陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查 摘要 西北地区风光资源丰富，西北电网已成为我国首个新能源为发电装机主体电源的区 域电网。截止到 2023 年 12 月 31 日，西北地区新能源装机容量达到 2.1 亿千瓦，占比超 过 50%。然而，受本地消纳能力有限、外送通道建设滞后、风电、光伏等电源装机容量 年平均增速整体大于用电量增速等因素影响，西北地区面临严峻的消纳压力。 地处西北地区的陕西省是煤炭大省，具有丰富的风能、太阳能等可再生能源资源， “西电东送”的重要枢纽，是极富发展潜力的内陆枢纽地区。清洁、可靠的电力供应是 经济高质量发展的重要保障。如何充分利用风光等新能源资源优势，加快新能源就地消 纳，加速建设新型电力系统是实现陕西省高质量发展的重要课题，对西北其他省（区） 有重要借鉴意义。 在大电网的脆弱性日益凸显的情况下，将地理位置接近的分布式可再生能源、负荷、 储能组成微电网，通过智能控制系统，不仅能够提高供电稳定性，还能提高能源使用效 率， 1 陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查 第一章 陕西省微电网发展背景 及意义 西北地区主要包括陕西省、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区、新疆维吾尔自治区 五省（区）。在能源转型大趋势的推动下，西北地区面临着从大规模高比例传统能源为 依托的高耗能产业向以新能源为主要支撑的产业逐渐过渡的挑战。在西北五省（区）当 中，陕西省拥有最高的 GDP 和最大的人口规模、最高的火电装机和发电占比、相对偏弱

场西侧约1500米， 500kV安澜变电站西北侧约105米，本期总用地面积约为39715.84平方米（59.58 亩）。站址北距雷州市中心直线距离约为36千米，东距G207国道约3.5千米，东侧 3.0千米处为幸福农场。中心位置位于东经110°01‘24.70“，北纬20°35’19.39”， 如下图所示。 站区原始地貌属丘陵地貌，场地由西北往东南缓坡降低，场地现状高程约为102- 112m（1985国家高程，下同）。 (39)项目接入系统报告及其批复意见 (40)项目单位提供的其它资料 三、主要设计条件 1）规划布局 本期拟建储能站站址位于广东省湛江市雷州市英利镇内，位于幸福农场西侧约1500米，500kV安澜变电站西北侧约 105米，本期总用地面积约为39715.84平方米（59.58亩）。站址北距雷州市中心直线距离约为36千米，东距G207国道 约3.5千米，东侧3.0千米处为幸福农场。中心位置位于东经110°01'24 200MW/400MWh。储能电站拟采用1回220kV线路接至500kV安澜站220kV侧，本项 目配套新建一座220kV升压站。新建升压站位于湛江市雷州市英利镇幸福农场500kV安 澜变电站旁西北侧。 站内220kV配电装置户外布置，主变户外布置安装。升压站内35kV开关柜设备户内 双列布置在35kV配电室内。 储能装置则采用集装箱形式，共计80台电池舱，80台PCS舱。 220kV

由之路》，立足于2030年基本建成适应新型电力系统要求的全国统 一电力市场体系这一总体目标，深入探讨了适合国情且更有利于零碳电力增长与新型电力系统建设的电力价格机 制。我们还深入到省级层面，在《西北地区电力系统低碳转型探索——打造零碳电力系统的青海样本》中，针对 青海省在2030年基本建成零碳电力系统的目标，提出了分步推进到省内电力市场建设的路线图。上述专题报告 更多着眼于较长的时间维度， 发展和电力市场化改革加快的现实需 要，对于增加电网急需的辅助服务品种，扩大辅助服务参与主体范围，建立更加公平的分摊或者市场化机制具有 重大的意义。“两个细则”发布后，2022年南方、华东、华北、西北等区域都根据“两个细则”的基本原则修改了 辅助服务实施细则，重新确定了辅助服务的整体框架。 随着电力系统中新能源和电力电子设备比重大幅增加，传统辅助服务（如调频等）需求增加的同时，需要新增辅 转动惯量、爬坡、无功补偿等辅助服务仍为补偿形式，未来发展路径不一 新版“两个细则”增加了转动惯量和爬坡辅助服务。2022年，南方区域、华北区域均已经启动转动惯量补偿，但 暂未启动爬坡辅助服务。而华东区域和西北区域，均已启动了转动惯量和爬坡辅助服务。随着新能源更大规模发 展，预计2025年之前各区域均将启动转动惯量和爬坡辅助服务品种。爬坡辅助服务、转动惯量辅助服务具备市 场化的条件，未来将逐步进入市场。

万亿元，占同年全国 GDP 的 11%[53]。 从地理位置来看，213 家国家经开区分布在除港澳台之外的 31 个省级行政 区（见图 2-3），其中 46%的国家级经开区位于华东，接近半数。而位于西北、 华中、东北、华北、西南和华南的园区分别占总数的 11%、10%、10%、9%、9% 和 5%。具体到省级层面，江苏和浙江分别包含 26 家和 21 家园区，数量明显高 于其他省份；山东、安徽、福建和江西分别有园区 53%和 36%，表明此两个区域的园区布局有最多的石油精炼设施。 就电力消费而言，位于华北、华东、东北、西北、西南的园区为电力净输入，分 别占电力消费总量的 43%、30%、17%、22%和 33%，而位于华南和东北的园区 为电力净输出。从热力消费来看，由于冬季的社区采暖需求，东北、华北、西北 三个区域的园区对外净输出热力，其中以东北园区输出占主导。 2.2.2 基于生命周期视角充分认识园区直接和间接温室气体排放特征 3%；其余间接排放为天然气、油及其制品的生产运输相关排放，分别占 3.7%和 3.3%；由于园区热力为净输出，因此间接排放为负值，占比为-8%。 （3）空间排放量较大的园区多位于东部沿海和东北西北内陆地区 图 2-6 从空间位置进一步展示了 213 家国家级经开区直接和间接温室气体排 放。图中，蓝色扇形和黄色扇形分别代表直接和间接排放，扇形面积与排放量大 小成正比。各园区 2015 年的温室气体排放范围是-105~8

2021 2022 2023 2024 ������� �� �� �� ���� ������� 3 中国促进能源清洁转型主要实践 43 电网供给保障能力不断增强。目前，全国已形成东北、华北、西北、西南、华东、华中、南 方七大区域电网格局，跨区互联以特高压直流为主。截至 2024 年底，全国电网 220 千伏及以 上输电线路长度约 96.1 万千米，同比增长 3.5%。全国电网 220 千伏及以上变电设备容量约 2．水风光等资源协同开发，有助于促进新能源消纳、降低成本。水风光协同开发模式，是 以水电开发为基础，以风光新能源开发为方向，实现水风光清洁能源综合优化开发、联合送出和 高效消纳的系统工程，适用于水电丰富地区，如中国西部地区、巴西北部、东非、西非及南部非 洲等地区。据测算，到 2050 年，中国西南八大流域 3.1 亿千瓦水电可支撑 3.6 亿千瓦新能源开 A 全球能源互联网发展合作组织，《中国清洁能源基地化开发研究》，2023。 全球能源互联网发展合作组织，《新型电力系统规划与运行》，2024。 B 全球能源互联网发展合作组织，《中国清洁能源基地化开发研究》，2023。 图 3.12 中国气电装机容量分布变化趋势 A 华北 华东 华中 东北 西北 西南 南方 2030 2040 年份 2050 3.5 3 2.5 2 1.5 1 0.5 0 装机容量（亿千瓦） 全球能源电力清洁转型经验与启示 ——中国、德国实践 50

普惠，成为农村参与能源转型的载体，为实现联合国可 持续发展目标（SDG）7 设定的“确保人人获得可负担、 可靠和可持续的现代能源”提供了可行路径。屋顶上的 一面面微光，正在汇聚成改变生活、赋能社区的强大力 量。 前言 西北无垠的旷野，是阳光最为慷慨的地方。这里的 集中式光伏电站成为支撑能源转型的“主动脉”。在曾 经被视为“不毛之地”的荒漠戈壁上，建立起一座座清 洁能源的大型工程。在世界屋脊青藏高原，光伏阵列在 牧光互补，建设光伏扶贫项目，以及将光伏发电和采煤 / 采矿沉陷区和石漠化山区修复相结合，实现能源转型 与土地可持续利用的共赢。 在部分偏远地区，一批分布式光伏成了阳光银行， 为村民带来收益；在西北干旱地区，部分光伏电站在转 化阳光能量的同时，通过减少蒸发留住更多水分，助力 荒漠化治理。在东中部的广袤农田，一些光伏电站拓展 “棚顶发电、棚下种植”的双赢路径，一批水上光伏项 目在探索为渔民开拓新的收入来源；在西南石漠化山区， 分布式光伏发电的有效消纳。 为最大化利用资源禀赋并适应经济社会需求，中国光伏建设 因地制宜，形成了鲜明的“西集东散”发展格局。 在广袤的西部地区，一批国家级清洁能源基地正在崛起。内 蒙古、青海、新疆、甘肃、宁夏等西北省区，凭借沙漠、戈壁、 荒漠带来的土地资源和优越的光照条件，大力发展集中式光伏发 电。 以青海省为例，通过建设大规模光储项目和多能互补系统， 青海新能源装机占比全国第一，人均光伏装机量高达 6

1、电网调度优先级(核心):独立储能调度优先级越高，放电量与容量收益兑 现越充分；新能源配套储能调度优先级低于电网侧独立储能，部分项目存在“被限制 放电”的情况，影响收益兑现。 2、新能源消纳需求：弃电率高的区域(如西北新能源基地),储能消纳补贴与 调峰收益更高，可额外增加年收益5%-10%;弃电率低的区域，仅靠峰谷套利+容量电 价，盈利空间有限。 3、节点电价差异：同一省份不同电网节点，电价差可达30%-80% 330(甘肃标准，全额补 偿 ) 165(非豁免省份，最低补 偿 ) 系统费政策 先缴后返(湖北) 全面豁免(甘肃) 无豁免(非核心省份) 峰谷价差(元 /kTh) 0.8(全国平均) 1.0(西北高价差) 0.6(低价差区域) 年放电小时数 (h) 1200(行业平均) 1500(调度优先级高) 1000(调度优先级低) 辅助服务收益 (万元/年) 300(基础水平) 1200(构网型，优质服 用，实现充放电策略智能优化、设备运维智能监控、市场交易智能决策，数字化成为 提升项目收益与运营效率的核心手段。 (二)不同主体投资建议 1.国企/央企(资金充足、追求长期稳定回报、抗风险能力强) (1)布局方向：西北/华北电网侧大型长时储能项目(6-8h 磷酸铁锂/液流电 池)、新能源配套储能项目(光伏/风电一体化开发)、跨区域共享储能项目。 (2)核心策略 ①优先选择容量电价全额补偿、系统费豁免的省份(甘肃、广东、江苏)

立了全国首个完整的近零碳园区评价体 系；福建省推动产业循环与城市协同发展，打造“核能驱动+零碳智慧”系统示范；江苏省发布详尽建设指南， 并在无锡市启动覆盖零碳工厂、虚拟电厂等内容的三年行动方案。西北、西南地区突出可再生能源利用，如内 蒙古发布国内首套零碳园区建设标准，云南省提出依托水电和光伏资源建立绿色能源体系。 图表.5 部分地方层面零碳园区政策 省份/自治区 主要政策文件与行动方案 关键措施 电、光伏、电池等新 能源设备制造业为主要产业的园区，地域上主要分布在东部沿海和西北风光资源丰富的省份。这类园区多布局 在东南沿海以及西北部风光资源富集地区，形成两类典型路径：东南沿海地区的出口型制造业正面临来自欧盟 CBAM、电池法案等关于产品绿电使用和碳足迹的严格要求，客观上强化了园区加快绿色转型的紧迫性；西北地区 通过零碳园区建设推动绿电就地消纳与产业协同发展，希望实现从可再生资源优势向制造业升级的有效转化。 就近 消纳仍需破解三方面问题： • 探讨优化产业布局，打造“可再生能源 + 园区”本地协同优势：我国园区主要分布在中东部地区，尤其是长 三角和珠三角区域。但从资源禀赋看，可再生能源主要分布在西北（风电、光伏）和东南沿海（风电）（图 表 12）。在青海、内蒙古等地，风光资源极为丰富，绿电生产边际成本显著低于非富集区。例如，青海光伏 项目度电成本可低至 0.28 元，比东部同类项目低出 0

氢 占 比 达 到 95%以 上 。 截 至 2024年 底 ， 全 国 规 划 建 设 绿 氢 项 目 超 600个 ， 建 成 产 能 约 12.5万 吨 /年 ， 主 要 在 华 北 和 西北 地 区 ， 约 占 总 产 能 45%和 44%。 目 前 ， 国 内 煤制 氢 成 本 低 于 11元 / kg， 电 解 水 制 氢 成 本 约 34-45元 /kg， 工 业 副产 氢 氢 能 领 域 ， ALK和 PEM制 氢 技 术 已 较 为 成 熟 ， 华北 和 西北 等 地 规 划 有 大 量 产 能 ； 运 输 以 高 压 氢 为 主 ， 液 氢 运 输 实 践 较 少 ； 加 氢 站 建 设 正 在 加 速 发 展 。 甲 醇 和 氨 领 域 ， 国 内 在 东 北 、 西北 、 内 蒙古等 地 规 划 有 大 规 模 的 绿 色 甲 醇 和 绿 氨 产 能 实 现 差 异 化 布 局 ： 在 可 再 生 能 源 富 集 区 ， 如 东 北 、 华北 和 长 江流 域 等 地 以 农林废 弃 物 为 原 料 规 模 化 生 产 生 物 质 甲 醇 ， 西北 等 地 以 风光电 生 产 绿 氢 /绿 氨 和 绿 色 甲 醇 ； 在 港 口 枢 纽与 工 业 区 结 合 带 ， 如 长 三 角 、 珠 三 角 优 先 发 展 工 业 废 气 捕 集

个省级电网统计序列中， 有 14 个新能源装机容量超过 万千瓦。 新能源装机占比远超 30% ， 动态运行发电 功率更是超过全省发电实时功率 ( 开机容量 ) 。 集中在华北、西北、华东、华中的资源和经 济大省。 • 公司经营区新能源累计装机 8.66 亿千瓦， 占总电源装机的 。 • 公司经营区新能源新增装机 2.27 亿 千瓦 ， 占各类电源新增装机的