北极星智能电网在线讯:2020年9月22日，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论的讲话指出：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。”
随着新能源向主力电源不断的迈进，打造以新能源为主体的新型电力系统呈现出“双高+双随机+一低”的特点特性。
双高，即高比例可再生能源接入与高比例电力电子设备应用。“双碳”目标要求下，未来10年我国年均新增风、光发电装机容量需不少于7500万千瓦。“3060”目标下新能源装机量及发电量占比不断提升，新能源发电存在间歇性、波动性，对电量平衡带来挑战。相应的，伴随可再生能源的发展，大量风电、光伏电力电子变换器将接入电网，例如直驱式风电机组变流器、光伏电站和分布式光伏逆变器等。
双随机，即供给侧随机性和需求侧随机性。传统电力系统可通过调整发电机组出力满足需求侧随机波动的负荷需求，呈现供应侧可控、需求侧随机的特征。随着波动性和间歇性的风能和光伏发电为主的可再生能源在电源结构中占的比持续增长，供应侧也将出现随机波动的特性，能源电力系统将由传统的需求侧单侧随机系统向双侧随机系统演进。
一低，即传统电网规模越大、转动惯量越大。新能源电源本身惯量低，而且电网转向高比例变流器的交直流混联电网，系统惯量将进一步下降，频率条件的能力将显著下降。
“十四五”开局电网投资计划或超乎想象！
日前，国家电网董事长辛保安提出，“十四五”期间计划投入3500亿美元推进电网转型升级，南网也于11月发布6700亿元的投资规划。
近日，国家电网召开了2022年度工作会议。据媒体报道，2022年，国家电网计划发展总投入为5795亿元，在电网投资方面，国家电网计划投资金额为5012亿元。据悉，这是国家电网年度电网投资计划首次突破5000亿元。
此前，国家电网曾表示，2022年将全力推进“十四五”重点工程前期工作，年内核准并开工武汉-南昌、金上-湖北、川渝联网等特高压工程。高质量推进白鹤滩-浙江特高压直流、川藏铁路施工供电二期等重点工程建设。年内建成投运白鹤滩-江苏、荆门-武汉等特高压以及闽粤联网、500千伏雄安东等重点工程。
上图截取自国家电网社会责任报告
依据国家电网发布的《国家电网有限公司2020社会责任报告》，至报告发布日，国家电网已累计建成投运“十四交十二直”26项特高压工程，在运在建线路总长度达4.1万公里，累计送电超过1.6万亿千瓦时。
“十四五”期间，国家电网公司计划将持续提升已建输电通道利用效率，作为电网发展主要内容和重点任务，实现已建通道满功率运行，提升输电能力3527万千瓦。规划建成7回、开工建设一批、研究储备一批特高压直流，新增输电能力5600万千瓦。到2025年，公司经营区跨省跨区输电能力达到3.0亿千瓦，输送清洁能源占比达到50%。“十四五”500千伏及以上电网建设投资约7000亿元，预计包含：驻马店-武汉、南昌-武汉、南阳-荆门-长沙、南昌-长沙、荆门-武汉、白鹤滩-江苏、白鹤滩-浙江、金上-湖北、陇东-山东、哈密北重庆等。
纵观目前特高压直流穿墙套管多数还依赖于国外进口，平高电气独立研制的系列化穿墙套管涵盖±150kV至±1100kV电压等级，主要应用于特高压直流输电、海上风电、柔性直流输电等工程中。产品采用纯SF6气体绝缘，具有绝缘性能优、通流能力强，可靠性高、防爆性好的技术特点，拥有完全自主知识产权，技术水平国际领先，打破了国外厂家在该领域的垄断地位，提升了国产套管在国际上的影响力。
GIS是气体绝缘全封闭组合电器的英文简称，主要用作将变电站除变压器外的一次设备组合成一个整体的高压配电装置。GIS不仅在高压、超高压领域被广泛应用，而且在特高压领域也被使用。GIS已经较早地实现了完全国产化，市场参与者超过20家企业，但主要份额集中在平高电气、中国西电、平高东芝及山电日立。
换流阀是直流输电工程的核心设备，通过依次将三相交流电压连接到直流端得到期望的直流电压和实现对功率的控制，其价值约占换流站成套设备总价的22-25%。我国特高压换流阀市场较为集中，国电南瑞市场份额占一半，许继电气、中国西电占比分别为30%、15%。
智能化配电网升级提质
助力构建新型电力系统新能源消纳
今年以来，新能源装机量和发电量占比预期都将有着明显的提升，一方面利好了新能源发展，另一方面也对我国的电网，尤其是配电网提出了深刻的挑战。
长期以来，我国在以传统电源为主力电源的情况下，主网坚强、配网薄弱。而随着新能源时代的到来，配电网系统将承担起“协调、分化、消纳”的重要责任。新能源大规模接入给配电系统带来更多不确定性、随机性，系统运行方式更复杂，尤其在极端天气条件下，新能源发电出力受限，设备耐受力脆弱，持续可靠供电面临困难。而在用电侧如5G、数据中心、电动汽车等等不可控负荷也同样对配电网供电能力和质量提出了更高的要求，未来配电网的形态将发生很大变化，因此电网企业未来势必加大配网结构性投入。
2021年9月9日，在2021能源电力转型国际论坛上，国家电网公司董事长、党组书记辛保安披露，“十四五”期间国家电网计划投入3500亿美元（约合2.23万亿元），推进电网转型升级。
此前，国网江苏省电力有限公司副总经理王之伟在盐城论坛上曾提到，碳中和倒逼约束下，新能源将迎来跨越式发展，然而在当前技术水平下，集中式的规划和控制运行面临极大的挑战。而高效的市场机制是实现和成就建设以新能源为主体的新型电力系统这一目标的重些推动力。
不久之前，南方电网公司印发了《南方电网“十四五”电网发展规划》(以下简称《规划》)。“十四五”期间，南方电网电网建设将规划投资约6700亿元，以加快数字电网建设和现代化电网进程，推动以新能源为主体的新型电力系统构建。而其中，南方电网将配电网建设列入“十四五”工作重点，规划投资达到3200亿元，几乎占到了总投资的一半。
在配电网建设方面，南方电网《规划》提出，将持续加强城镇配电网建设，使高可靠性示范区和高品质供电引领区客户年平均停电时间都不超过5分钟，达到国际领先水平，配电自愈达到100%，达到高电能质量保障、高品质客户服务体验双领先的国际顶尖水平。
据悉，“十四五”期间，南方电网公司将进一步加快电网数字化转型步伐，加强智能输电、配电、用电建设，推动建设多能互补的智慧能源建设，以电网的数字化、智能化建设，促服务智慧化，全力提升用户获得感。南方电网公司将全面推进以故障自愈为方向的配电自动化建设，有效实现配网状态监测、故障快速定位、故障自动隔离和网络重构自愈。逐步延伸自动化覆盖面，推进智能配电站、智能开关站、台架变智能台区建设，推进微电网建设，推广应用智能网关，开展配电网柔性化建设。
据悉，截至2020年我国配网自动化率已达90%左右，电网整体提升空间相对不大。据推算，2022年开始配电网建设或将以一次设备投入、网架结构调整以及新增网络为主，智能化建设为辅。
也因此，一二次融合设备、智能台区融合终端等或将在未来成为配电网招投标市场中首选。
当前，配电网建设全面推进以故障自愈为方向的配电自动化建设，有效实现配网状态监测、故障快速定位、故障自动隔离以及不停电作业、零感知作业等，在配电的自动化、智能化、数字化方面不断延展。智能配电站、智能开关站、智能台区、智能微电网、智能网关以及配电网柔性化被不断论证落实。未来，随着一二次融和智能柱上开关、在线监测设备和系统、智能预警装置、智能巡检机器人等在配电领域的不断应用，相关企业或都将因此受益。而根据国网社会责任报告， 2020年数字化相关投资约247亿元，通过招标情况来看，信息化软件、硬件及服务，以国电南瑞(南瑞集团)和国网信通(信产集团)的中标为主。
“双碳”与新型电力系统目标之下
抽水蓄能装机增长空间惊人！
【附名单】
邻近年关，地方两会正在紧锣密鼓的进行中，据邻近，目前已有多个省、市（地区）2022年政府工作报告中提到了“抽水蓄能电站”方面的相关建设。
山西省2022年投运2-3个500千伏新能源汇集站 再建8-10个抽水蓄能电站项目；
陕西省2022年加快陕北至湖北、神府、渭南3大新能源基地项目建设，推进抽水蓄能电站、氢能示范项目实施；
广东省2022年开工建设梅州二期、肇庆浪江、汕尾陆河等抽水蓄能项目；
浙江省2022年启动100万千瓦新型储能项目开工建设 积极推进抽水蓄能电站建设；
内蒙古2022年加快蒙东、蒙西千万千瓦级新能源基地和抽水蓄能电站、新型储能设施建设；
广西2022年将加强能源电力保供，确保国能广投北海电厂、防城港红沙核电3号机组按期投产运行，千方百计增加火电水电出力，积极谋划风电、光伏等新能源项目和抽水蓄能项目；
河南省2022年重点建设鲁山和辉县等抽水蓄能电站 争取陕电入豫工程核准开工；
甘肃省2022年启动“陇电入鲁”工程、开工建设3-4个抽水蓄能电站。
抽水蓄能被公认为是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发 条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，与风电、太阳能发 电、核电、火电等配合效果较好。加快发展抽水蓄能，是构建以 新能源为主体的新型电力系统的迫切要求，是保障电力系统安全 稳定运行的重要支撑，是可再生能源大规模发展的重要保障。
总投资107亿，全球最高抽水蓄能电站获批
2021年12月23日，三峡集团所属三峡建工浙江天台抽水蓄能电站项目，获浙江省发展和改革委员会核准。天台抽水蓄能电站位于浙江省台州市天台县坦头镇泳溪乡境内，总投资107.4亿元，计划安装四台单机容量42.5万千瓦的可逆式水轮发电机组，总装机容量170万千瓦。
其中，电站额定水头724米，为全球最高；单机容量位居国内抽蓄电站之首；上下引水斜井长度483.4米，位列全国第一。
根据2021年9月国家能源局公开的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到 2025 年，抽水蓄能投产总规模 6200 万千瓦以上；到 2030 年，投产总规模 1.2 亿千瓦左右；到 2035 年，形成满足新能源 高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强 的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。
《规划》指出，兼顾京津冀一体化以及蒙东区域新能源发展和电力系统需 要，华北地区重点布局在河北、山东等省；服务新能源大规模发 展需要，东北地区重点布局在辽宁、黑龙江、吉林等省；服务核 电和新能源大规模发展，以及接受区外电力需要，华东地区重点 布局在浙江、安徽等省，南方地区重点布局在广东和广西；服务 中部城市群经济建设发展需要，华中地区重点布局在河南、湖南、 湖北等省；服务新能源大规模发展和电力外送需要，重点围绕新 能源基地及负荷中心合理布局，重点布局在“三北”地区。中长 期规划布局重点实施项目 340 个，总装机容量约 4.21 亿千瓦。
根据各省（区、市）开展的规划需求成果，综合考虑系统需 求和项目建设条件等因素，本次中长期规划提出抽水蓄能储备项 目 247 个，总装机规模约 3.05 亿千瓦。
抽水蓄能电站具有调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备 用和黑启动等多种功能，是建设现代智能电网新型电力系统的重 要支撑，是构建清洁低碳、安全可靠、智慧灵活、经济高效新型 电力系统的重要组成部分。随着我国经济社会快速发展，产业结构不断优化，人民生活水平逐步提高，电力负荷持续增长，电力系统峰谷差逐步加大，电力系统灵活调节电源需求大。到 2030 年风电、太阳能发电总装机容量 12 亿千瓦以上，大规模的新能源并网迫切需要大量调节电源提供优质的辅助服务，构建以新能源为主体的新型电力系 统对抽水蓄能发展提出更高要求。
目前约70%左右的抽水蓄能是由中国电建、中国能建建设的，业主主要是电网公司，对于改造项目，业主具有主动权。目前，国家电网公司经营区在运抽水蓄能电站28座、装机2341万千瓦，在建35座、装机4853万千瓦。南方电网经营区内，到2025年，南方5省区抽水蓄能电站装机容量将达到1400万千瓦。
据了解，传统一些的抽水蓄能选点是非常受地形限制的，但小型化之后要求就比较低了，常规水电站都可以进行改造。根据以往，大型抽水蓄能建设成本约4000-5000元/千瓦。一般土建和机械各占一半，设计费用很少，只占1%-2%。“十三五”时期抽水蓄能建设进度未达预期，新增装机仅876万千瓦，成本回收难是很重要的影响因素之一。
截至2020年，我国抽水蓄能电站投运总装机规模3179万千瓦，在建总装机规模5243万千瓦。如果今年获得重要进展的4770万千瓦抽水蓄能项目都能如期开工投产，未来我国抽水蓄能装机将超过1.2亿千瓦。
而到了2021年，抽水蓄能行业迎来了大爆发。今年3月，国家电网提出“十四五”期间新开工2000万千瓦抽水蓄能电站装机的目标。据北极星电力网不完全统计，仅今年上半年，国家电网及其旗下公司签约的抽蓄电站已经超过了2000万千瓦。
2021年抽水蓄能项目签约、核准、开工等重要进展
（截至2021年7月）
就目前而言，全球各个国家和地区几乎都选择开发水电和抽水蓄能来配合风、光发电，实现电力系统的成功转型。在新型储能技术没有出现重大突破之前，抽水蓄能对于新型电力系统建设可能是最好的选择之一。而伴随近期一系列过渡阶段的电价激励政策（2021年4月30日，国家发展改革委出台《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》），也从侧面基本体现了抽水蓄能在新型电力系统中的功能定位。
未来，抽水蓄能在新型电力系统与新型电力市场中所发挥的作用将得到充分体现。
电化学储能空间如何？
尽管抽水蓄能量上占优，但其成本下降空间毕竟有限，而各类电池储能成本的下降空间、储能技术的革命依然是大家所期待的。就目前而言，全球新增储能中绝大部分还是电化学储能。
2021年7月，国家发改委发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051号)，明确了新型储能的独立市场主体地位，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场，因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿。
电力辅助服务市场正日趋完善，主要向维持电网的稳定所必须的包括电压稳定、频率稳定以及事故备用等服务提供相应的对价。
电化学储能不仅具备灵活性的特点，可以实现快速启停；同时还可减少或延缓电网投资。
随着，源网荷储一体化、光充储一体化模式等模式的不断发展与落地实施，储能技术的应用可以最大程度的提升用电侧的电力保障与供电服务，低谷时充电，高峰时放电，不光减少电量电费，甚至还能赚钱！另 一方面，由于用电负荷的高峰用电时段一般时间很短，通过配置削减用电负荷的“高峰段”，可以减少容量电费成本。
2021年年底，就有一大批储能项目并网。
国家电投海阳储能示范项目
101MW/202MWh
12月27日，国家电投海阳101MW/202MWh储能示范项目40组储能单元全部冲击送电完成，标志着该项目正式进入并网试运行阶段。项目位于海阳核电工业园区，占地46亩，由国家电投山东分公司投资开发、山东电力工程咨询院承包建设，项目总投资4.38亿元，其中环保投资25万元，主要建设100MW/200MWh储能电站，其中磷酸铁锂电池储能100MW/200MWh，全钒液流电池储能1MW/2MWh。主要参与全省电力辅助、电网调峰、储能容量租赁等服务一次充电量200兆瓦时，可满足1000户家庭一个月用电，年可消纳新能源电量1亿千瓦时。
华能100MW/200MWh分散控制储能电站
100MW/200MWh
12月29日凌晨5:36,在华能山东分公司的大力支持下由华能清能院自主研发的100MW/200MWh独立储能电站在华能黄台电厂实现全容量并网，标志着全球首座百兆瓦级分散控制储能电站正式投运。据了解该项目设计年限25年，新建磷酸铁锂电池储能单元37套、220千伏升压站1座，储能电站实际规模120兆瓦/212兆瓦时，一次性可充电量21.2万千瓦时，能满足约1000户家庭一个月用电，年增加消纳新能源电量1亿千瓦时，相当于压减煤炭消费约3万吨。
华能济南黄台储能电站
100MW/200MWh
12月29日6时，济南市首座220千伏储能电站——全福华能储能电站带负荷良好，投入运行。该站是山东省发改委、能源局公布的2021年5座储能调峰示范项目之一，由华能济南黄台发电有限公司投资建设，建设规模10万千瓦/20万千瓦时。目前该站正处于调试模式，调试正常后可提升济南电网调峰能力和新能源消纳能力。三峡乌兰察布新一代电网友好绿色电站示范项目550MW/1100MWh12月29日上午，由中国三峡新能源（集团）股份有限公司投资的三峡乌兰察布新一代电网友好绿色电站示范项目首批机组成功并入内蒙古电网项目总建设规模200万千瓦，分为170万千瓦风电项目和30万千瓦光伏项目，配套建设55万千瓦*2小时储能系统，分为4个风光储单元，共计建设4个升压储能一体化站和1个智慧联合调度中心。三峡集团首个独立储能电站300MW/600MWh12月30日17时18分，三峡集团首个独立储能电站、山东省首批储能示范项目——三峡能源庆云储能电站示范项目首期工程成功并网，该项目位于山东省德州市庆云县，由三峡集团所属中国三峡新能源（集团）股份有限公司投资建设，项目规划总容量300兆瓦/600兆瓦时（即最大充放电功率达300兆瓦，总储容量达600兆瓦时），可储存的电能相当于装机容量60万千瓦发电厂一小时的发电量。项目共分三期建设，首期建设100兆瓦/200兆瓦时储能系统及一座220千伏升压站，采用全球先进的1500伏液冷磷酸铁锂储能技术，单次充电可储存20万千瓦时的清洁电能，可实现新能源“错峰收储”和“移峰填谷”，有效提升新能源资源综合利用率和电网安全稳定运行水平。
国内社会资本投资最大单体电网侧储能示范电站
100MW/200MWh
12月31日，由长沙华能自控集团主导投资建设的、华自科技整体提供产品及实施的城步儒林100MW/200MWh储能示范电站成功并网运行，该储能站是湖南首个社会资本投资的电网侧储能示范电站，也是目前国内社会资本投资最大单体电网侧储能示范电站。据了解该项目装机规模100MW/200MWh，投资约4亿元，于2021年4月29日正式开建。
国内单体最大的光伏配套储能项目30MW/30MWh12月30日，隆基山西大同新荣600MW+30MWh平价上网项目成功并网发电。这是目前国内单体最大的光伏配套储能项目，该项目于2021年5月17日在山西大同新荣区开工建设。该项目总投资32.5亿元，占地面积２万余亩，该项目配置30MW/30MWh储能系统，分为12个2.5MWh储能电池集装箱，12个2.5MW储能升压逆变一体舱。储能系统分3回接入3台240MVA主变35kV低压侧，每回储能系统容量为10MW/10MWh。
宁夏首个光储一体化“牧光互补”大型地面光伏复合项目
12MW/24MWh
12月29日上午，由中联西北院设计完成的中能建投宁夏盐池120MWp光伏复合发电项目顺利并网。该项目位于宁夏回族自治区吴忠市盐池县，占地面积约2840亩，安装容量约为120MWp，为宁夏首个光储一体化“牧光互补”大型地面光伏复合项目。项目采用“535Wp双面组件+固定支架+箱逆变一体机”方案，光伏发电系统由32个3.125MW单晶硅发电单元组成，同期新建110kV升压站一座，并配套12MW/24MWh系电化学储能系统。
湖北应城压缩空气储能电站
300MW
中能建数字科技集团有限公司联合国网湖北综合能源服务有限公司共同投资建设湖北应城300MW级压缩空气储能电站示范工程，该项目于12月29日至30日在武汉组织召开项目可研评审会。该项目是国内单机规模最大的压缩空气储能项目
河北省张家口先进压缩空气储能国家示范项目
2021年12月31日，河北省张家口国际首套百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目送电成功，标志着该项目顺利实现并网，并正式进入系统带电调试阶段。据了解，张家口百兆瓦先进压缩空气储能示范项目于2018年立项，是国际首套100MW先进压缩空气储能项目，项目建设规模100MW，系统设计效率70.4%，项目建设地为河北省张家口市张北县庙滩云计算产业园，占地85亩。
国网新源河北丰宁抽水蓄能电站
3600MW
12月30日，国网新源河北丰宁抽水蓄能电站投产发电大会召开。据了解该项目位于河北省承德市丰宁县，规划安装12台单机容量30万千瓦机组，总装机360万千瓦，总投资192亿元。电站创造了四项世界第一，即：装机容量世界第一，储能能力世界第一，地下厂房规模世界第一，地下洞室群规模世界第一。
当然，值得关注的还有微电网与综合能源。
以新能源为主体的新型电力系统承载着能源转型的历史使命。
当前，电源结构由可控连续出力的煤电装机占主导，向强不确定性、弱可控出力的新能源发电装机占主导转变。负荷特性由传统的刚性、纯消费型，向柔性、生产与消费兼具型转变。电网形态由单向逐级输电为主的传统电网，向包括交直流混联大电网、微电网、局部直流电网和可调节负荷的能源互联网转变。技术基础由同步发电机为主导的机械电磁系统，向由电力电子设备和同步机共同主导的混合系统转变。运行特性由源随荷动的实时平衡模式、大电网一体化控制模式，向源网荷储协同互动的非完全实时平衡模式、大电网与微电网协同控制模式转变。
国家电网在《构建以新能源为主体的新型电力系统行动方案（2021-2030）》中表示，2021-2035年是建设期。新能源装机逐步成为第一大电源，常规电源逐步转变为调节性和保障性电源。电力系统总体维持较高转动惯量和交流同步运行特点，交流与直流、大电网与微电网协调发展。系统储能、需求响应等规模不断扩大，发电机组出力和用电负荷初步实现解耦。2036-2060年是成熟期。新能源逐步成为电力电量供应主体，火电通过CCUS技术逐步实现净零排放，成为长周期调节电源。分布式电源、微电网、交直流组网与大电网融合发展。系统储能全面应用、负荷全面深入参与调节，发电机组出力和用电负荷逐步实现全面解耦。
“十四五”开始，在“双碳”目标之下，能效服务、能效管理、能耗监测等将被更加聚焦。如公共建筑、工业企业和农业农村等领域，积极拓展综合能源实体项目和增值服务成为企业拓展发展方向的一大选择。如以能效提升、分布式新能源开发利用为重点，开展楼宇建筑能源托管、供冷供暖、智能运维等业务。
好吧，为了新型电力系统、为了能源转型与能源革命、为了“碳达峰与碳中和”……
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