【观点】绿电直连：新型电力系统的安全跃迁与责任重构

——访国家电网有限公司副总工程师兼国网能源院董事、党委书记欧阳昌裕绿电直连和绿电园区在应用场景等中能传媒：在构建新型电力系统的当下，“电从身边取”的方式越来越多，比如“绿电直连”和“绿电园区”,请比较一下这两种方式有哪些异同?欧阳昌裕：绿电直连和绿电园区在应用场景和消纳方式上存在差异。13行业绿色电力消费比例来看，钢铁、多晶硅、水泥行业要求绿电使用比例为25.2%—70%，国家枢纽节点新建数据中心要求绿电使用比例均为80%。绿电直连在解决绿电消纳难题的同时，也成为高耗能企业脱碳的新机遇。绿电园区可通过源网荷储一体化建设或参与绿电交易两种方式消纳绿电，促进绿电的就地就近消纳。源网荷储一体化项目按照“自我消纳、自主调峰、不占用系统调峰能力”的原则建设，新能源所发电量全部由自身负荷消纳，解决绿电的就地消纳问题。绿电交易通过统一电力交易平台，采用市场化方式，促成源荷匹配，实现园区负荷满足绿电消纳比例的要求，解决新能源在更大范围内的消纳。就地与就近消纳是分布式新能源可持续发展的核心思路，绿电直连和绿电园区是有效探索新能源生产和消费融合发展的新模式，是促进新能源就近就地消纳，更好满足企业绿色用能需求的创新之举。对于新能源消纳存在困难的地区，通过这两种方式，可助力新能源发电企业定向消纳所发电量，促进新能源开发利用。部分地方政府、园区和企业也希望借助两种方式，降低用电成本，提升地方和企业发展的竞争力。绿电直连项目应该承担自身产生的中能传媒：“绿电直连”这种供需模式的发展前景如何？推广“绿电直连”对传统电网平衡模式将带来哪些影响和挑战？欧阳昌裕：绿电直连是绿电消纳的一种新模式，其按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。针对并网型绿电直连项目，国家发展改革委、国家能源局近期发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，从促进消纳的角度，明确提出了项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例；从电力约束角度看，原则性提出了应尽可能减小系统调节压力，项目与公共系统交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值，且在新能源消纳困难时段，不应向公共系统反送电。实际运行实践中，由于新能源出力特性与负荷需求不匹配，若储能配置不足，绿电直连项目自身调节能力有限，其平衡稳定运行仍需依赖公共系统提供备用和调节，有可能让公共系统中的其他源网荷储市场主体额外承担理应由其自身承担的系统成本，建议各级相关政府部门引起高度重视，发现问题，及时协调解决。绿电直连项目中的新能源与公共系统新能源波动性一致，在新能源发电充足时，所发电量自身如不能完全消纳，需要公共系统来消纳，或在新能源发电不足时，又依赖公共系统兜底供电，两种情况下都需要公共系统提供调节资源，由此产生的系统成本都应该由绿电直连项目来承担。此外，对存量负荷开展绿电直连，如果不能处理好与公共系统原有合约的利益补偿问题，同样会损害公共系统中的其他源网荷储市场主体的合法权益。中能传媒：多数观点认为绿电直连既有利于消纳新能源，又有利于降低用电成本，但很少14特别策划特别策划有观点提到安全性问题。如何看待这种现象？“绿电直连”会对系统安全运行产生哪些影响？欧阳昌裕：自“十四五”规划纲要提出要建供需协同、灵活智能”五大核心特征，始终对电力系统安全性有很高要求，这是新型电力系统得以高质量发展的基本前提。《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》也从安全管理、电网接入、设备涉网性能等方面对绿电直连的安全性提出明确要求。明确了安全责任界面的原则，并网型绿电直连项目与公共系统按产权分界点形成清晰明确的安全责任界面，各自在安全责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。在《通知》落地执行过程中，仍需考虑系统运行的安全，还存在以下风险挑战：一是并网型项目的准入条件、涉网安全技术标准未明确规定，存在不经安全校核并网、并网性能不达标、交叉供电、电磁环网、反送电等安全隐患。二是公共系统普遍采用基于供电分区的单元制规划建设模式，若绿电直连电源、负荷跨供电分区，其直连专线将难以避免与公共电网线路产生交叉跨越，增加系统复杂性与安全运行风险。三是并网型项目的用电质量适用标准也未具体明确，也有可能增加相应风险。绿电直连项目的申报方案中应加强对潮流、短路、稳定等方面的电网安全分析及校核，满足技术指标要求，配置继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、电能质量在线负荷与新能源匹配度决定绿电直连中能传媒：如果从社会总成本的角度考量，式更具有经济性？欧阳昌裕：绿电直连和通过源网荷储一体化建设的绿电园区两种模式的经济性，在公平合理承担安全责任、经济责任与社会责任，合理缴纳相关费用的前提下，主要受源荷特性匹配序推动绿电直连发展有关事项的通知》明确要求绿电直连项目应公平合理承担安全责任、经济责任与社会责任，按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。在源荷特性方面，无论存量还是新增负荷的绿电直连项目，其用电需求大小、用电负荷特性与新能源出力的匹配性尤为重要。不同类型企业用电特性与风光等新能源出力的匹配程度可能存在较大差异，若负荷与新能源出力匹配度较高，可更大程度消纳新能源，同时对配置储能等调节资源投入较低，从而获得降低用电成本的收益。在绿电直连物理专线距离方面，绿电直连线路的最大地理距离，关系着项目规划权限、能否投建、投资成本等关键问题，距离过长会增加投资成本。在线路用地成本方面，不同区域的土地成本、操作难度不同，中东部地区修建绿电直连线路的征地费用较高，需要关注绿电直连通道的土地资源可行性和建设成本。此外，在绿电消费比例要求高、负荷特性平15稳场景下，通过绿电交易方式实现的绿电园区资源配置效率效益更优，经济性更好。绿电交易方式下，新能源就近接入公共系统，可充分发挥电力系统资源配置平台作用，更有利于统筹新能源开发和消纳，集约利用站址廊道资源，节约全社会建设投资。同时，绿电交易方式下，即使园区负荷无法全额消纳配建新能源发电量，新能源项目可通过当地交易规则，与其他用户签订双边交易合同，确保项目收益水平，能更好实现将能源资源优势转化为经济优势。中能传媒：随着分布式电源的不断发展以及绿电直连等电力平衡新模式的不断涌现，越来越多的电呈现出“电从身边取”的特色。对于这部分电力和用户，电网企业的保障责任是否也会有所不同？欧阳昌裕：电网作为能源配置的枢纽平台，对新能源发展起着重要的接纳、配置和调控作用。未来，伴随新能源规模化发展以及绿电消纳新模式新业态的不断推进，交易市场化、主体多元化趋势凸显，各类新型主体与电网间的交互关系、经济关系、调控关系正发生深刻变化。电网企业及调度机构履行并网管理、运行控制、风险管理和涉网安全技术监督职责，对协商确定的备用容量提供相应的供电服务保障，承担供电责任方面，电网企业和绿电直连项目法人主体双方在供用电合同、并网协议中约定权责，电网企业按照项目申报容量和有关协议履行供电责任。并网服务方面，现有政策文件（电网公平开放监管办法、供电营业规则）中，已明确电源接入、电网互联、负荷报装的流程和办理时限。绿电直连项目包含电源、线路、负荷多要素，提供并网服务时，不能简单按照电源接入、电网互联或用电用户考虑，应尽快研究明确并网服务管理细则。市场交易方面，绿电直连项目作为整体参与市场交易，按照电力市场运行规则，电力市场运营机构负责市场交易、电力调度和结果执行；电网企业公平开放电网资源，提供供电服务，结算相关费用；绿电直连项目经营主体参与市场交易，并根据交易出清结果进行结算。安全责任方面，绿电直连项目与电力系统物理界面、调控关系清晰，与电网间应有明确的产权分界点。绿电直连项目法人为项目经营管理和供电、安全生产的第一责任人，应确保项目内部设备质量，项目接入电力系统不应影响电力系统的安全稳定运行及电能质量。在紧急情况下，应参与系统统一调节，可由电力调度机构按照相关政策要求进行直接调控。构建新型电力系统是“源网荷储碳数智治链”一体化融合创新发展的经济社会环境巨系