冀北清洁能源基地地处河北北部，是我国“十四五”规划的九大清洁能源基地之一，截至2023年11月，全年绿电交易量达195亿千瓦时，同比增长一倍多，居全国首位。随着新能源大规模开发、高比例并网，并逐步成为电力供应的主体，冀北清洁能源基地“双高”电力系统显出雏形，保供应和促消纳面临前所未有的挑战。未来一段时间，开发大基地、融入大电网、依托大市场、培育大产业，以大规模、高比例、高质量、市场化为导向，是冀北清洁能源基地实现高质量跃升发展的必由之路。
一、新时期冀北清洁能源基地面临的挑战
当前，冀北清洁能源基地呈现“双70%”（北京70%的用电通过冀北域内电网网架和跨省输电通道输入、新能源装机占统调电源装机比重超过70%）的特征，正逐步实现新能源从装机主体到电量主体的跨越发展。在保障能源安全、推动能源转型的大背景下，冀北清洁能源基地面临的形势和任务更加艰巨。
（一）系统安全运行风险加大
在冀北清洁能源基地多年的发展过程中，由于张北新能源装机快速增长和送出形态的多样性，陆续出现新能源汇集电网暂态电压失稳、风电与串补次同步振荡等不同运行风险骤增的问题。依托张家口可再生能源示范区，风光储输、张北柔直、柔性配电等国际领先的示范工程在冀北清洁能源基地先后建成，虚拟同步机技术、虚拟电厂技术实现应用推广，解决了大量制约新能源安全稳定送出的技术难题，打造了大规模新能源开发利用的“试验田”和“样板间”，促进了新能源重大装备的国产化和制造水平的提升。
随着未来冀北新能源大规模开发、高比例并网，并逐步成为电力电量的主体，源网荷储全环节都将呈现高度电力电子化的趋势，传统电力系统的物理形态和运行特性发生深刻变化，呈现出明显的空间时间不均衡，调峰、调频、调压矛盾突出。冀北新能源装机占比高，低抗扰性、低惯量、低短路容量问题突出，柔直电网作为典型的“双高”系统面临较大的宽频振荡风险、新能源功率送出受限风险和新能源故障脱网风险，提高输送能力和电网安全稳定问题交织。
（二）清洁能源消纳压力加大
冀北清洁能源基地风光资源丰富，新能源长期保持高速发展。近年来，冀北地区以特高压电网为支撑，形成清洁能源大范围消纳、区外电力互济能力大幅提高的电网格局。西部规划建成了张家口地区“三站四线”、张北柔直、张雄特高压等一批大容量新能源输送通道，形成了交直流电网融合发展的新能源外送格局，可满足张家口地区2600多万千瓦新能源送出需求。东部唐山、承德、秦皇岛负荷中心形成500千伏“三横三纵”网架结构，可接受区外电力1000万千瓦以上。
目前，冀北清洁能源基地新能源发电装机4383万千瓦，占统调电源装机的比重超过70%，居全国省级电网首位。随着河北省将建设新型能源强省作为中国式现代化河北场景之一，光伏、风电和抽水蓄能发展提速，张承陆上风光基地、唐山海上风电基地加快推进，预计到“十四五”末并网新能源发电装机规模将在目前基础上再翻一番，装机占比将突破80%，张承新能源装机占冀北新能源总量超85%。区外“点对网”输电通道打捆大量新能源项目，新能源通道送出已全部满载，新能源“增量稳率”面临较大压力。张北—雄安特高压送端电网短路比过低，张家口地区部分500千伏及以下汇集系统断面受限，制约新能源送出。
（三）电力保障供应难度加大
冀北清洁能源基地承担保障首都供电的重要使命。目前北京70%的用电通过冀北域内电网网架和跨省输电通道输入，且冀北新能源是京津冀绿电的重要来源，冀北地区政治保供、经济保供、清洁保供责任重大。面对灾害频发、负荷屡创新高等多重挑战，京津冀北充分发挥“一张网”的优势，发供用协同发力，源网荷协调联动，清洁能源基地应并尽并、应发尽发，最大限度保持了电力电量平衡，有力保障了新中国成立70周年、建党100周年、北京冬奥会等重大赛事活动。张家口市首创的“政府+电网+发电企业+用户侧” 共同参与的“四方协作机制”推广至京津冀地区，我国首个绿电交易规则《京津冀绿色电力市场化交易规则（试行）》助力冀北清洁能源基地向京津冀输送更多绿电，实现了奥运史上首次所有场馆100%使用绿色电力。
“双碳”目标下，冀北清洁能源基地将成为推动“双碳”目标落地、京津冀协同发展的重要支点和区域能源绿色低碳转型的主战场。新能源“大装机、小出力”特征明显，无法在负荷高峰时段提供足够的供应支撑。极热无风、晚峰无光、极端天气下机组停运，给系统电力电量平衡带来巨大挑战。冀北地区灵活调节电源不足，水电、抽蓄等快速调节电源严重匮乏，大部分煤电机组冬季因承担供热负荷需“以热定电”运行，调节能力进一步下降。冀北地区全年有50天的新能源日均出力低于装机容量的10%，京津冀北电网净负荷呈现出典型的“鸭型”曲线，“一日双峰”特性给调峰带来极大挑战，电力保供压力巨大。
二、推动冀北清洁能源基地高质量跃升发展的思路
《“十四五”可再生能源发展规划》将“十四五”可再生能源发展的主题定位为高质量跃升发展，以大规模、高比例、高质量、市场化为关键特征。这些特征是我国“十四五”可再生能源发展的重要趋势，也是未来冀北清洁能源基地发展的主要导向。
（一）强网架、提外送，支撑清洁能源基地大规模开发
发挥“京津冀北一张网”优势，加快推进大规模外送通道建设，依托特高压工程，让清洁能源融入大电网，在更大范围内进行消纳。一是补强电网网架。以京津冀北1000千伏特高压大环网为支撑，以500千伏网为骨干网架进一步拓展延伸，网间联络更加紧密，整体结构日趋完善，清洁能源送出能力和供电能力显著提高。二是提升外送能力。“十四五”规划建设大同—怀来—天津北特高压、张北—胜利等特高压工程，以及坝上、承德北等500千伏新能源送出工程，适时研究规划张家口新能源外送第二通道，形成多层级、多通道、多落点交直流电网深度融合的清洁能源外送格局，满足“十四五”末超过8000万千瓦新能源送出需求。
（二）促协同、聚合力，推动可再生能源高比例利用
促进源网协调、多能互补、政企联动、规划协同，凝聚各方合力，系统解决可再生能源高比例利用难题。一是促进源网荷储协同。加强源网荷储统一规划，实现新能源和配套电网、调节电源同步规划、同步建设、同步投运。实施火电机组“三改联动”，推广新能源主动支撑技术，实现源网友好。推动储能规模化应用，以抽水蓄能开发建设为重要节点，推动抽水蓄能工程同风电光伏互促互进、融合发展。按照最大负荷5%建立可调节负荷资源库，引导制氢、大数据等产业向张家口和承德地区布局。二是促进电力与热力、算力协同。发挥张家口“东数西算”“西电东送”两大枢纽节点作用，以源网荷储协同互动、多能互补为支撑，着力推进电力、热力、算力、制氢等互补互济深度耦合，先行示范园区级实现100%可再生能源系统，形成电力与热力、算力协同互动的典型示范经验，逐步推广至地区级。三是加强电网规划协同和政企协同。完善京津冀电网协同规划机制，建立新能源消纳协同体系，统筹新能源消纳需求，研究建立适合京津冀协同模式的消纳指标、责任分解、协同合作等相关机制。坚持“量率一体”，以可再生能源消纳责任权重和新能源合理利用率为目标，推动新能源科学布局、有序发展。
（三）重创新、做示范，助力可再生能源产业高质量发展
充分发挥科技创新的引领和示范作用，打造冀北清洁能源基地新型电力系统全域综合示范区，持续在大规模新能源交流汇集与组网、新型柔性直流输电、新能源柔性低频交流输电等领域开展重大技术攻关，推动核心技术实现系统性突破，带动关键产业实现跨越式升级，引领新能源实现更高质量发展。一是推广“新能源+储能+调相机”模式，提升送端新能源系统稳定运行水平、送出能力与支撑能力，确保输电通道满送、具备一定顶峰能力。通过在张北特高压汇集新能源配置“调相机+储能”，提升张雄特高压新能源送出能力。二是攻关构网型新能源技术，谋划新一代构网型源网荷储示范电站，实现新能源场站对电网频率和电压的主动支撑，为未来高比例新能源电力系统的规划、运行与控制提供技术储备和实证经验。三是打造国家风光储输示范工程2.0版。从设备、场站、集群、系统等层面，推进原创技术攻关，实现源网荷储协同发力整体优化，保障新型电力系统安全稳定运行。
（四）融大网、扩市场，促进可再生能源在京津冀市场化配置
充分发挥市场在促进京津冀能源低碳转型中的作用，探索建立有利于促进新能源消纳、多种能源协同发展的市场机制，稳步推进绿电交易，推动冀北清洁能源在京津冀、华北地区更大范围消纳，实现资源优化配置。一是健全统一电力市场体系。构建以京津冀电力资源一体化配置为目标的电力一体化市场体系，完善跨省送电计划与电力市场相结合的清洁能源输送消纳协同机制，扩大冀北清洁能源基地外送消纳范围。探索绿电、可再生能源消纳责任权重等指标在京津冀区域内市场化交易。二是构建促进新能源消纳的市场体制机制。充分吸纳冬奥新能源交易机制经验，丰富完善绿电交易品种、积极开展绿色电力试点交易，构建全面放开的新能源交易市场机制。统筹市场交易与保障收购衔接机制，巩固完善“四方协作”绿电中长期市场机制，探索开展绿色电力长期PPA协议购电模式，建立长期稳定的绿色电力生产消费市场体系。
