冀北清洁能源基地实现高质量跃升发展的必由之路

一、新时代冀北清洁能源基地面临的挑战

目前，冀北清洁能源基地呈现“双70%”特征（北京70%的用电量通过冀北地区电网和省际输电渠道输入，新能源装机容量占比超过统一供电装机容量的70%）。 我们正在逐步实现新能源从装机主体向电力主体的跨越式发展。 在保障能源安全、推动能源转型的大背景下，冀北清洁能源基地面临的形势和任务更加艰巨。

（一）系统安全运行风险增加

济北清洁能源基地发展过程中，由于张北新能源装机容量快速增长，输电形式多样，新能源采集电网、风电、风电等不同运行风险突发事件频发。串联补偿次同步振荡相继发生。 增加问题。 依托张家口可再生能源示范区，冀北清洁能源基地相继建成风光电储输电、张北柔性配电、灵活配电等国际领先的示范项目。 虚拟同步机技术、虚拟电厂技术得到应用和推广，解决了大量新的制约因素。 安全稳定能源输送的技术难点，打造了新能源大规模开发利用的“试验田”和“样板间”，推动了新能源重大装备国产化和制造水平的提升。

未来随着冀北新能源大规模发展，并网比例高，并逐渐成为电力主体，电源、电网、负载、存储各环节将呈现高电力电子化趋势，传统电力系统的物理形态和运行特性将发生深刻变化。 变化，时空失衡明显，调峰、调频、调压矛盾突出。 河北北部新能源装机比重较高，抗扰度低、惯性低、短路能力低等问题突出。 作为典型的“双高”系统，灵活直接电网面临较大的宽频振荡风险、新能源电力输送受限、新能源故障和断网风险与提高输送能力问题交织在一起和电网安全稳定。

（二）清洁能源消费压力加大

冀北清洁能源基地风能、太阳能资源丰富，新能源长期保持快速发展。 近年来，冀北地区以特高压电网为支撑，形成了大规模消纳清洁能源的电网布局，区外电力互助能力大幅提升。 西部地区规划建设张家口地区“三站四线”、张北软直线、张雄特高压等多条大容量新能源输送通道，形成新能源输送格局交直流电网一体化发展，可满足张家口地区2600余人的生活。 运送货物需要数千千瓦的新能源。 东部唐山、承德、秦皇岛负荷中心已形成500kV“三横三纵”电网结构，可接纳外电1000万千瓦以上。

目前，冀北清洁能源基地新能源发电装机容量4383万千瓦，占统一供电装机容量的70%以上，位居全国省级电网第一。 河北省把建设新能源强省作为中国特色河北现代化的方案之一，光伏、风电、抽水蓄能等发展加快。 张城陆上风电基地和唐山海上风电基地加速推进，预计“十四五”末并网新能源发电装机规模将在现有基础上翻一番，装机容量将超过80%。 张城新能源装机容量将占冀北新能源总量的85%以上。 大量新能源项目捆绑在区外“点到网”输电通道上，新能源通道满载。 新能源“增量稳定率”面临较大压力。 张北至雄安特高压输电端电网短路率过低，张家口地区部分500kV及以下集电系统截面有限，制约了新能源的输送。

（三）电力供应保障难度加大

冀北清洁能源基地承担着保障首都电力供应的重要使命。 目前，北京70%的用电量是通过冀北地区电网和省际输电渠道进口的，冀北新能源是京津冀地区绿色电力的重要来源。 冀北地区有责任保障政治供给、经济供给、清洁供给。 主要的。 面对灾害频发、负荷破纪录等多重挑战，京津冀充分发挥“一张网”优势，供需协同发力，源网荷协同联动，发展清洁能源基地并行。 发电，最大程度保持电力电力平衡，有效保障了中华人民共和国成立70周年、建党100周年、北京冬奥会等重大活动。 张家口市发起的“政府+电网+发电企业+用户侧”参与的“四方协作机制”已推广至京津冀地区，我国首个绿色电力交易规则“京津冀绿色电力市场化交易规则（试行）》协助冀北清洁能源基地向京津冀输送更多绿色电力，首次实现所有场馆100%使用绿色电力奥运会的历史。

在“双碳”目标下，冀北清洁能源基地将成为推动“双碳”目标实施的重要支点、京津冀协同发展、绿色低碳的主战场。 ——区域能源碳转型。 新能源具有明显的“装机大、出力小”特点，在用电高峰期无法提供充足的供电支撑。 酷热无风、夜间高峰无光、极端天气条件下机组停机等给系统功率平衡带来巨大挑战。 冀北地区灵活可调电源匮乏，水电、抽水蓄能等快速可调电源严重不足。 多数煤电机组因冬季供热负荷需要“以热量定功率”运行，调节能力进一步降低。 在河北北部地区，全年有50天新能源日均发电量不足装机容量的10%。 京津冀电网净负荷呈现典型的“鸭形”曲线，“一日双峰”特征给调峰带来巨大影响。 这将带来很大的挑战，保障供电的压力将是巨大的。

二、推动冀北清洁能源基地高质量发展的思路

《可再生能源发展“十四五”规划》将“十四五”期间可再生能源发展的主题定位为高质量发展，以规模化、高比例、高质量、市场化为目标主要特征。 这些特点是我国“十四五”可再生能源发展的重要趋势，也是冀北清洁能源基地未来发展的主要方向。

（一）加强电网外送，支持清洁能源基地规模化发展

充分发挥“京津冀一张网”优势，加快大规模外送通道建设，依托特高压工程，将清洁能源纳入大电网并消纳它在更大的范围内。 一是加强电网建设。 以京津冀北部特高压大环网为支撑，以500kV网络为骨干电网，电网将进一步扩大和延伸。 网络间联系更加紧密，整体结构日益完善，清洁能源输送能力和供电能力显着提升。 二是提升投放能力。 “十四五”计划建设大同—怀来—天津北特高压工程、张北—胜利等特高压工程，以及坝上、承德北等500kV新能源输电工程，并及时研究规划张家口新能源输变电工程。 第二通道形成多层次、多渠道、多点交直流电网深度融合的清洁能源外送格局，满足“十一五”末8000万千瓦以上新能源外送需求“十四五”规划”。

（二）发挥协同凝聚力，推动可再生能源利用比例高

推动源网协调、多能互补、政企联动、规划协调，凝聚各方合力，系统解决可再生能源利用比例高问题。 一是促进源、网、荷、储协同。 加强源、网、荷、储统一规划，实现新能源及配套电网、稳压电源同步规划、同步建设、同步运行。 实施火电机组“三改联动”，推广新能源主动支撑技术，实现源网友好。 推动储能大规模应用，以抽水蓄能开发建设为重要节点，推动抽水蓄能项目与风电、光伏相互促进、融合发展。 按照最大负荷5%建立可调负荷资源库，引导制氢、大数据等产业向张家口、承德地区倾斜。 二是推动电、热、算力协调发展。 充分发挥张家口“东电西算”、“西电东送”两大枢纽节点作用，支持源、网、荷协调互动、多能互补，促进电、热、算力、制氢等深度互补互助，首先在园区层面示范实现100%可再生能源系统，形成电、电协同互动的典型示范经验。热力、算力等，逐步推广到区域层面。 三是加强电网规划协调和政企协调。 完善京津冀电网协同规划机制，建立新能源消纳协同体系，协调新能源消纳需求，研究建立适合北京特点的消纳指标、责任分解、协同合作等相关机制——津冀协同模式。 坚持“数量与效率相结合”，以可再生能源消纳责任轻重和新能源合理利用率为目标，推动新能源科学布局、有序发展。

（三）注重创新示范，支持可再生能源产业高质量发展

充分发挥科技创新引领和示范作用，建设冀北清洁能源基地新型电力系统综合示范区，持续开展大规模新能源交换采集并网、新型柔性直流输电、新能源柔性低频交流输电等领域重大技术攻关，将推动核心技术的系统性突破，带动重点产业实现跨越式升级，引领新能源实现更高质量发展。 一是推广“新能源+储能+凝汽”模式，提高输电端新能源系统稳定运行水平、输送能力和保障能力，确保输电通道充分输送、有保障。一定的峰值容量。 通过在张北特高压汇聚新能源，配置“凝汽+储能”，张雄特高压新能源输送能力将得到增强。 二是研究并网新能源技术，规划新一代并网源网荷储示范电站，实现新能源站对电网频率、电压的主动支持，为电网改造提供依据。未来高比例新能源电力系统的规划、运营和运行。 控制提供技术储备和实证经验。 三是打造2.0版国家风光储输示范工程。 从设备、站站、集群、系统等层面，推动原创技术研究，实现源、网、荷、储协调整体优化，保障新型电力系统安全稳定运行。

（四）整合网络，拓展市场，推动京津冀可再生能源市场化配置

充分发挥市场在推动京津冀能源低碳转型中的作用，探索建立有利于促进新能源消费和多种能源协调发展的市场机制，稳步推进推动绿色电力交易，推动京津冀地区冀北清洁能源利用。 ，华北地区将更大规模地吸纳，实现资源优化配置。 一是完善和统一电力市场体系。 建设以京津冀电力资源一体化配置为目标的综合电力市场体系，完善省际输电规划与电力市场相结合的清洁能源输消协调机制，扩大对外输电范围冀北清洁能源消纳基地。 。 探索京津冀地区绿色电力、可再生能源消纳责任权重等指标市场化交易。 二是构建促进新能源消费的市场体系和机制。 充分吸收冬奥会新能源交易机制经验，丰富和完善绿色电力交易品种，积极开展绿色电力试点交易，构建全面开放的新能源交易市场机制。 协调市场交易与担保收购的衔接机制，巩固完善“四方协作”绿色电力中长期市场机制，探索长期绿色电力PPA协议购电模式，建立长期绿色电力PPA协议购电模式。长期稳定的绿色电力生产和消费市场体系。