建设以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地是支撑碳达峰、碳中和目标，以及推动实现能源清洁低碳转型的重大举措。青海省认真贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，依托得天独厚的资源优势，构建以规划为引领、以基地为支撑、以项目为驱动、以政策为保障、以企业为主体的“五位一体”推进格局，持续推动以沙戈荒大型风光基地为代表的新能源大规模发展，加快建设国家清洁能源产业高地，为实现“双碳”目标持续贡献青海力量。
一、青海新能源发展势头强劲
截至2024年4月底，青海电力装机达到5638万千瓦，其中清洁能源装机占比超过90%，新能源装机占比近70%，新能源发电量占比超过50%，在全国率先实现新能源装机和发电量占比“双主体”。国网青海经研院立足为能源清洁发展提供智力支撑，探索从源、网、荷、储及政策技术各环节一体推进，全方位支撑以新能源为主体的新型电力系统省级示范区加速发展。
01政企协同助力新能源发展
一是省内新能源有序开发。每年支撑省公司开展全省新能源消纳能力测算并上报省能源局，促请其合理制定年度开发方案。除国家已下达三批沙戈荒大型风光基地等项目外，省内市场化项目暂缓开发。
二是规范新能源接网流程。按照《电网公平开放监管办法》要求，支撑省公司编制并发布《新能源电站接入电网工作意见（试行）》，优化新能源电站接入电网工作流程及要求，新能源项目均通过新能源云平台提供接入并网一站式服务。
02骨干网架持续加强
一是大电网优化配置能力大幅提升。“十三五”以来，建成750千伏月海柴串补、郭隆至武胜第三回线路等52项330千伏及以上电网工程，成为西北首个省际受送电能力突破千万千瓦的省级电网。
二是跨区电力外送通道有序推进。联合国网经研院等国内高端科研技术力量，完成青豫直流功率提升研究，建成21台分布式调相机，支撑青豫直流累计外送电量近500亿千瓦时。围绕后续青海沙戈荒大型风光基地开发，推动青桂直流工程、海南清洁能源基地外送工程纳入国家“十四五”电力规划。
03需求侧响应能力不断提升
一是负荷侧可调节规模大幅提升。开展可调节负荷资源排查，建立负荷可调节资源库，占最大负荷的15.5%。促请政府印发青海省电力需求响应工作方案，实现需求响应政策零突破。
二是优化调整峰谷分时电价政策。促请政府将午时低谷电价执行范围扩大到所有工商业用户，引导用户主动参与削峰填谷，促进新能源消纳。
04推动灵活性调节资源建设
一是新型储能加速发展。支撑省能源局开展“十四五”电化学储能发展规划研究，提出储能统一规划发展思路和建设方案，指导弘柳等首批7座、148.5万千瓦储能电站建设，预计2024年底前全部投运。
二是抽水蓄能电站加快建设。2023年首座由省公司牵头的贵南哇让抽水蓄能电站获得省发改委核准，年度共核准3座、760万千瓦抽水蓄能电站，核准总装机容量西北第一。
三是储能市场持续完善。完成适应青海的储能电力市场体系和价格机制研究，促请省政府出台储能调度方式、运营和收益模式政策文件，提高储能项目投资建设积极性，建成国内首个共享储能市场化交易平台。
05聚焦科技攻关，技术创新赋智赋能
一是开展全清洁供电实践。完成多能互补集成优化与协同控制研究，攻克多能源电力系统互补优化控制等难题，支撑全省实现从“绿电七日”到“绿电五周”连续六年全清洁能源供电实践。
二是加快新型电力系统技术攻关。依托国网总部新型电力系统示范科技项目，完成构网型储能、直流汇集组网等新技术研究，并开展示范应用，提升新能源主动支撑能力。
二、源网荷储等发展不匹配问题逐步显现
根据“十四五”可再生能源发展规划，展望到2030年，全国风电、光伏装机将达到12亿千瓦，按照《青海打造国家清洁能源产业高地行动方案》，预计2025年、2030年新能源装机超过0.7亿、1亿千瓦。随着新能源持续大规模并网，电源结构、源网、源荷、灵活调节资源不匹配，以及绿电价格机制不明确等问题逐步显现。
01电源结构不匹配
一是新能源单兵突进。“十三五”以来新增新能源装机3116万千瓦，新增常规电源仅217万千瓦，且光伏风电装机比例超过2:1，预计到2025年新能源、常规电源装机比例达到7:3。
二是系统运行调节困难。具有调节库容的羊曲、玛尔挡水电建设滞后，新能源配套储能建设不及预期，常规电源、调节电源不足的实际，青海电力系统整体呈现“夏丰冬枯、日盈夜亏”的现象，靠自身调节难以满足运行需求。
02源网发展不匹配
一是源网纳规及建设时序不匹配。随着三批国家沙戈荒大型风光基地等陆续开工建设，电网配套工程数量和规模持续创历史新高，“十四五”基建投资较“十三五”增长约32.6%，新能源建设周期短，源网建设时序不匹配。
二是省内关键断面能力不足。2023年海西、海南送出断面能力不足导致新能源送出受限，未来新能源送出需求进一步增大，断面受限问题将更加凸显。
03源荷发展不匹配
一是省内消纳市场空间有限。“十四五”以来新能源发展年均增速15.4%，负荷年均增速9%，负荷仅占全省装机的24.6%，省内消纳空间增长有限。
二是用户参与调节积极性不高。青海省峰谷分时电价政策明确，一、四季度尖峰低谷价差近0.6元/千瓦时，二、三季度峰谷价差0.46元/千瓦时，且无其他补贴激励政策。
04灵活性调节资源发展不匹配
一是火电灵活性改造空间有限。目前，火电已全面完成灵活性改造，但火电总装机397万千瓦，释放调节能力仅35.1万千瓦，发挥作用能力有限。
二是新型储能建设远低于新能源发展速度。目前，储能装机容量仅为50万千瓦，占新能源总装机的1.3%，预计至2025年将达到600万千瓦，占新能源装机的8.5%，但新型储能缺乏有效成本疏导机制，整体建设意愿不强。
三是抽蓄建设周期长。抽水蓄能建设周期一般为7~10年，“远水解不了近渴”，调峰电源建设与系统调峰需求不匹配。
05价格机制不完善
一是绿电价值无法有效体现。青海省0.2277元/千瓦时的平价上网电价为全国最低，外送新能源落地电价普遍低于当地火电标杆电价，未体现出绿电生态价值。
二是调节设施价格机制不明确。光热、储能等调节电源缺乏相应电价补偿机制，适应高比例新能源的电力市场体系、交易机制和运营模式尚未健全，导致系统转型成本未能公平分担、及时传导，满足新能源高效消纳的机制建设不完善。
三、全环节技术支撑沙戈荒大型风光基地新能源高效开发与消纳
落实打造国家清洁能源产业高地的要求，支撑省政府按照“五位一体”机制推进高地建设，以省内高水平转换消纳+省外大规模输送“双轮驱动”模式，从源网荷储各侧发力，逐步破解新能源快速发展带来的新难题，为沙戈荒大型风光基地等新能源项目高效开发和并网消纳作出青海贡献。
01科学优化电源结构
一是挖掘水电调节能力。推动玛尔挡、羊曲352万千瓦水电全面建成，加快茨哈峡、尔多等水电前期工作。发挥黄河千万千瓦级梯级水电与负荷、新能源联动作用，推进水电“春秋蓄、夏冬用、低谷蓄、高峰用”。
二是发挥火电兜底保障作用。“十四五”末建成桥头、格尔木等462万千瓦高效煤电，积极争取国家新下达内用火电规模。探索煤电两栖电厂建设模式，增加熔盐储能模块，实现煤电季节性调节。
三是推进沙戈荒大型风光基地建设。服务三批国家大基地项目接入等前期工作，系统规划布局风电光伏、配套电源、储能及外送通道，支撑格尔木东等6个大型风光基地开发外送。
02提升电网资源优化配置能力
一是加快推动青电外送。全力支撑国网总部开展海西、海南2条特高压直流工程预可研等前期工作，助力工程早日开工建设。支撑西北分部开展“四南”通道研究，深挖西北电网省间互济能力。
二是持续补强各级网架结构。细化深化远期目标网架，超前开展“十五五”电网规划，研究论证东西部通道加强、东南部网架优化等重大专题，完善青海各级电网网架结构，推动传统电网逐步向数智化坚强电网转型。
03推动合理布局负荷产业
一是大力发展绿色算力产业。抢抓“东数西算”“东数西存”重大机遇，以绿色算力产业带动绿色电力发展为契机，加快以智算超算中心为主的绿色算力基地建设。
二是深挖可调节负荷潜力。开展电解铝、晶硅等行业工艺优化研究，结合负荷侧储能建设，不断提高柔性化负荷占比。依托风光基地打造绿氢产业基地，预计“十五五”末绿氢需求为30万吨、可支撑新能源消纳约1000万千瓦。
04加快推动可调节资源建设
一是加快新型储能建设。推动沙戈荒大型风光基地等项目配套268万千瓦储能电站与新能源同步投运。大力推广负荷侧储能建设，2030年负荷侧调节能力达到20%。
二是持续开展中长期调峰需求研究。在已核准抽蓄电站基础上，合理确定远期青海省内用、外送抽蓄规模及布局建设，并加快相关抽蓄电站前期工作，力争早日发挥作用。
05深化科技创新攻关
一是提升平台支撑能力。统筹推进国家能源局“赛马争先”创新平台“清洁能源高效利用技术研发中心”、贵南光储一体化实证基地建设，深化基地方案建设并加快项目实施进度，持续加强韵家口风光水储实验实证基地和“大型新能源基地多元储能技术实验室”条件建设，初步构建氢、锂、钠等多元储能实验实证环境。
二是全面推进关键领域攻关。着眼源网荷储数碳各环节，能源电力技术经济政策机制各维度，研究制定从战略规划—技术研究—应用示范—技术标准—知识产权—成果培育转化的全面研究体系。聚焦新能源可靠替代友好并网、多元储能主动支撑灵活调节等重大方向，推动构网型储能技术及装备、直流汇集组网技术及新能源5G技术研究与应用等示范项目加快落地。
06推动完善政策机制
一是构建绿电价值实现机制。推动带补贴新能源参与绿电交易、绿证交易，积极推进能源生产和消费主体参与碳排放交易和绿色电力证书交易，鼓励通过应用清洁电力、购买绿证等方式实现100%清洁能源产品和活动。完善绿色电力消费核算与统计体系，全面做好绿证核发全覆盖工作，推动健全绿电、绿证市场机制，更好支持新能源企业参与绿电绿证、国家核准自愿减排交易。
二是完善调节资源价格疏导机制。根据抽蓄电站功能和服务不同，建立抽蓄电站容量电费多省分摊机制，并明确分摊比例；鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务，制定多元化新型储能成本疏导价格政策；根据市场价格信号，滚动优化省内峰谷分时电价政策。（国网青海省电力公司经济技术研究院院长李红霞）
