邓永生，焦丰顺，张瑞锋，陈 掀

（1.深圳供电局有限公司，广东 深圳 518000；2.清华大学深圳国际研究生院材料与器件检测中心，广东 深圳 518000）

0 引 言

2015年3月15日，国务院正式发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，表明我国进入了新一轮的电力改革（下称新电改）[1]。新电改相关配套政策出台，给传统配电网规划和发展带来了挑战。配电网是传输能源和消纳新能源的重要方式。从国内外电力体制改革历程可以看出，配电网规划是电力改革中的重要一环。针对电力体制改革的要求，研究新电改下深圳智能电网规划建议与对策，对提高深圳地区配电网规划和发展的适应性，实现节能减排、保障能源供应和提升用电质量和经济效益具有重要意义。

1 国内电力体制改革情况

1.1 国内电力行业特点

国内电力行业有着明显的周期性和地域性特点，能源需求增速地区不均、时点不均，发输配电能力分时冗余。全国平均发电、输电投资谷时闲置率达到25%，峰值超过50%，经济发达地区的最大峰谷差估计达到50%以上，如图1所示。随着电改带来的峰谷电价差提高，相应市场空间仍将在相当长时间内扩大。经济越发达，没有能源互联网调节的情况下，峰谷差可能越大。

不同类型的电力公司的优势比较，如图2所示。国内发电厂资源与用户资源是售电企业的核心竞争力。电力能源物联网是售电公司提高购电、售电定价与计划效率的基础，也是提升用户用电服务范围与效率的手段。

1.2 国内电力体制改革历程

20世纪80年代以来，我国电力体制改革经历了集资办电、政企分开、早期电力市场化和现代的新一轮电力体制改革时代。集资办电阶段出台的“集资办电”政策，有效调动了各方积极性，我国电力投资主体逐步多元化，而电力规模的扩大缓解了当时全国电力短缺的问题；政企分开阶段我国电力开始步入政企分开、公司化改组以及社会主义市场经济轨道；早期电力市场化改革阶段实现了电力工业的“厂网分开、主辅分离”，同时在发电侧引入了竞争机制，提高了发电市场运行效率，但输、配、售环节依然由电网企业垄断；新一轮电力体制改革目的在于建立可再生能源发电，售电侧引入竞争形成新的定价机制，改变传统上电网作为唯一售电方的销售模式，形成“多卖方-多买方”的电力市场格局[2]，实现了提质降价。国内电力体制的历史沿革如图3所示。

图1 国内电能供需情况

图2 不同类型的电力公司的优势比较

图3 国内电力体制的历史沿革

1.3 国内电力体制改革新变化

新一轮电力体制改革开启了我国电力市场化的新时代，带来的新变化主要体现在市场主体、市场交易、定价机制和电力监管4个方面[3]。在市场主体方面，配电市场主体与售电市场主体发生了较大变化，形成了电网企业的售电公司、发电企业投资和组建的售电公司、高新产业园区或经济开发区组建的售电公司、社会资本投资成立的售电公司、拥有分布式电源的用户或微网系统、公共服务行业和节能服务公司等6大类售电主体[4]。在市场交易方面，电力市场增加了竞价交易模式，形成了大用户直购电、公共电网售电和竞价交易3种市场交易模式。在定价机制方面，上网电价、输配电价、销售电价以及直接交易的大用户购电价格部分，定价机制发生了变化，具体变化如图4～图7所示。在电力监管方面，国家与各省级电力交易机构相继建立，国家能源局除依法履行改革前的监管职责外，还需同地方政府对区域电力市场及国家级电力交易机构实施监管。

图4 上网电价定价机制

图5 输配电价定价机制

图6 销售电价定价机制

图7 直接交易用户购电价格定价机制

2 深圳市电网规划分析

2.1 深圳市经济社会和气候环境

截至2018年末，深圳下辖9个行政区、1个新区和1个特别合作区，总面积1 997.47 km2，常住人口1 302.66万人，GDP为24 221.98亿元。深圳属南亚热带季风气候，日照充足，雨量充沛，长夏短冬，年平均气温23.0 ℃，平均年日照时间2 120.5 h，太阳年辐射量5 225 MJ/m2，常年主导风向为东南偏东风，平均每年受热带气旋（台风）影响4～5次，年降水量平均1 935.8 mm。

2.2 深圳市电网特点

2018年，深圳电网最高负荷达1.721×107kW，预计2035年达到3.350×107kW，平均停电时间0.68 h/户。深圳供电局在福田区建设的粤港澳核心高可靠性示范区，客户年平均停电时间仅1.9 min，供电可靠率99.999 6%，达国际顶尖水平。

深圳电网负荷以工业和商业为主[5]。表1统计了深圳各区40座220 kV变电站负荷不同类别的占比情况[5]。表1统计数据表明深圳工业负荷占比最大，超过60%；商业负荷平均占比超过17%；居民负荷占比最小，仅为4.17%。伴随着深圳市产业结构的优化升级、人民生活水平的提高，工业负荷比重将呈振荡缓慢下降趋势，商业负荷呈上升趋势。深圳电网规划中，200 kV电网以500 kV变电站为中心，构筑双环结构，供电可靠率要求达到99.999%。在可再生能源方面，截至2016年底，先后建成了前海10 MW光伏电站项目工程、深圳北站2 MW光伏电站项目工程以及龙岗4 MW宝清储能站等重点工程，形成可再生能源、储能领域新技术企业181家[6]。

表1 各区域分类负荷占比 %

2.3 深圳市典型电网用户分析

2.3.1 深圳湾科技生态园

深圳湾科技生态园占地面积2.03×105km2，总建筑面积超过1.20×106km2，共有4区12栋楼宇，入驻企业超过500家。深圳湾科技生态园电力来源于投控110 kV变电站和红树林110 kV变电站，电网总负荷容量为10.4 MW。深圳湾智能配电网具有“两横一纵”的结构特点，“两横”指电网与客户，“一纵”指连接电网与客户的调度系统。在电网侧，深圳市供电局已经制定了配电设备智能运维策略，研发了集局放、电气参数以及环境监测于一体的智能配电终端和设备在线监测系统；在客户侧，该局建设了智能光伏微电网，制定了需求侧响应策略，开发了基于云平台的智能计量与高级功能系统。通过建立全资源协调优化调度系统，连接电网与客户，实现对常规能源、分布式能源以及需求侧资源的协同互动，提升资源的整体利用效率。

2.3.2 普天新能源工业园区

普天新能源于2011年在深圳建成了全球首个、国内最大的城市级电动汽车商业化智能充电网络基础设施和充电运营网络，服务超过3 000多辆新能源公交车。全天候为纯电动汽车和混合动力汽车提供充换电服务，电网总负荷容量为5 MW。

2.3.3 阳光棕榈园（一期）小区

阳光棕榈园是前海片区高品质住宅小区，1期有13栋，占地面积129 647 m2，共计1 117户。目前，自住或在租共计约890户，按照平均每户每日用电量为8.87 kW·h计算，平均每月总用电量达237 MW·h。

3 深圳市智能化电网规划中面临的问题

3.1 负荷预测手段有待增强

短期和中期电力需求，尤其日度、月度电力需求及电力尖峰负荷[7]，主要受到气象因素影响。李植鹏[8]等指出，深圳夏季制冷负荷占比日益增加，气温等气象条件对电网负荷的影响越来越显著。深圳毗邻海域，气象波动情况复杂，气象预测难以做到准确，增加了负荷预测难度和配电网规划的复杂性。另外，较大的预测偏差不仅影响发电计划的可操作性，增加了调整计划的难度，还会使电网承担相应的罚款风险，增加了电网的购电成本，甚至危及电网的安全。因此，迫切需要增强负荷预测手段，提高预测准确率。

3.2 电网管理制度缺乏和自动化水平低

配电自动化及管理系统的功能分为实时功能和管理功能。实时功能包含数据采集、传输和处理、事件报告以及故障处理等；管理功能包含指标管理、设备管理以及辅助工程管理等。这些功能确保了供电可靠性和供电质量，提高了消费者的用电体验[9]。当前，深圳智能配电网电气配套设施不强，电网日常运行监控力度不够，电网管理制度缺乏和自动化水平低，亟需加以改善。第一，加强配电网自动化研究；第二，合理应用配电网自动化监控系统；第三，提高系统和辅助设备的可靠性。配电网自动化工程分批实施，先有成功案例，评估改进后，以点带面全面推进实施[10]。

3.3 多元化主体的影响

随着电力体制改革的深化，我国完成了独立发电商、电网公司及相关市场主体的重构工作，实现了多元化主体模式。新电改倾向于社会资本开放，一些电力企业逐渐向社会主义市场经济靠拢。在这个过程中，不再是由原来电网企业进行统一规划，而是引进多元化投资主体。国家鼓励民营资本等相关企业主体参与配电网规划中，积极对配电网进行规划和建设。在电力企业自主经营的今天，和其他行业的企业一样，电力企业也将会面临着更大的市场需求和挑战，电力行业的工作要求将越来越高，相应的任务也会越挖越深、越分越细。

4 深圳市智能化电网规划建议与对策

4.1 抓住电改机遇，积极参与电改相关工作

本轮电改对电网公司影响全面而深刻，要做好相关规划和顶层设计，并形成推进工作机制，形成集团决策、相关事业部或平台督办及成员单位落实的工作机制。随着新电改的深入推进，电网公司非核心资产存在着剥离的可能性。电网公司应从战略高度出发，明确各成员企业、各业务板块可能承接电网公司剥离业务的重点和规模。通过应用信息化手段和大数据分析技术，梳理分析电网现状，对比目标网架，形成指导电网规划和目标网架图、分年度网架规划地理接线图、规划期的电网建设规模和投资总表以及项目建设时序表，实现精益规划和精准投资。

4.2 实现精准化的中近远期电力负荷预测

电力负荷预测是电力研究、规划、应用和服务的基础。预测准确度影响着整个电网的安全性、经济性和可靠性。电力负荷准确可靠预测可以提高发电机组启停的经济性，实现综合能源利用的最大化，为电网规划、电力调度和电力检修提供可靠参考，减少配电网建设中不合理的储备容量、合理安排电网设备的检修计划，降低发-供-配-用的成本，从而进一步提高电网利用率和效益。结合电网实际形成“供电区域-供电网格-用电单元”的精细化的颗粒度和“网格化”规划，利用空间负荷预测法、负荷密度法和指数平滑法等，科学预测用电网格的远景饱和负荷及其空间分布，实现精准化的中近远期电力负荷预测。

4.3 考虑综合能源接入的配电网规划

配电网规划、建设和运行需要统筹考虑“源-网-荷-储”之间的发展要求。在电源接入方面，需要开展分布式电源消纳能力和经济性分析，引导电源合理布局、有序建设。应用分布式电源“即插即用”并网技术，满足快速接入的要求，促进分布式电源建设效率和效益提高。在用电负荷有序发展方面，需要根据电力负荷预测和负荷发展做好配电网规划。对用电负荷发展要有前瞻性，考虑与充换电设施规划、储能规划做好有序衔接，逐步推广电动汽车有序可控充电、充放储一体化运营技术，实现城市充换电和储能设施的互联互通。

5 结 论

我国新电改给传统的配电网规划和发展带来了挑战，主要体现在市场主体、市场交易、定价机制和电力监督4个方面。深圳是经济特区，深圳市智能化电网规划面临着负荷落差大、预测难度大、负荷预测手段有限和综合能源大量接入等问题。因此，深圳市在智能化电网规划方面需要在认识上抓住电改机遇积极参与电改相关工作，在研究上需要实现精准化的中近远期电力负荷预测，在实践上需要考虑综合能源接入的配电网规划，做好电力负荷预测和需求侧管理，推行城区网格化规划，提升可靠性水平和自动化水平，统筹电源和负荷发展，并加强配电网管理，提升精益化水平。