能源与气候的双向塑造 - 气候变暖导致极端天气频发，直接影响能源供需 例如浙江今夏平均最高气温35.8℃，高温日数22天，分别比常年偏高2.9℃、偏多13天[3] 杭州地区8月连续29天高温，打破多项纪录[4] - 极端高温推高能源需求，加剧供需平衡难度 浙江今夏空调最大负荷达4484万千瓦，占同时刻全社会负荷的34.7%[7] 气温在35℃-38℃区间，每上升1℃负荷增加250至450万千瓦[8] - 气候变化影响能源供给，新型电力系统气象敏感度提升 高温干旱削减水电出力，如今年7月至8月上旬西南水电偏少[16] 高新能源占比使电力供给更易受“极热无风”等气象问题影响[17] - 能源生产活动是温室气体排放主要来源 工业生产制造环节排放占比约31%，电力生产及储存环节占比约27%[20] - 能源与气候相互影响，形成复杂博弈 气候变暖持续推升全球能源需求，能源危机可能加剧对化石能源依赖，进而恶化气候[21] 新能源波动性挑战供应稳定，化石能源仍是电网稳定的“压舱石”[21] 浙江构建气候适应型能源系统的实践 - 扩大并稳定能源供应盘子 度夏统调火电机组出力达5843万千瓦，其中统调煤电出力4879万千瓦，均创历史新高[26] 积极争取省外来电，今夏外来电最大达4780万千瓦，三回特高压直流实现同时满功率运行[26] - 推动供给结构低碳化 度夏前完成1250万千瓦风光储资源投产[26] 今夏光伏最大出力达3785万千瓦，比去年同期增加出力超过1200万千瓦[26] 7月至8月光伏日均最大出力超过3000万千瓦，成为午峰保供关键[26] - 增强系统灵活调节能力 夏季储能最大充、放电功率均超过220万千瓦，创历史新高[26] 抽蓄最大充、放电功率均超过900万千瓦，提升“顶峰填谷”能力[26] - 发展虚拟电厂等新型资源 今夏累计吸引30家虚拟电厂参与，最大响应负荷达92万千瓦，相当于一座中小型火电厂供电能力，累计响应电量约1000万千瓦时[28] - 引导用户侧用能习惯改变 受分时电价等政策引导，部分灵活负荷从晚峰转移至午间低谷[28] 今夏晚峰最高负荷占全天最高值比例平均为86.14%，较去年下降约2个百分点[28] 超过1600户工业企业将32天的集中检修安排在尖峰期，助力电网调节负荷[28] - 提升基础设施强度与气象灾害防御能力 电力气象中心依托AI技术进行预警研判，减弱台风等气象灾害对电网的影响[28] 提升“气候洞察力”与未来方向 - 气候风险已成为能源安全的核心参数，需将“气候洞察力”植入能源全链条[35] - 深化“电力+气象”合作，获取更精准、更长期的预测信息 计划获取高精度的未来14天网格化数值气象预报，以提前预判气候风险[35] - 在统一电力市场下，气候关联性影响增强，需关注区域及送端地区气象信息 电网互联互通使省内平衡受华东区域及西南西北等送端区域平衡形势影响[38] 需获取重要外来电来源省份的水文等气象信息，通过资源互补减少季节性用电高峰影响[38] - 深化气象电力协同联动与数据共享 新能源分布广泛，需强化站点数据共享与信息化建设[38] - 加强微尺度精细化灾害预测预警，并增强供需两侧基础 加强对强风、暴雨、冰冻等灾害的预测预警[39] 合理规划构建“强交强直”主网架，加强多场景研究，科学配置储能，提高灵活资源互动能力[39]