入春以来，浙江天气普遍晴好，光伏发电迎来一年中的高峰时段。从国网浙江省电力有限公司调度控制中心了解到，今年春季，浙江光伏发电最大出力屡创新高，最高达到4432万千瓦。一季度，浙江光伏发电量累计达132.48亿千瓦时，同比增长23.13%。
为服务光伏发电等新能源发展，推动浙江能源结构清洁化，国网浙江电力全力做好新能源配套电网建设和并网服务，加快调节资源建设，促进新能源消纳利用。
坚强电网是新能源消纳的基础支撑。“十五五”开局之年，国网浙江电力加快构建“一环四直”特高压骨干网架，升级智能配电网，打通绿电“发—输—用”全链条，支撑新能源接入和消纳，一季度完成电网投资111.18亿元，同比增长60%，支撑新型电力系统建设，提升浙江电力保供和新能源消纳能力。
温州市位于浙江东南沿海，海岸线曲折，发展滩涂光伏和海上风电具有天然优势。目前，温州已建成55万千瓦亨泰光伏电站、55万千瓦泰瀚光伏电站等大型滩涂光伏电站，并规划建设大规模海上风电，预计未来3年将新增苍南3号和温州Z15海上风电等一批新能源项目，温州电网从“末端受电型电网”向“能源输出型电网”转变。
在温州瑞安市，一座500千伏能源汇集站正规划建设。海上风光等新能源将汇集于此，实现规模化外送，提升消纳效率。在距瑞安市不远的永嘉县，一座特高压变电站即将开工，该站是浙江特高压交流环网的关键节点。环网建成后，浙江南电北送能力将从1000万千瓦提升至2000万千瓦，释放浙南地区能源资源潜力。
主干网架建设支撑新能源大规模外送消纳，配电网改造则助力新能源就地消纳。
截至3月底，浙江省内光伏发电装机容量达6663万千瓦，其中分布式光伏发电装机容量达5477万千瓦。针对分布式光伏点多面广的特点，国网浙江电力加快城乡配电网改造，让小区屋顶光伏、工商业光伏余电直接接入周边用户侧，实现“就地发电、就地使用”。
在偏远海岛、内陆山区，“风电+光伏+储能”的微电网既缓解了新能源大发时段的电量消纳难题，又提升了海岛、山区供电可靠性与绿电比例。温州市洞头区鹿西岛现有风电装机1560千瓦，最大日发电量可满足当天岛上六成以上的用电需求。温州供电公司依托鹿西微电网打造源网荷储一体化模式，以“智能调控+储能协同”实现新能源优先就地消纳。
在浙江多地，国网浙江电力因地制宜探索能源协同发展模式。在宁波、温州、舟山等沿海地区，供电公司推动海上风电集群化开发与送出通道共建共享；在内陆山区，水风光一体化互补开发初具规模；在城市，“光伏+建筑”“光储直柔”等多场景融合，实现风光新能源就地消纳。
把用电需求高的产业转移到新能源富集区域——浙江在推动新能源高效消纳利用中逐渐明确这一思路。当前，浙江正引导高耗能产业向新能源富集区转移。在浙江西南、东南沿海等地区，越来越多的算力中心落地，“算力+电力”协同布局加速形成。
除了优化产业布局，浙江还在技术层面拓展消纳路径。虚拟电厂将分布式光伏、储能、充电桩等分散资源整合为可调可控的“电网智能单元”。目前，浙江虚拟电厂可调节能力已达280万千瓦。
抽水蓄能等调节资源也在加快建设。2月11日，国网新源浙江衢江抽水蓄能电站500千伏送出工程建成投运。截至3月底，浙江省内抽水蓄能电站装机规模达到1073万千瓦，最大调节能力达2146万千瓦。抽水蓄能电站如同巨型“充电宝”，在新能源过剩时段储存电能，在负荷高峰时段释放电能，实现“削峰填谷”。
3月13日，衢州智慧绿电80兆瓦/160兆瓦时共享储能示范项目并网送电，预计年放电量4800万千瓦时。“作为国家能源局新型电力系统建设能力提升试点项目，该电站采用‘构网型技术’，不仅能服务新能源消纳，还能在电网因光伏发电出力骤降或突发故障出现微小电压波动时，主动参与电网电压和频率调节。”衢州供电公司发展部专职徐轩介绍。截至3月底，浙江省内新型储能装机规模约600万千瓦，具备上千万千瓦调节能力。
随着新型能源体系加快建设，浙江新能源发电装机规模有望在“十五五”时期达到1.2亿千瓦，占全省电源总装机的比例预计达43%。国网浙江电力将加快构建模式更灵活、消纳更智能、管理更高效的新型能源生态，服务新能源高质量发展，助力“双碳”目标实现。
