智能电网，提供强劲电力支撑（加强网络型基础设施建设②）(2)

　　电力规划设计总院院长杜忠明介绍，我国新能源的开发与利用呈现集中式与分布式并举的态势。“大型清洁能源基地+大电网”方式，主要解决的是“电从远方来”，但长距离输送面临着投资成本、土地、环境等因素约束。要促进新能源大规模高比例发展，还需要依靠分布式电源，充分发挥其靠近负荷、就近消纳的优势，实现“电从身边取”。

　　另一方面在负荷侧，能够支撑电动汽车充电桩、新型储能、虚拟电厂等多种类负荷主体接入，满足多元化“即插即用”接入需求。

　　“新能源出力具有间歇性、波动性、随机性等特点，随着新能源占比不断提高，维持电力系统平衡的难度不断加大，传统电网灵活性调节资源缺乏的问题凸显。”杜忠明说，通过分布式智能电网精细调节用户用电，相当于再造一个“电厂”，这将成为保障新型电力系统电力可靠、稳定和低成本供应的关键手段。

　　“目前为电价尖峰期，建议在12时电价低谷期前来充电。”上午10时，国科大杭州高等研究院的教师张先生原计划给电动汽车充电，采纳充电应用提供的建议后，大约节省了70%的电费。去年，国网杭州供电公司在校区里投运“光储充一体化”智能协同项目，包含分布式光伏、储能电站、3台快充桩、20台慢充桩和一套光储充智能控制系统。

　　国家能源局提供的数据显示，近年来，我国配电网结构进一步优化、智能化水平大幅提高，分布式电源接纳能力稳步提升，充分保障了超过1亿千瓦的各类分布式电源灵活接入。

　　发展分布式智能电网，还需在关键技术、商业模式等方面发力

　　受访专家认为，发展分布式智能电网，要在完善关键技术的“硬件”、商业模式的“软件”等多方面共同发力。

　　在关键技术层面，杜忠明认为，亟须研究适应海量分布式电源和多元负荷接入的协调控制技术、智能化的电网调度运行技术，以及分布式智能电网数字化、智能化提升的关键技术。

　　截至今年6月底，全国纯电动汽车保有量达810.4万辆，分布式光伏发电装机1.27亿千瓦，相当于5个多三峡电站的装机规模。“电动汽车充电负荷具有较大随机性，白天的光伏发电量能够满足大部分电力需求，晚间光伏发电无出力，叠加电动汽车充电负荷激增，晚高峰的电力平衡和系统安全稳定运行将面临极大考验。”杜忠明建议，构建配电、用电一体化的技术支撑体系，打通配电网连接用户的“最后一公里”。

　　商业模式层面，需要完善“隔墙售电”（即分布式发电市场化交易）的价格机制和市场规则。“‘隔墙售电’有助于推动可再生能源就近消纳，但目前‘过网费’收取标准还不明确。如何平衡交易各方和电网企业的诉求，完善支持分布式清洁能源发电自发自用和就近利用的电价机制，需要进一步探索。”杜忠明说。

　　国家能源局相关司局负责人告诉记者，下一步，国家能源局将以构建新型电力系统为指引，推动传统电网的形态、技术、功能升级，显著提升分布式智能电网的电力供应保障和灵活互动能力，实现源网荷储更加协调发展。