060）获悉，7月11日，国家发改委、国家能源局发布关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函，原则同意国家电网、南方电网报送的《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》。

“实现跨电网经营区常态化交易，是贯彻落实党的二十届三中全会精神、建设全国统一电力市场的标志性举措，对打破市场分割和地区封锁、在全国范围内优化电力资源配置具有重要意义。”国家发改委能源局在复函中表示。

跨电网经营区常态化电力交易机制的落地表明，电网融合、互通互济，又向前迈进了实质性的一步。

此前，6月13日，国家发改委刚刚发布了《跨省跨区电力应急调度管理办法(征求意见稿)》（以下简称“《意见稿》”）。《意见稿》指出，所谓跨省跨区电力应急调度（以下简称“应急调度”），是指在非突发故障异常等紧急情况下，电力运行中出现保安全、保供应需求，在日前、日内阶段统筹全网资源进行优化互济的兜底调度措施。

具体来说，国家电网、南方电网、蒙西电网间优先通过跨经营区市场化手段配置资源，当市场化手段不能完全解决问题时，可根据需要开展跨经营区应急调度，由受入方向送出方提出应急调度申请，双方共同实施。

要想实现跨网跨区日前、日内颗粒度的应急调度，需要可跨网联网的硬件设施，更需要跨网调度运行的利益分配、制度设置。前者需要建设一些跨区域的电网，而后者更具难度，是需要跨越的最大障碍。

《意见稿》的出台和《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》的落地表明，国家层面在努力推动三大电网消除壁垒、有效融合。这些措施的落地，不仅能进一步保障电网安全、保证电力供应，更会对化解新能源消纳难起到积极效果。

跨网融合的前世今生

事实上，打破壁垒、跨网融合，很多年前就已经在尝试了。

国家电网、南方电网第一次“联网”融合是在2004年。当年6月，三峡—广东±500千伏直流输电工程（“三广直流”）投产，最大输送功率300万千瓦。作为国网与南网的首条联网通道，三广直流北起湖北宜昌，南至广东广州，主要输送三峡发出的电。

有人曾形象地将三峡水电站比作位于中国中部的电力心脏，包括三峡—广东、三峡—常州、三峡—上海在内的众多输电线路犹如一根根大动脉，把三峡电站强劲的电流输送到九省两直辖市。

国家电网、南方电网第二次“联网”是闽粤联网工程。2022年9月30日，闽粤联网工程正式竣工投产。该工程线路全长303公里，总投资32亿元，在福建省内新建1座直流背靠背换流站，通过两回交流500千伏线路，分别接入广东嘉应500千伏变电站和福建东林500千伏变电站，输送容量200万千瓦。

在南网总调和国网调度中心组织之下，闽粤联网工程投产后的首次电力交易正式生效实施，实现了福建富余电力送广东。闽粤两省电网互联互通，实现电力互补余缺、互为备用。

近两年来，因为来水偏弱，水电发电量大减，南网区域的云南、贵州两省曾爆发电荒，工商企业数度遭遇拉闸限电。如果两网能够实现高水平的联网融合，可有效缓解地区缺电问题。

在新能源占比持续攀升并逐步成长为主要电源的“双碳”时代，局部地区电力不平衡以及新能源消纳困难只会越来越多。为了有效应对这一局面，打破壁垒、跨区联网、融合互济，当是一条有效且值得尝试的好思路。

要实现新能源的跨区电力互济，首先就要跨区“联网”。

2024年3月28日，在发改委的“攒局”下，国家电网、南方电网签订了跨经营区直流输电工程战略框架合作协议签订仪式，刚刚接任国网董事长的张智刚、南网董事长孟振平出席签约仪式。

所谓的跨区直流输电工程，可以理解为跨越国网与南网经营区建设特高压，进而实现两个区域的“联网”，实现跨区电力平衡。

发改委“攒局”两网签订合作协议后不久，2024年5月24日，张智刚又亲赴广州，与孟振平会面，会谈主题仍是两网的互联互济。

未来，两网跨区“联网”、电力互济的空间会远超想象。而现在，发改委又正式下发《跨省跨区电力应急调度管理办法(征求意见稿)》，是再加一把火，把跨网融合这篇文章做好做大。

跨区调度化解窝电弃电

蒙西的电送到北京、上海，国网区域跨省电力输送、南网区域跨省电力输送，这些都是跨区平衡，中国40几条特高压线路所做的事情，也是在跨区送电。

相比这些跨区平衡措施，此次《意见稿》最突出的地方，是强调了三网融合跨区应急调度，也就是将电力跨区平衡从原来的国网经营区内部、南网经营区内部，扩到到了三大电网运营区——国网、南网以及蒙西电网之间，从更高维度、更大区域来实现保安全、保供应。

那么，为什么此次的《意见稿》要将跨省送电扩大到三大电网经营区之间呢？答案是，原有的跨区送电尽管规模巨大、成绩巨大，但是伴随着新能源的突飞猛进增长，原有的跨省送电模式也暴露出一些问题。

最突出的是跨区送电“低谷不要、高峰不送”问题——西北风光大基地新能源大发的中午，恰值东中部受端用电低谷，同时由于同一时段中东部分布式新能源也大发，因而要不了那么多风光大基地外来电；而受端用电晚高峰的时候，西北地区风光大基地可送电力又严重不足。

若要化解上述跨省送电的美中不足，将跨省送电、应急调度的范围扩大到三大电网运营区之间，是一个增强版的改进办法。2022年四川大限电，就是很好的“情境说明。”

由于来水偏枯，2022年夏，额定容量8000万千瓦的四川水电直接腰斩；另一边，而由于干旱高温，四川最大瞬时用电负荷骤升至6500万千瓦。

6500万千瓦的最大负荷，4000万千瓦的有效水电出力，加之四川水电需要向东部的上海、浙江、江苏外送，而这些已经签订合同的外送电，不能因为四川水电出力锐减就随意更改，于是就造成了四川多年未见的大限电，很多工业企业的用电受到了极大影响。

这一窘境的根源在哪里呢？主要在于四川与外省联络线是单向的外送输电线路，相较于四川3000万千瓦左右的外送电能力，2022年四川缺电时期入川的省外支援电力仅有600万千瓦，入川通道不足，导致入川紧急电力保供协调难度特别大。

设想一下，如果将电力互济范围扩大到国网和南网之间，那很多电力平衡难题就迎刃而解了。比如，四川缺电之际，如果能够就近从南网区的广西、云南、贵州调剂余缺，效果会非常明显，成本还低。

目前国网区的新能源装机渗透率已经接近50%了，很多省份的光伏发电已经电满为患，而南网区的新能源装机渗透率目前还不是很高，如果能够打通国网区、南网区原有的无形壁垒，跨区电力互济，可有效提升新能源利用率，化解弃电窝电问题。