作为山西转型发展和能源革命的重点领域，山西电力扎实推动电力改革和新能源发展，为山西高质量转型发展贡献“电力”力量。近日，全国人大代表、国网山西省电力公司董事长刘宏新做客新华访谈，就加快“晋电外送”、促进新能源消纳和发展等话题与网友进行交流。
新华网：新时代，党中央赋予山西建设国家资源型经济转型综合配套改革试验区的重大任务。在此机遇下，山西电力有何新变化、新亮点？
刘宏新：山西电力以“四个革命、一个合作”能源安全新战略为指引，全面落实省委“四为四高两同步”总体思路和要求，紧紧抓住国家能源革命综合改革试点重大政策机遇，积极推动电力改革，取得了以下成绩。
一是能源供给更加清洁。山西电力持续扩大可再生能源装机规模，达到2600万千瓦，占全省电力装机总量的28%，年均增速近40%，光伏发电领跑者基地规模全国第一。
我们把发展光伏与环境治理、脱贫攻坚结合起来，利用采煤沉陷区建设光伏发电基地4个，建成村级光伏电站3698座，累计结算电费和补贴20.7亿元，惠及20余万贫困户。
二是能源消费更趋绿色。山西电力大力控制能源消耗总量和强度，清洁取暖改造覆盖240万户，其中“煤改电”31万户，规模增长近7倍；帮助企业用电炉替代冲天炉，改用焦炭为用电，已改造500多座，提高了经济效益和环保效益。
三是资源配置更靠市场。山西电力建立了“中长期+现货”的电力市场体系，市场化交易电量占全社会用电量的42%，占比全国领先。通过落实输配电价、一般工商业降电价政策和市场化交易，每年减少客户用电成本近70亿元，促进了实体经济发展。
四是对外合作更加开放。“点亮全国一半灯，暖热华北一半房。”是山西能源贡献的历史写照。当前，山西电力认真落实中央能源革命综合改革试点意见要求，立足“电力外送基地”战略定位，依托“三交一直”特高压交直流大电网，深化与江苏、天津等12个省市电力合作，年外送电量近千亿度，居全国第四。
五是保障能力更为坚强。山西电力在防疫保电和服务复工复产两线作战中，落实“五严五防”部署要求，我们保障电力可靠供应，保持大电网安全稳定运行。出台助推企业复工复产“10+6”措施，2-6月份预计减少企业用电成本13亿元。电网投资规模增加到121亿元，预计拉动社会投资240亿元。
新华网：《关于在山西开展能源革命综合改革试点的意见》中明确提出，“统筹推进电力外送，以华北、华东等受电区域为重点，制定山西电力外送实施方案，有序推动电力外送通道建设。”山西电力将如何布局“晋电外送”，助力山西高质量转型发展？
刘宏新：作为全国重要的能源基地，山西资源禀赋、区位优势显著，电力产业基础好。山西电力将加快外送通道建设，进一步提升山西“电力外送基地”的能级和水平。
目前，山西已形成了“三交一直”特高压外送通道格局，连接华北、华东、华中三大区域电网，年外送电量近1000亿千瓦时，有效促进了山西能源资源在全国范围内的优化配置。
为发挥特高压工程的技术优势和经济带动优势，我建议规划建设山西-浙江±800千伏直流特高压工程，有效缓解华东区域电力供需缺口，促进东部地区绿色发展。
同时，目前华北-华中区域电网仅通过长治-南阳单回1000千伏交流特高压工程相连，华中区域受电能力受到限制。我建议规划建设长治-南阳第二回交流特高压工程，满足山西长治地区在建漳泽、赵庄、高河电厂合计装机464万千瓦送电华中的需求，提升山西向华中区域送电能力。
新华网：作为新能源资源“富矿”的山西，2019年风电、光伏装机双双突破千万千瓦，位居全国前列。山西在新能源发展方面有哪些经验和建议？
刘宏新：2019年山西电网风电、光伏利用率分别达到98.87%、99.84%，风电、光伏装机双双突破千万千瓦，分别达到1252.98万千瓦和1090.07万千瓦，在全国分别排第6位和第7位，占全省电源总装机的25.3%。
与此同时，新能源的大规模快速发展给电量消纳和运行调节带来压力。按照山西试点建设目标，2025年新能源装机占比力争达到40%，风电、光伏装机容量将达到6400万千瓦，增长4060万千瓦。
促进新能源消纳和发展，已成为山西能源革命的重要课题。我建议加强网源、新能源与其他电源统一规划，提升火电调节能力，推动抽水蓄能电站、电化学储能设施建设发展，发挥市场在新能源消纳中的作用，健全完善配额制等保障机制，引导新能源高效利用、有序发展，促进山西新能源在更大范围内消纳。
新华网：中央《关于在山西开展能源革命综合改革试点的意见》要求积极开展“新能源+储能”试点示范。储能在山西的发展现状如何？
刘宏新：建设储能设施是推动构建清洁低碳、安全高效能源体系的重要举措，一方面能够显著增强电力系统运行的灵活性、稳定性和调峰能力，提高电力系统调节和消纳能力，另一方面能够提高电力系统整体投资运行效率和经济效益，更好满足人民群众美好生活用电需求。
目前，山西在运抽水蓄能电站占比不足1.3%，垣曲抽水蓄能电站今年刚开工建设，储能发展远远滞后于新能源快速发展。
我认为有必要进一步健全储能发展激励政策，引导客户侧储能建设，加快储能在电力系统的推广应用。同时，要关注并完善抽水蓄能电站价格机制，促进电站投资建设和效用发挥，吸引多方投资建设储能设施。
