山西巩固提升电力外送基地比较优势

　　今年夏天，随着山西寿阳明泰电厂、西上庄电厂点对网500千伏送出工程的投运，华北电网“西电东送”通道调整系列工程全部投产，我省原有的9回500千伏“西电东送”线路，也随之全部改为“点对网”向华北电网送电。通过1000千伏北岳、洪善特高压变电站与华北主网联络，山西电网进一步增强了对京津冀负荷中心的供电能力，外送能力提升至3062万千瓦。 “电力外送基地”是我省加快推进“五大基地”建设的重要组成。近年来，立足能源资源禀赋和电力外送新形势，我省通盘谋划、统筹部署，坚持以清洁能源为增量主体、以配套煤电为关键支撑、以灵活调节资源为重要依托，加快推进跨省跨区输电通道和电力外送基地建设。同时，根据发展需要合理建设支撑性、调节性先进煤电，保持电力系统安全稳定运行必需的合理裕度，取得明显成效。

　　提升发电能力 保障“填谷削峰”

　　煤电行业既要发挥兜底保障作用，又要不断提升清洁高效发展水平，“三改联动”是重要一招。近年来，随着“三改联动”的大力推进，我省煤电机组运行水平不断提升。 “三改”指的是针对煤电机组进行的三种技术改造，即节能降耗改造、供热改造和灵活性改造。其中节能降耗改造是为了让煤电机组少“吃”煤、多发电;灵活性改造是为了让煤电机组能随时控制自己的发电量，需要多发就多发，需要少发就少发。这三项改造如果用得好，就能相互配合，实现煤电机组能效的进一步提升。

　　“十四五”以来，我省累计完成煤电机组“三改联动”比例超70%，煤电装机结构持续优化，目前单机60万千瓦及以上煤电机组占比近50%。

　　在山西国际能源集团瑞光热电有限责任公司，节能降碳改造实现了热效率提高、供电煤耗降低和氮氧化物排放减少;完成灵活性改造后增加了供热面积，提升了机组负荷调节能力。公司还积极推动煤电和新能源一体化发展，建设光伏和小型风电装机等，加快绿色发展步伐。

　　晋控电力则大力推行在役机组节能升级改造，实施了多项节能改造项目，有效提高了机组的热电解耦、灵活性运行及深度调峰能力，降低了供电煤耗并增加了供热面积。

　　与此同时，我省新能源和清洁能源的发展速度，也令人刮目相看。截至今年7月底，全省风、光新能源装机突破5500万千瓦，占全省装机比重近40%，利用率保持在较高比例。

　　为优化配置电力系统调峰资源，我省大力加快抽水蓄能和新型储能等项目建设，投建了合荣储能电站、潞城任和储能电站、右玉闻远400MW/800MWh共享储能电站等一批储能电站。今年年初，在阳泉投产了规模最大的独立储能电站，它如同一个巨大的“充电宝”，每次充电时长2小时至4小时，一次能储存400兆瓦时电能。

　　这些储能电站，如同一个个大型电能仓库，可有效帮助电网“填谷削峰”，缓解高峰期供电压力，并在电能质量受限时起到紧急备用电源作用，保障用户稳定用电。

　　我省提出，到2025年全省电力总装机将达到18000万千瓦，新能源和清洁能源装机占比达到50%、发电量占比达到30%，外送电能力达到3600万千瓦左右。到2027年，电力总装机达到18800万千瓦，新能源和清洁能源装机占比达到54%。

推进通道建设 强化外送支撑

　　受副热带高压影响，7月下旬以来，华东地区出现持续高温天气，用电负荷保持高位。截至8月22日，向江苏送电的±800千伏雁门关—淮安特高压直流输电通道，今年度夏期间累计满功率运行达18天。 该输电线路全长1119公里，途经山西、河北、山东、河南、安徽、江苏六省，将晋北地区的煤电、光伏、风电等能源直输江苏负荷中心。2023年，通过这条特高压输电线路外送到江苏的电力达到371亿千瓦时。

　　特高压作为远距离电力输送的重要载体，山西加快特高压外送通道建设，现已建成“三交一直特高压+14回点对网500千伏外送通道”，连接华北、华东、华中三大区域，山西通过特高压外送通道外送电量，约占全省发电量的1/3。2014年至2023年，我省实现向全国23个省市送电，累计外送电量达到10275亿千瓦时，突破万亿千瓦时。

　　今年，晋北采煤沉陷区新能源基地项目在大同市开工。该项目总投资约550亿元，规划建设风电光伏新能源项目600万千瓦，配置新型储能容量约340万千瓦时，预计2025年底建成投产。该基地是国家推进“双碳”目标布局的12个大型风电光伏基地之一，依托大同—天津南外送通道，每年可向京津冀输送清洁电力270亿千瓦时。

　　我省还在“十四五”期间规划建设大同—怀来—天津北—天津南特高压交流输电通道，建成后山西特高压将形成“四交一直”外送格局。同时积极开展新增外送通道研究，力争长治—南阳第二回特高压交流纳入国家“十五五”规划，促进山西电力资源在更大范围内优化配置，并支持特高压配套外送风光等清洁能源。

　　2023年，我省电力外送实现多个“首次”：首次向青海、四川供应中长期电力，在西南地区枯水期和西北夜间电源支持不足时段开展互济调节交易;首次实现晋电入藏，未来三年，每年12月至次年4月枯水期，向西藏送电5亿千瓦时，满足西藏近1/5外购电需求;首次与江苏、上海签订多年政府间送受电协议。

　加快改革步伐 助力“双碳”行动

　　推进电力市场化改革，是国家重要战略部署。山西积极贯彻落实国家要求，推动改革破题见效。山西电力现货市场是全国首个转入正式运行的电力现货市场，目前已建成“全电力优化、新能源优先”的省级现货市场，有力支撑“中长期+现货+辅助服务+零售市场+绿电绿证”五位一体、“省内+省间”协同运行的电力市场体系。

　　实践证明，电力现货交易在优化资源配置、提升电力保供能力、促进新能源消纳等方面作用显著，山西电力市场化改革的全国引领作用成为山西能源革命综合改革的一大特色和亮点。

　　我省电力资源禀赋优势明显，电源种类多样，涉及火电、水电、风光、生物质等多种电源。其中压舱石煤电占比较高，发电受天气和光照影响小，电网支撑稳定、调节灵活。山西电网又是西电东送、北电南送、水火互济、特高压交直流混联、含较大比例可再生能源的外送型电网，电压等级实现了1000千伏及以下全覆盖，具有建设电力现货市场的比较优势。

　　国网山西省电力公司调控中心现货市场处处长邹鹏介绍，在山西电力现货交易市场上，一天24小时共形成96个电价，1千瓦时电在用电高峰时段最高能达1.5元，在用电低谷时段最低可以“0元购”。采用这样的定价机制，有助于引导用户在电价低谷时段增加用电，高峰时段减少用电，从而优化电力负荷，减少电网压力，提高电力系统的稳定性和经济性。

　　在市场这双“看不见的手”的调控下，火电机组积极开展灵活性改造，甚至加装电锅炉，最大限度提升火电机组的调节能力。在新能源发电低谷时段，火电企业能够发挥重要作用，如提供启停调峰和深度调峰等辅助服务。在新能源发电高峰时段，火电企业把机组出力压低甚至停机，以“0价”在电力现货市场购买新能源电力去履行中长期合同。

　　通过市场价格信号引导发用两侧资源优化配置，2021年4月启动不间断运行以来，全省火电机组日均增加顶峰发电能力约5%，用电负荷由晚高峰向中午低谷转移约200万千瓦，以市场化方式实现了移峰填谷，源荷两侧共同发力，电力保供能力显著提升。

　　与山西电力现货市场的价格引导密切相关的山西新能源消纳利用率，始终保持较高水平。截至今年7月底，山西风、光新能源装机突破5500万千瓦，占全省装机比重近40%，利用率始终保持在97%以上，成为最富成果的“双碳”行动。(记者杜鹃)