用电量多寡常被用来衡量地方经济发展水平。作为中国经济最具活力的省份之一，浙江是名副其实的“用电大省”。然而在大多数时间，浙江用电电力的三分之一需要依靠外省输入。
“用电大省”并非“发电大省”，凸显出浙江用电的矛盾，从传统能源到新能源时代皆是如此。“七山一水两分田”的浙江，并不具备大规模发展集中式风光电站的自然禀赋。
不过，在“双碳”目标的驱动下，浙江依然有着雄心勃勃的新能源计划，正在实施“风光倍增”工程，计划到2025年全省光伏发电装机容量达到2750万千瓦左右，分布式光伏装机比重超过50％。
不同于集中式光伏电站，分布式光伏位于用户侧，可能就在一家工厂的屋顶之上，传统意义上用电侧与发电侧的界限变得模糊。分布式电源正是新能源的发展趋势，但是这也会给电网带来挑战。
“很多普通人没有感受到电力系统面临的困境，认为家中可以点亮电灯、使用电器，就不存在问题。其实电力系统近年正经历非常痛苦的转型过程，夏、冬两季迎峰度夏、迎峰度冬压力巨大。”有浙江电网人士这样向《中国新闻周刊》记者感慨，浙江电网正面临外来电占比较高与新能源大规模并网的双重挑战，电网需要被“重塑”。
如何迎接新能源，这不仅是浙江电网所面临的挑战，也是中央在2021年提出构建新型电力系统要解决的问题。2021年年中，国家电网公司发布《构建以新能源为主体的新型电力系统行动方案（2021-2030年）》，选取三省三区“推进新型电力系统示范区建设”，“三省”便包括浙江、青海、福建。
相比于传统清洁能源大省青海，和核电、风电大省福建，“用电大省”浙江该如何发掘分散的新能源潜力，并且在外来电与新能源双重不确定性之下保证电网的平稳运行？浙江电网希望能够给出问题的答案。
分布式光伏“星火燎原”
2022年9月中旬，国网宁波市北仑区供电公司党委书记高颂九对即将过境的台风有些担忧。9月14日晚，今年第12号台风“梅花”在浙江登陆，它是近50年以来影响宁波北仑最为强劲的台风之一。
让高颂九担心的是北仑区众多屋顶光伏能否安然度过极端天气，幸好最终它们都经受住了台风的考验。
近两年，屋顶光伏在北仑区迅速扩张。谭智是浙电（宁波北仑）智慧能源服务有限公司的负责人，这家国有合资企业主营业务包括清洁能源、智慧用能等。他告诉《中国新闻周刊》，2021年以来，分布式光伏装机明显提速，“北仑区年度新增目标在65兆瓦左右。截至10月初，今年的目标已经达成”。
“业内一般认为适于发展分布式光伏的‘优质屋顶’具备几个条件：一是屋顶产权清晰，二是水泥屋顶优于彩钢瓦屋顶，三是屋顶不被遮挡，此外还要考虑企业有足够的消纳能力。”谭智坦言，其实今年北仑区剩下的“优质屋顶”已是凤毛麟角。
位于北仑区的众多工业企业是安装分布式光伏最为积极的用户。北仑区共有15个工业社区，灵峰工业社区是其中之一，78家企业中已有29家安装了屋顶光伏，总装机量34兆瓦。“社区已经对企业情况进行摸排，屋顶适合安装光伏的企业基本均已安装，如今峰谷电价差较大，投资六七年就可以回本。”灵峰工业社区党群服务中心负责人告诉《中国新闻周刊》。
旭升汽车技术股份有限公司位于灵峰工业社区，旗下9座工厂中已有4座工厂建成投产分布式光伏，还有1座工厂正在安装。目前光伏发电量占企业用电总量约5％，未来两年可能达到10％左右。达成这一目标，意味在光照充足时段，企业用电量一半来自光伏。高颂九告诉记者，这其实也是灵峰工业社区的目标，即用电高峰时段，用电量一半来自企业分布式光伏，一半来自大电网。灵峰工业社区一年的用电量为5亿千瓦时，其中包括不少“用能大户”，社区建设园区级新型电力系统的主攻方向就是绿色转型。
为了满足欧美市场对于绿电使用的要求，灵峰工业社区的工业企业对绿电的需求可谓刚性。2020年年底，全国第一笔点对点绿电交易便在北仑区促成，服饰企业申洲集团为了在欧美市场争取更多出口配额，自建屋顶光伏仍不能满足其绿电需求，便向中营风能购买1700万千瓦时风电。2021年，浙江绿电交易量3亿千瓦时，其中宁波交易5000千瓦时。
工业企业密布的北仑区是浙江的缩影，分布式光伏装机正在浙江，特别是其中的工业园区迅速增长。浙江正在实施“风光倍增”工程，“十四五”期间，全省新增海上风电、光伏装机翻一番，增量确保达到1700万千瓦。其中新增光伏装机1245万千瓦以上，力争达到1500万千瓦。
“尖山新区用电有三个特征：一是负荷密度高，二是新能源渗透率比较高，众多工厂原本闲置的屋顶都被用来发展分布式光伏，三是高精尖企业对电能质量要求高。这是未来一些工业园区用电的共性特征。”国网海宁市供电公司党委书记肖龙海告诉《中国新闻周刊》。
尖山新区是嘉兴市海宁市下辖的工业园区，站在园区制高点可以看到厂房屋顶密布的太阳能电池板，以及位于江边滩涂的风机。
肖龙海告诉记者，海宁市政府成立了光伏专班，规划“十四五”期间将闲置屋顶“应装尽装”，装机量达到180万千瓦。“此前有学者推算，达成‘双碳’目标，中国光伏或其他新能源装机量需达到人均1千瓦。按照户籍人口计算，海宁市今年已经达到人均1.11千瓦，尖山新区更是达到9.87千瓦，是浙江人均水平的40多倍。”
目前海宁光伏装机量为79万千瓦，年发电量约为6.5亿千瓦时，约占全市用电量5％~6％，未来的目标是达到三分之一，而尖山新区已经达到这一目标。
光伏装机量的迅速提升，显然与“双碳”目标的提出密不可分。国网浙江电力发展部副主任孙可告诉《中国新闻周刊》，实现“双碳”目标，本质是改变人类对化石能源的高度依赖。无论是全球，还是全国，化石能源仍占比85％左右。扭转人类100多年来形成的能源使用习惯并不容易，路径和手段便是推动新能源利用。煤炭、石油等传统能源通过燃烧也可以被利用，而风、光必须转化为电能才能被人类利用，电作为媒介的意义不言而喻。
但伴随风光等新能源装机量提升，电网正面临从未有过的挑战。
新能源+“大受端”，浙江电网挑战几何？
浙江电网是典型的“大受端”电网，外来电占比达三分之一，负荷高峰期外来电力超过3000万千瓦，低谷时也有1000万千瓦。
省内最大电力来源仍是煤电机组，统调煤电机组加上分散于各地的“小火电”，总装机规模约4800万千瓦。天然气机组、核电、水电的装机量分别约为1265万千瓦、280万千瓦、600万千瓦。
除此之外便是以光伏为主的新能源，天气状况良好时，光伏每日出力可以达到1100万~1200万千瓦。风电更加不稳定，每日出力在四五十万千瓦到两三百万千瓦之间波动。
相比于传统的火电、核电、水电机组，风光等新能源更加“不可控”。“对于电力系统这样的复杂系统，只有‘可控’才能较好管理其经济性、安全性，而且电力系统还需要实时平衡，即‘发多少用多少’。新能源电源带来的最大挑战便是‘靠天吃饭’。”孙可说。
对于“靠天吃饭”的新能源出力预判至关重要。浙江电网调度员楼贤嗣告诉记者，以光伏为例，每一天，都会对光伏曲线进行预测，再以此确定火电机组的开机方式。浙江原则上光电、风电发出多少，便上网多少，不会弃光、弃风。
因此火电机组是否开机、开机时段、负荷率等都要根据对新能源出力的预测确定，煤电机组开机后的负荷率会在40％至100％间调整。一旦光伏实际出力与预测偏差较大，就需要火电机组紧急补位，否则只能购买外来电，但是如果遇到类似今夏的极端情况，购电也会比较困难。
但对于光伏出力的预测并不容易。国网浙江电力调度控制中心自动化处处长钱建国告诉《中国新闻周刊》，一朵云是否出现，在什么时间出现，都会影响光伏出力。“如果一朵云在光伏出力还在爬坡阶段的八九点出现，影响有限。但是如果在中午这样的出力高峰时段出现，则影响较大。每日光伏出力的峰值可以达到1300万千瓦，但是如果赶上下雨天，又可以低至一两百万千瓦。”
在以光伏为代表的新能源出力峰谷差异如此之大的情况下，电网正面临双重考验，一方面是如何在不弃光不弃风的情况下解决消纳问题；另一方面是风光机组无法做到按需发电，如何在无风无光时保证用户用电需求。
在特定时段，浙江新能源消纳已经面临一定压力。比如春节前后，负荷较小，遇到光伏出力较多的时段，可能需要将煤电机组降至技术出力下限之下，甚至被迫停机，但是煤电机组在出力下限之下的可调空间十分有限。而在同一天夜间，伴随光伏出力减少，煤电机组的负荷率又需要提升至90％以上。
“北仑区既是能源消耗大户，也是发电大户。因为毗邻港口，煤炭运输便利，北仑电厂一度是全国最大火力发电厂。但随着更多分布式光伏并网，如何平衡传统发电方式与新能源利用之间的关系，这对电网系统调节能力的提升带来更大考验。”高颂九告诉记者。
即使在夏季，光伏每日发电的时长也不足8小时，而其中真正高效的时长约为4小时。每天16点之后光伏出力会明显下降，但是傍晚居民用电负荷又会上升，由此带来的负荷缺口如何迅速填补？钱建国认为，面对新能源“靠天吃饭”带给电源侧的不确定性，“当下仍需火电机组‘保底’，目前，浙江正在对火电机组进行灵活性改造。”
除去新能源电源带来的不确定性，浙江作为“大受端”电网，外来电可调节幅度较小，遇到2022年夏季这样的极端天气时不确定性较大。显然，2000公里外的四川水电，难以完全配合浙江需求供给。
“传统电力系统中唯一不可控的因素是负荷，不可能提前获知用户用电时间、用电量。如今发电侧也变得越来越不可控。而当不可控的新能源电源越来越多，电力系统需要适应这样的不确定性，完成整个系统的平衡。”孙可认为，这正是新型电力系统要解决的最为关键的问题。
火电机组的灵活性改造，是在增加源、网、荷、储四侧中电源侧的可调节能力。增强四侧的可调节性，这是2020年国网浙江电力提出建设“多元融合高弹性电网”的目标，这也是建设新型电力系统的目标之一。如今更强调“数字化牵引”的作用，其中就包括通过数字化手段对“不可控”的负荷进行需求侧管理。
重新认识“电网数字化”
2022年“十一”假期前后，浙江迎来几日凉爽的天气。但是钱建国告诉记者，电力供需依旧紧张。“今年夏季面临极端高温，浙江单日最高负荷曾达到1.1亿千瓦，9月末单日最高负荷虽然降至7000余万千瓦左右，但是夏季火电机组长时间在45℃高温的环境下接近满负荷运行，需要检修，为迎峰度冬做准备，因此供电能力有阶段性下降。”
极端高温天气，叠加四川因旱情外送水电减少，今年夏季浙江用电“调峰”压力显而易见。
杭州市萧山区是工业重镇，高能耗企业占比较高，可被视为“负荷大省”浙江的缩影。今年夏季有序用电形势最严峻时，单日瞬时最高压降负荷达到119万千瓦，占据杭州整体压降额度的一半，但日常萧山负荷仅占比杭州21％。“在今夏19天有序用电时段，有3天曾进行如此幅度的降负荷，需要全区4700余家企业参与。”国网杭州市萧山区供电公司执行董事、党委书记徐巍峰告诉《中国新闻周刊》。
有序用电时段，企业会被分为ABCD四类，效益较好的A类企业用电需求需要保证。反之，D类企业属于高耗能企业，需要更大幅度地降低用电需求。
国网浙江电力相关负责人告诉记者，调峰时，电网更多关注工业企业的可调节负荷，比如1000家工厂在特定时段均降低一定负荷，就能极大缓解电网尖峰时刻的压力。压降负荷的指标一般逐层分解，从省级层面一直分解到县级。
长久以来，调峰时压降工业企业负荷主要靠基层工作人员提前电话或上门沟通，依据经验向不同企业分摊任务。这位负责人解释说，“比如针对一家化工厂，需要提前一天沟通，‘在明天中午负荷压力较大时能否关停一小时？’待到第二天需要关停时再确认。人工投入很大，沟通成本很高，而且成功率可能只有一半。”
有地市供电公司人士告诉记者，“我们不能对企业简单直接进行拉闸限电，向企业下发调峰通知单时也需要‘有理有据’，企业会发出‘为什么别人能用电而我却不能用’的疑问，这其实对调峰方案的精准度提出了很高的要求。”
国网浙江电力数字化工作部副主任陈利跃告诉记者，数字化手段的使用便是希望通过一个“大脑”实现“一键响应”，即按下一个按钮就可以形成压降负荷的最优方案。
实现这样的构想，基于前期对工业企业的信息收集，比如掌握某家工厂在下午一点左右并非生产高峰期，通过这样的筛选可以将沟通的成功率大大提高。
因此电力系统的数字化，不只是将原先线下的工作转移至线上，还包括对电力系统源网荷储各环节的深度感知、精准预测和闭环控制。“从常规发电机组、新能源电站，到输电网和配电网，再到工业企业、充电桩和储能设施都需要不断提升监测能力，并结合预测结果进行闭环控制，实现电力系统的动态优化平衡。”陈利跃告诉记者，浙江电网已经具备较强的感知能力，通过最小的代价精准采集更多信息。“未来会在工业企业加装更多采集数据的终端，甚至通过与企业签订协议达成调峰时远程控制的效果。”
“目前针对工业企业的需求侧响应，已经精确到生产车间的不同设备上。此前我们走访企业，与企业沟通生产环节中可以‘秒停’的设备，比如电焊、切割等生产环节。”徐巍峰告诉记者，目前萧山2500家规上工业企业已经接入实时监测系统。
高颂九则告诉记者，会将企业的用电需求划分为几类，其中就包括“可调负荷”，即企业在不影响正常生产的情况下可以压降的部分负荷，空调负荷便属于此列，社区内已经有70家企业安装了空调负荷监测设备，容量约为7500千瓦，其中1500千瓦可以作为“蓄水池”参与调峰。
除了工业企业的生产用电需求，空调负荷是目前浙江需求侧响应关注的另一个重点。
徐巍峰表示，今年夏天有序用电时段，萧山区每日空调负荷130万千瓦，占比30％以上。如果空调负荷能够通过温度控制、开关时段调整参与需求侧响应，可以在相当程度压缩部分用电需求。比如商场中空调温度调高一度，顾客可能并没有感受。再比如企业的空调可以在用电低谷时段自动开启，而在用电高峰时段主动调高温度、降低负荷。
“这不仅意味着节能，对于电网调节也至关重要。”钱建国告诉记者，优化空调负荷可以在相当程度上缓解省内尖峰时刻的用电困难。这样的优化需要通过数字化手段实现，比如精准掌握空调温度上调一度可以压低的负荷数据，摸清“蓄水池”的容量可以更好地调峰。
“数字化牵引新型电力系统，体现在需求侧管理，可以将其理解为将实体对象在数字世界再现，利用数字孪生和人工智能进行建模和计算，再反馈到实体电网。”钱建国说，数字化手段可以对现有要素进行优化组合，“相比于一座抽水蓄能电站可能高达数十亿元的投入，数字化手段仅需投入数千万元，依然能达到相同的调峰效果。”
浙江探路让电网更智慧
利用数字化手段构建需求侧响应的能力，在孙可看来，这使得原本不可控的需求变得更加有序，从而使得用户也更好地参与调峰。“建设新型电力系统需要在源、网、荷、储四侧寻找更多可调节的能力和资源，而很多都是此前被忽视的能力和资源。”
国网丽水市供电公司相关负责人向《中国新闻周刊》举例说，在丽水，80％的水电站是没有库容的径流电站，但通常其水系上游都有一座或几座拥有较好库容调节能力的水电站。当库容电站开机时，下游的径流电站也能用这座电站发电下泄的水流进行发电，每一立方米的水的动能在同流域的多个水电站得到了充分的利用。
过去流域调度无法精确掌握每座电站的发、送电时点，如今通过将一条流域的水电站建模，精准掌握电站间的来水关系、发电时间差和不同机组的水能转化效率，通过精密的计算让流域水电群的发电出力可以在需要的时点以最快的速度或最大的效率达到电网调度的目标，使得其在调峰时对大电网的支持效率达到最高。
当然，在源、网、荷、储四侧中，储能是最为直观的用于调节的资源和能力。从电网的角度来看，更重要的是将用户侧储能统筹。
“我们鼓励用户侧投建储能，目前谷电价格每度只有两毛钱，而高峰时电价每度可达七八毛钱，峰谷电价差足以确保储能收益。只要储能‘谷充峰放’，就是在帮助大电网进行调节。”肖龙海说，同时，企业配套分布式光伏自建的储能也要为电网调节所用，电网平稳运行时储能可以自主运行。一旦面临电力供应缺口，储能运行不能各行其是，而是需要服务于电网调节。
用户侧的储能设施也能服务于电网调节，这预示着在新型电力系统中发电与用电的界限更加模糊。在传统的电力系统中，发电、用电界限清晰，但是如今两者的边界越来越模糊，原本属于用电的负荷侧可能因为加装了分布式光伏同时成为电源侧，源网荷储一体化的趋势愈发明显。在浙江“十四五”期间打造的100个新型电力系统试点项目中，“源网荷储一体化”项目达到65个。
其实在负荷侧，可以挖掘的资源还有很多。肖龙海向记者举例说，比如充电桩，原本属于负荷侧，但目前正在推动V2G模式，即新能源车可以通过充电桩向电网返送电力。“傍晚下班后，一般会有大量新能源车处于充电状态，此时恰是一天中负荷的又一个高峰。此时如果电网面临供应缺口，充电桩可以从充电状态转为放电状态，新能源车相当于移动的储能装置，可以通过价格机制引导其在此时放电，赚取差价。”
伴随源网荷储一体化，被改变的还有配电网的角色。相比于传统电力系统中集中发电，再由不同层级电网输送的模式，分布式新能源就地、就近消纳是未来的趋势。
“目前丽水白天通常是受端电网，午间水光大发时段或汛期晚间负荷低谷时则有外送能力。未来希望本地新能源能更多在本地消纳，否则区域电网一天内可能既需要从省网买入大量电能，在负荷低谷时段又要大幅倒送电能，一进一出会产生相当大的电能损失。”国网丽水供电公司负责人告诉记者。
“未来配电网将逐渐成为一个‘自治’单元，正常情况下自主运行，遇到无法解决的问题再向大电网寻求帮助。比如配电网中光伏出力不足，面临电力供应缺口，就需要大电网送电。反之，如果大电网需要调峰，配电网也可以充分挖掘自身资源协助大电网。”肖龙海表示，未来配电网与大电网之间的关系应该是“自己的问题自己解决，尽量不给大电网惹麻烦”。
“不同规模新能源电站接入的电压等级不同，如果较小，就接入配电网，如果较大，就接入主电网。对于接入主电网的新能源电站，更像将一块石头扔进大海，不会产生影响。但对于接入配电网的新能源电站来讲，就像将一块石头扔进水盆，必然激起更大的波澜，面临较大的消纳压力。因此一些配电网的管理方式要因此转变。”孙可解释说。
而一家处于配电网末端的工厂也可以自己组成“微电网”。“如果某个区域分布式光伏装机量较大，公用电网承接有困难，加之用户用电量较大、对价格较为敏感，就可以组成一个微电网，即微型小电网。公用电网与内部的分布式光伏共同构成它的电源，当内部电源不足时就从公用电网购电，反之也可以向公用电网售电。”孙可表示，平衡是电力系统的第一原则，微电网也是如此，需要一套能量管理系统。“搭建微电网系统也需要成本，需要经济适用、技术可行，未来公用电网不可能‘包打天下’，可能难以满足一些差异化需求，用户可以算账，是从公用电网购电更划算，还是搭建一套微电网的系统更划算。”
微电网可以由一家工厂，一个工业园区，或是一座商业综合体组成。比如一家企业对电能需求较高，且占比成本较高，建设微电网便更有动力。
孙可告诉记者，目前浙江已经出现微电网，但是数量不多，未来要做好微电网和公共电网联合运行的准备。
在萧山区，“千瓦可控的园区”和“度电可调的社区”两大场景正在建设中，其中在桥南区块，供电公司正在建设全域能量管控平台，将数个微电网连接起来成为微电网群，加装一套控制平台。一方面未来可以在微电网群中探索分布式发电交易模式，另一方面汇聚微电网群中的源网荷储资源，更好地参与电网调节。一旦大电网有所需求，不需要控制微电网群中的每个电源、负荷，而是向微电网群发出一个指令，至于其内部如何调节则属于“自治”范畴。
源、网、荷、储一体化，在孙可看来，网的作用最为重要。“电力系统可能是世界上最大的人工系统，不像生态系统那样可以自主调节。电力系统依靠‘大脑’与‘神经网络’调节，电网扮演的就是‘大脑’‘神经网络’的角色，原来是用‘可控’的电源满足‘不可控’的负荷，现在需要调节供需，使其更好平衡，这无疑需要电网更加智慧。”
