国网浙江新型能源体系案例
近年来，浙江作为经济与新能源发展强省，积极响应“双碳”目标，以国网浙江省电力有限公司为主力，全力构建“电为中心、绿色高效”新型能源体系。通过数智创新驱动、多能协同联动、机制改革突破，走出特色能源转型之路，在能源转型与节能减排实践中展现出浙江智慧与担当。
为破解传统负荷管理痛点，挖掘需求侧智能互动资源，浙江电力营销服务中心创新数字化牵引电力负荷管理模式，构建“一键响应”空调负荷智能管理模式。这个具有浙江特色的新型电力负荷管理系统，具备荷随网动、智能决策等功能特性，已实现主站侧与调控、设备等业务平台的深度互联，在终端侧更与水泥、造纸等重点行业的自有工控系统联通，让工业负荷调节从“人工粗放式”迈向“数字精准化”。
截至目前，浙江省建成的5778个智慧能源单元，聚合了超1.9万户空调用户，可调节资源达256万千瓦。在夏季用电高峰期间，这套系统精准实施10天需求响应，蕞大响应负荷670万千瓦，相当于为全省削减了6.5%的峰值负荷，同时发放响应补贴约7亿元，既保障电网安全，又让用户获得实实在在的收益。
此外，浙江电力运用物联网与人工智能技术，将分散在各地的储能、可调负荷等资源聚合成人工智能驱动的虚拟电厂，目前建成的虚拟电厂负荷资源池具备1100万千瓦日前调节、300万千瓦小时级调节和130万千瓦分钟级调节能力。当电网面临供电压力时，无数分散的用户侧资源能在数分钟内形成合力，成为保障电力供应的“隐形大军”。
在杭州医药港小镇，一座以分布式能源站为主体的区域多能互补系统正在重塑区域能源消费模式。这里“储能—电能—蒸汽”互济共联的多能互补系统，已实现100万平方米建筑的空调用电替代，平均每年节电3000万千瓦时，相应年减排二氧化碳1.8万吨。
在宁波慈溪的杭州湾新区，另一项颠覆性技术正在改写能源转化规则——电氢耦合系统将风电、光伏等清洁能源转化为氢能，再通过氢燃料电池实现热电联供。杭州、宁波、台州、丽水四地已建成工业园区、产业基地、海岛和乡村等多场景氢能示范项目，实现了电、氢、热多种清洁能源的全过程零碳转化。在舟山嵊泗列岛，氢能微电网不仅解决了海岛供电稳定性问题，更让渔民们首次用上了零碳电力。
在电力供应侧，浙江正推动风光水火储多能互补供电系统建设，一方面在集中式基地推进新型储能规模化应用，另一方面在分布式微网中推动新型储能与数智配电网建设，明确接入条件，落实储能配比，发挥配网智能互动能力，保障新能源就地利用。
在现货市场，发挥价格发现和引导功能，完善定价机制，浙江电力构建的“1﹢5”电力现货市场规则体系，在全国范围内首个实现电能量市场与调频市场联合出清。这套体系不仅通过价格信号引导储能、虚拟电厂等新型主体参与调峰，更让独立储能首次获得了市场化收益。数据显示，浙江现货市场运行以来，电网调峰成本降低12%，新能源弃电率下降至2.3%。
辅助服务市场中，浙江百万千瓦级源网荷储可调资源池，单次响应容量突破百万千瓦，并将虚拟电厂、用户侧储能等纳入辅助服务市场结算。如此品种丰富的辅助服务市场，极大地激活了辅助服务市场灵活调节能力，激发了市场主体参与能源调节的积极性。
绿色电力交易方面，浙江创新推出分布式光伏聚合绿电交易方式，分布式电源通过聚合参与绿电交易，与集中式项目同场交易，成交电量获取相应的增值收益。据统计，2024年，浙江109家分布式聚合商共促成绿电交易电量超23亿千瓦时。浙江电力交易中心交易部相关负责人介绍，2024年浙江累计组织绿电交易31场，参与绿电交易用户超2万家。
在温州洞头的零碳乡村，村民们家中的屋顶光伏、储能电池与电动车形成了微型能源网络；在义乌的智慧物流园，V2G技术让电动货车在充电的同时为电网“反哺”电力；在杭州的综合能源服务站，余冷余热回收系统让建筑用能效率提升30%……浙江的新型能源体系实践，正从理念变为现实。
通过电能替代，浙江预计到2030年终端能源消费电气化率将达39%，到2060年提升至70%。而多能互补技术的推广，将使综合能源利用效率提升10%~15%，每年可减少碳排放数千万吨。
当数字技术与绿色能源深度融合，当市场机制与政策引导同频共振，一个更加安全、高效、低碳的能源未来，正在之江大地徐徐展开。
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