“十五五”时期，国网青海电力将进一步推动储能高质量发展

今年全国两会审议通过了《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》，明确提出要着力构建新型电力系统，全面提升电力系统互补互济和安全韧性水平。国家电网有限公司召开工作会议要求围绕初步建成新型电力系统，周密制定“十五五”电网规划。国网青海省电力公司主动服务国家发展大局，坚决贯彻公司党组工作部署，加快构建新型电力系统，走好绿色低碳发展之路。

近年来，青海省深层次推进建设产业“四地”重要任务。国网青海电力立足职能定位，通过加快构建新型电力系统，全面支撑青海能源绿色低碳转型。从发展阶段来看，青海电网主要呈现以下特点：双主体独特场景优势与“双高”“双随机”风险并存，新能源发电装机占比74.1%、发电量占比54.6%，随着高比例新能源并网和电力电子设备大量应用，电力系统“双高”“双随机”特性突出，电压、频率、源荷实时平衡控制难度大。大基地大送端定位与涉藏州县民生保障责任并重，省内750千伏电网与西北电网功率交换能力突破1000万千瓦，不仅成为“西电东送”关键枢纽，还承担着服务涉藏州县发展的政治责任、社会责任。

当前，青海以新能源为主体的新型电力系统已初具形态。解决好青海电网的发展难题，对于新型电力系统建设具有重要意义。

完善网架结构，提升电网承载能力。“十五五”时期，国网青海电力固定资产投资将突破1000亿元，推动建设主配微协同的新型电网，确保绿电发得出、供得上。加快主网建设。加快推动青桂、青粤特高压工程沿线省份出具支持性文件，力争今年完成可研评审。聚焦省内省外两个“西电东送”需求，争取2027年开工“四南”通道等重点工程。2029年初步建成青海东部环网、西部立体三通道坚强网架。推动配网微网发展。5年内投运35千伏、110千伏配电网工程324项，保障零碳园区、绿电直联等新业态用电需求。配合政府部门研究微电网、户用光伏供电新模式，加快建设大电网延伸供电工程，着力改善3956户边远地区农牧民用电质量。确保电网稳定运行。强化电网年度运行方式指导作用，抓好电网稳定措施落实，健全防范大面积停电长效机制。依托“双主体”场景优势，研究探索完整的特高压试验、研究、技术标准体系，加快电磁暂态仿真平台建设，提高送端电网稳定支撑能力。

优化源端配置，加强系统调节能力。“十五五”时期，国网青海电力将把握好电源结构调整节奏，尽快实现省内电力电量自平衡。强化政企协同。推动电网规划纳入青海省“十五五”能源、电力规划和国土空间规划，保障各地电源供给能力、送受电能力与本地平衡需求相匹配。联合自然资源、林草等部门推行项目前期审核“串改并”模式，最大限度压缩项目前期办理周期。引导新能源合理布局。“十五五”时期服务363万千瓦“沙戈荒”大型风电光伏基地新能源并网，将风光比例优化至1∶1.5，让电源结构更加均衡。加快推动黄河上游大型水电基地建设和水电站改造升级，提高灵活电源调节比例和保供能力。推动调节电源建设。配合做好光热资源有序开发，推动其成为青海电网重要电源，平抑新能源出力昼夜波动性，力争“十五五”末新增光热装机630万～795万千瓦。加快推动格尔木、德令哈火电等保供电源按期投产。

强化供需协同，增强负荷响应能力。“十五五”时期，国网青海电力要在保障负荷稳定增长的同时，以绿电优势承接好东部地区用能转移。推动产业结构优化。找准能源转型与产业转型平衡点，吸引有环保、能效标准要求的产业向青海有序转移，促进清洁能源就地消纳。服务青海省政府统筹新业态产业布局，加快培育绿氢、绿氨、绿醇等非电产业。精准做好负荷管理。建强两级负荷管理中心，充分发挥各类可调节负荷资源的灵活调节作用，2030年负荷资源管理能力提升至最大负荷的20%。探索南川零碳园区绿电聚合模式，将分散的荷端资源纳入调度系统，实现更大范围荷端资源调用。充分体现绿电价值。推动绿证纳入地方、行业企业、公共机构和重点产品碳排放核算的制度规则。引导金融机构将绿电绿证消费纳入绿色金融支持体系，探索完善绿色电力消费贷款、绿色金融评估等服务举措。缩短绿电交易周期，提高交易频次，力争2026年绿电交易规模达120亿千瓦时。

推动储能发展，夯实系统支撑能力。“十五五”时期，国网青海电力将进一步推动储能高质量发展。做好储能专项规划。综合考虑“十五五”时期新能源发展速度及利用率，结合调峰平衡测算所需储能规模，按照远近结合原则，统筹规划抽水蓄能电站与独立储能电站建设，力争“十五五”末装机规模分别达到240万千瓦、600万千瓦。推动常规储能建设。加快建设哇让抽水蓄能电站，2028年全面建成；同步推动南山口抽水蓄能电站建设，储备抽水蓄能资源2490万千瓦。加强新型储能研究。探索压缩空气储能、氢储能等新技术研究应用，推动长时储能资源开发，力争2030年新型储能规模增长至1000万千瓦。

落实电力改革，强化市场配置能力。立足西北、面向全国，国网青海电力将加快探索适应新能源高占比的电力市场新模式、新机制。完善市场机制。着手制订六类市场运行机制和配套实施规则，推动市场基础制度规则统一。完善交易机制，促进现货、中长期市场衔接联动，加快推动市场化用户“报量报价”参与现货市场。在保障水电基础保供电量的前提下，加快研究全省1200万千瓦水电入市机制。促进新能源消纳。推动完善省间交易和省内市场价格形成机制，用价格信号引导最大用电负荷由晚高峰向午间光伏大发时段转移，不断提高新能源消纳水平。推动政府分档设定合理的新能源利用率目标，从绿电价值指数、绿电支撑、绿电共享、绿电生活四个维度客观评价新能源发展水平。强化要素保障。进一步加强电力市场业务人员力量和组织保障，常态化运转电力市场建设专班。搭建购售一体化结算平台，逐步实现采集、交易、调度等系统数据共享，推动发用两侧分时计量采集、结算全覆盖。