随着“双碳”目标及“十四五”规划的逐步落实，预计到2025年，甘肃省金昌市将有460万kW新能源项目并网，电网调度将愈发复杂。目前，电网实时均衡所需的可调控资源主要来自电源侧，其承担了负荷变化及事故干扰引发的调节任务。而实际具备可调控能力的电源，大多集中在已纳入AGC（自动发电控制）调控的火电机组。全网功率预测、调频预测、电网潮流调整预测、N-1越限预测等，均依赖于机组的调节能力。现有的“源随荷走”调节模式，无法充分利用负荷侧众多资源的弹性及调节潜力。国网甘肃省电力公司金昌供电公司通过聚合、优化、控制、管理多种分布式能源，探索构建源网荷储多元管理体系，以实现源端与负荷侧之间的高效交互。
一、源侧：加快建设，推动能源多元供给
金昌供电公司积极向相关管理部门争取煤炭发电企业灵活转型政策，力求在2025年前基本完成燃煤发电企业的节能减排工作。同时，全面落实甘肃省新能源发展规划，为已完成燃煤电厂弹性化改造的发电企业分配新能源发展指数，并从在建项目、用电负荷、输电通道和电网布局等角度，全面加强对新能源发电企业的科学引导，最大限度实现新能源就地消纳。
风力发电。加速推进河西走廊清洁能源基地建设，积极对接受端市场，根据新能源消纳形势，持续扩大金昌风电基地规模，同时稳步推进分散式风电项目开发。
光伏发电。结合地方资源条件，因地制宜、循序渐进在荒漠、戈壁和沙漠地区开展大规模光伏开发，并与沙漠化治理、生态修复和农牧业有机结合。重点支持“光伏＋治沙”“光伏＋农牧业”等兼具多种生态效益的光伏项目。
抽水蓄能。充分发挥梯级水库调蓄能力，推进黄河上游既有水电站扩机改造工程，规划布局混合式抽水蓄能电站。加强水电工程建设与运营监管，做好地质灾害防治工作，降低对水库周边建筑的影响，保障河流生态安全和生态环境。
二、网侧：智能电网，推动电网高质量发展
统筹电力供应、运行安全和使用效益，促进风能、太阳能等新能源的最优分配。加强应急备用与调峰电源能力建设，推进电源扩容稳供，提升区域间的输电容量与互补水平。坚持“以保证用电供给为主、新能源优先”的原则，加快对电力系统中长期供电方式的研究，根据新能源的发展规模与空间分布，合理规划工程施工时序。
金昌供电公司以“及时、高效、规范”为理念，将符合国家发展规划和政策导向的新能源项目接入电网，并明确工作时限。深化“放管服”改革，将相关工程的部分审批权限下放，科学制定投资规划，助力新能源工程建设提速。全面加快推进D5000系统和省、地一体化自动发电控制系统建设，实现跨区域、跨流域风光水电的协调运行，确保新能源消纳能力达标。
三、负荷侧：电能替代，促进低碳能源消费转型
借助智慧能源服务平台，对各类能源项目进行系统梳理，全力推进智能能源管理系统的搭建，深入开发电力需求侧响应的相关功能，搭建起用户、政府及供电企业三方联动的桥梁。在此基础上，打造线上线下融合的用户服务平台，激发用户主动节能减排的积极性。
四、储能侧：储能应用，能源灵活存储增效益
一是全面统筹能源存储与源网荷协同开发的空间布局。深入分析区域用电特征，精准研判区域内新能源发展趋势及柔性电源实际需求，科学规划储能设施的发展规模、布局方案、接入范围和建设时序，达成源网荷储协同共进的目标。二是构建全新的能源管理制度与运行机制。大力推进储能云平台建设，以共享经济、平台经济的发展方式，深入挖掘储能云的使用潜能，实现设备、资源和业务的全方位共享和高效利用。三是积极推动电力系统中源、网侧储能设备的广泛应用。全力支持新能源项目建设，明确配储比例，构建源网荷三方协同的储能应用场景与商业模式，打造典型试点工程，推动规模化发展应用。
以“扩储”为中心，重点提升电网调控水平。加快开展煤电机组灵活性改造，进一步优化抽水蓄能发电系统运行管理，健全抽水蓄能发电电价、储能电价及投资收益等机制，改进峰谷分时电价。积极推动抽水蓄能、天然气等能源设施的开发，开展系列风电、水电一体化和源网荷储一体化工程。
