12月18日，國家電網公司在京舉行的“十三五”電網發展規劃研究成果（下稱《規劃研究成果》）發布及研討會透露，“十三五”期間，國家電網的建設方案為，將“三華”與東北通過特高壓交流聯網，形成東部同步電網，將西北與川渝藏通過特高壓交流聯網，形成西部同步電網，形成送、受端結構清晰，交流和直流協調發展的2個同步電網格局。建成19回特高壓直流工程，其中跨區跨國14回。
跨區送電將持續增長
國家電網發展部副主任張正陵介紹：“根據全面建成小康社會目標的要求，‘十三五’期間，經濟年均增長底線在6.5%以上。電力作為國民經濟的基礎產業，適度超前發展比較穩妥，‘十三五’按經濟增速7%來安排電力發展是合適的。”預計到2020年，全國電源裝機總量為20.7億千瓦，相比2014年新增7.0億千瓦，年均增加1.2億千瓦；清潔能源裝機占比由2014年的31.6%提高到2020年的39.3%。其中，東中部地區作為電力負荷中心的地位將長期保持不變。
“在現有電源及電力流的基礎上，《規劃研究成果》建設的水電、新能源發電、核電、氣電、抽水蓄能電站全部納入平衡，煤電新增電源僅考慮已核準的在建項目；按最大負荷控制月進行電力平衡，按平水年進行電量平衡；備用容量取最大負荷的12%-18%。根據上述原則對東中部地區進行電力電量平衡分析，所需的容量缺額將通過新增跨區受入電力流滿足。”張正陵表示。
那么，受入電力流有多少？數據顯示，截至2014年底，東中部12省（市）受入電力流規模為1.1億千瓦，預計2015年-2020年，新增市場空間3.5億千瓦，本地建設電源1.5億千瓦，剩余2億千瓦容量通過新增跨區電力流滿足。因此，預計到2020年，東中部地區受入電力流規模將達到3.1億千瓦，對應電力裝機4.2億千瓦，其中清潔電力裝機將達2.1億千瓦，占比50%。
推進新能源在全國優化配置
眾所周知，近年來，隨著風電、光伏大規模快速發展，新能源在國網經營區域的12個省區已成為第2大電源，從以前的“煤老大、水老二”變成現在的“煤老大、風老二”，同時新能源消納矛盾也日益凸顯。
究其原因，主要由于新能源發展與電網規劃脫節，電網跨區通道建設滯后。“十二五”期間，國家層面的電網規劃一直沒有頒布，送出通道大多沒有落實，跨區輸電項目明顯滯后于新能源基地開發。目前，跨省跨區輸送新能源的通道能力只有1400萬千瓦，占“三北”新能源的比重不足12%，輸電通道缺口達3000萬千瓦，新能源難以在全國范圍優化配置。
例如，國家規劃了9個千萬千瓦級風電基地，其中“三北”地區有7個，目前僅安排了哈密、酒泉、蒙西等3個基地的跨區輸電項目，只有哈鄭特高壓直流工程建成投產，張北、蒙東、吉林、黑龍江等4個風電基地尚未安排。甘肅風電裝機在2014年底已經突破1000萬千瓦，但酒泉—湖南特高壓直流工程于2015年5月才核準，考慮建設工期，預計2017年投產，外送通道建設滯后3年。
張正陵表示：“大家都說丹麥風電發展得好，但丹麥風電也不是全在丹麥消納，而是送到整個北歐地區消納。因此，蒙東地區的風電也應該送到東北地區消納。”
同時，“三北”地區靈活調節電源缺乏，系統調峰能力不足。數據顯示，“三北”地區煤電占比達70%，其中供熱機組比重近50%，抽水蓄能、燃氣等靈活調節電源不足4%。尤其在冬季，為保證供熱，供熱機組最小方式出力已經高于最小負荷，負荷低谷時段沒有接納新能源的空間。對此，張正陵介紹：“有的地方被迫使用單臺機組供熱，隱患很大，一旦出現問題，將影響當地民生。”
同步電網規模將逐步擴大
總的來說，電網、電源、負荷是影響新能源消納的三個方面因素。國內外經驗也表明，在電網環節擴大電網范圍，在電源環節提高電源靈活性，在負荷環節實施需求側響應、增加用電需求，是實現新能源高比例消納的三大重要途徑。
因此，面對“十三五”期間，隨著技術進步和開發成本逐步降低，新能源將加快發展的趨勢，《規劃研究成果》提出，擴大同步電網規模，搭建新能源更大范圍優化配置平臺，滿足新能源集中大規模開發和全國消納需要。將西部不同資源類型的電網進行互聯，構建西部電網，優化電源結構，實現多能互補，提高西部地區消納新能源的能力，改善外送電力品質；將東部主要受電地區的電網進行互聯，構建東部電網，充分利用“三華”的市場空間和調峰資源，解決東北和內蒙古新能源開發消納問題。
同時，加強配電網建設，加快突破儲能技術，滿足分布式新能源發展需要。加快建設抽水蓄能電站，提升系統調峰能力。
《規劃研究成果》還透露，到2020年，國家電網形成2個同步電網是同步電網構建實施步驟的第一階段。其第二階段是，到2025年，國家電網建設東部、西部電網同步聯網工程，特高壓骨干網架進一步加強，國家電網形成一個同步電網的格局；到2030年，建成43回特高壓直流工程，其中跨區、跨國29回。
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