加快构建适应新能源发展的新型电力系统

——黄红霞委员代表农工党河南省委会的发言

　　近年来我省新能源发展势头强劲。2023年，可再生能源发电装机容量突破6700万千瓦，历史性超过煤电，但从发电量上来看，火电仍占80%以上，风电和光电仅占12.65%。在能源消费总量中煤炭消费占比63%，高于全国55.3%的平均水平。当前，我国新能源受国际市场打压，亟需拓展国内市场，我省应顺势而为、积极作为，破解“源网荷储”协同共治中的瓶颈问题，加快构建适应新能源发展的新型电力系统。

　　为此，建议：

　　（一）争取试点，谋划项目。结合“十五五”规划，积极争取国家新能源“源网荷储”一体化示范项目、风光储互补的微电网、零碳示范区、虚拟电厂等试点项目，争取农村能源革命、大电网改造和绿电绿证试点。积极谋划电力系统改造“两新”“两重”重大项目，加大分布式新能源开发、水风光氢综合开发、“光伏+农业”、智慧微电网、配电网改造和农村电网改造等项目储备、纳库和入规工作，加快项目落地步伐，进一步优化我省能源结构、提升电网对新能源的接纳和调控能力。

　　（二）紧盯难点，改革攻坚。一是推动新型储能发展。加强对新能源场站配建储能项目的监管考核，防止“建而不用”。研究出台大型独立共享储能辅助服务、新能源配套租赁等机制，降低发电企业及用户的初始投资成本。二是提升配电网承载能力。截至去年三季度，全省分布式光伏承载力评估等级为红色、黄色乡镇数分别为1546、465个，分别占全省总数达63%、19%，城市部分商业区、居民区等配变容量不足，难以支撑大规模分布式新能源接网需求和大规模电动汽车充电设施接入。要统筹制定配电网规划，做好与新能源、电动汽车、储能等产业发展规划的联动，加大配电网投资力度，鼓励多元主体投资配电网，有针对性加强配电网建设。三是健全市场交易机制。明确分布式新能源、新型储能、微电网、虚拟电厂等新主体、新业态的市场准入、出清、结算标准。研究完善储能价格机制和促进新能源就近消纳的输配电价机制。探索工商业电力用户与分布式电源、新型储能等主体开展直接交易。推动新能源项目参与绿电绿证交易。

　　（三）突出重点，分布实施。一是推动我省184个产业园区建设一批工业绿色微电网项目，集成应用分布式光伏、风能、新型储能、余热余压利用和能量管理系统，实现新能源发电自发自用和“隔墙送电”，降低制造业用能成本。二是做好“千家万户沐光行动”“千乡万村驭风行动”试点示范，在符合我省光伏发电项目用地政策条件下，利用乡村道路沟渠闲散资源，建设光伏路灯、光伏长廊、光伏球场等，建设一批就地就近利用的风电项目。建立产权明晰、责任共担、利益共享的“村企合作”机制，强化项目审批、用地、并网、金融支持等要素保障，形成可复制、可推广的商业模式。三是利用大数据、云计算、人工智能等现代信息技术与电力工业的深度融合，搭建能源互联网及智慧能源管理系统，解决新能源发电的随机性、波动性和间歇性问题，推动形成“风光火储”多元供应体系和“源网荷储”融合发展格局。

　　（四）抓增长点，壮大产业。据预测，中国新型电力系统的市场规模将以年均12%的速度增长，预计到2030年将达到5万亿元人民币。一是发展新型储能产业，推动光伏电力制甲醇等燃料储能，发展更具经济型、安全性的铅炭电池。加快压缩空气储能、熔盐储能、钠离子电池、动力电池技术创新发展。二是发展智慧电网产业。发挥许继电气等龙头企业的带动作用，推进我省分布式光伏集中的村镇和用电集中的开发区加快老旧电网设备更新，推进电网装备标准化，探索建设一批分布式智能电网项目。三是发展新能源化工产业。加大现代煤化工—绿氢—绿电产业耦合发展示范区建设，支持风电光伏大型基地配套开展风光制氢，支持压缩氢气储运、高压快速加氢站、制氢加氢一体站等综合能源补给站建设。依托龙门实验室拓展产学研合作和人才培养，促进电力系统科技创新。

（来自省政协十三届三次会议第二次全体会议上的发言）