中新网长春4月20日电 (记者 郭佳)90秒，生活中短暂的一瞬。在国网吉林电力有限公司(下称“国网吉林电力”)蔚山路绿能充换电站，这大约是一次新能源汽车换电池的时间。

　　这座充换电站的特别之处还在于，所用电能全部来自风电、光电等清洁能源。在吉林长春，每天有上千台次新能源车在这里开启绿色新旅程。

　　松辽清洁能源基地是中国九大清洁能源基地之一，吉林省西部是其核心区。最近十年，吉林省新能源(风电、光电)装机容量增长363%，目前已突破1500万千瓦。预计2023年底，全省新能源装机容量将突破1800万千瓦，超过煤电装机容量成为省内第一大电源。

　　国网吉林电力发展策划部电网前期处副处长李海燕受访表示，“十四五”是推动中国能源绿色低碳转型的关键期，新能源将更大规模、更高比例、更广泛接入。当前，吉林省建成了“井”字型500千伏电网结构，吉林电网接入鲁固直流特高压电网，满足了千万千瓦新能源接入和送出要求。

　　不断增加的新能源装机容量，让绿电源源不断地生产出来，政府、企业也在推动绿电加速融入民众生活。因地处高寒地区，东北地区新能源汽车渗透率长期低于全国水平。不过，在中国“汽车城”长春，新能源汽车举目皆是。

　　这得益于充换电基础设施的快速建设。截至2022年末，国网吉林电力已建成77座换电站，占全省换电站的70%，服务全省1.3万台换电车辆。同时还建成86座充电站，实现了充换电基础设施全省覆盖。

　　旅游业是吉林省规划的三个万亿元级产业之一。为促进旅游业绿色发展，当地重点景区全部用上了电动大巴，景区周边充换电设施齐全，民众“打滴出游”“自驾旅游”更加便捷，也极大地促进了交通方式的“绿色转型”。

　　按照规划，到2025年，吉林省要建成充换电站500座，充电桩达1万个以上，满足超过10万辆公用电动汽车的充电需求，并让城市公交、出租、环卫市政、邮政、物流配送、公务等领域车辆新能源化。

　　与西部风光发电相对应的是东部抽水蓄能发电资源丰富。抽蓄资源与风电、光伏可很好地实现匹配。东部环长白山周边，抽水蓄能可开发空间较大，技术可开发规模达到3000万千瓦以上。国网吉林电力因此在这里进行了一次超大规模的“绿电试验”。

　　2022年，国网吉林电力聚焦绿色低碳发展，积极促进能源清洁低碳转型，围绕打造东北地区首个全清洁能源电力系统示范区——“长白山绿电生态圈”目标，创新开展“大美长白山 绿电百日行”活动。

　　国网吉林电力介绍，他们以长白山为中心，划定了一个覆盖长白山及周边11个县(区)、5.2万平方公里的“同心圆”，约占吉林省四分之一的面积，在此区域内开展全清洁能源电力系统运行实践行动、清洁能源发电全额消纳行动、绿电交易助力清洁转型行动、绿电发展科技攻关行动等，通过“绿电+旅游”“绿电+交通”“绿电+矿泉水”“绿电+医药”“绿电+红色基地”让绿电发展融入经济社会多个领域。

　　活动期间，长白山绿电生态圈用电量11.1亿干瓦时，清洁能源发电量16.9亿千瓦时，相当于减少标煤消耗67.6万吨，减少二氧化碳排放168.5万吨，实现100%清洁能源供电、100%清洁能源消纳和100天全绿电连续安全运行。

　　李海燕表示，“大美长白山 绿电百日行”活动的成功开展，证明了清洁能源大规模利用的可行性，可以说迈出了吉林省新型电力系统实践的关键一步。

　　2023年，国网吉林电力还将推出“风光无限 畅享绿电”活动，利用吉林省东、西部资源具有天然互补性，打造“双区+双模式+双循环”联动的吉林特色“绿电样板”，推进“清洁型电源、友好型电网、灵活型负荷、主动型储能”吉林特色新型电力系统建设。

　　与此同时，国网吉林电力还将以绿电行动支撑乡村振兴，完成9500户、10万千瓦户用光伏建设；建立吉林省内首个智慧用能工业园区示范项目；建设东北首个全绿电生态度假区；绿电交易扩大至15亿千瓦时、绿证交易达5万张。

　　据国网吉林电力最新测算，吉林省风光资源可开发容量达到1.15亿千瓦，预计到2030年，全省风光装机容量达6000万千瓦、抽水蓄能装机容量达1210万千瓦。

　　据悉，国网吉林电力正加速构建新型电力系统，2022年推进106亿元投资落地，84项工程按期投产。过去十多年间，吉林省建成了“井”字型500千伏电网结构。2022年，随着扎鲁特配套工程建成投产，吉林电网首次接入特高压电网。

　　目前，吉林省还在积极拓展绿电外送渠道，进一步扩大富余新能源外送规模，2023年外送交易力争达200亿千瓦时。

　　“双碳”目标之下，新一轮能源革命风起云涌，“风光无限好”的吉林省已经初步形成“生产—消纳—传输”的新能源“大三角”，推动产业由“配角”变“主角”。

　　李海燕认为，要确保新能源科学有序发展，未来需要政府、社会、企业多方协同，源网荷储各环节联合发力，进一步统筹各级各类规划有序衔接，统筹安排各类新能源项目建设规模和节奏；加快构建新型电力系统，提高系统调节支撑能力，加快煤电机组灵活性改造，推进抽水蓄能建设，支持新型储能大规模应用；充分发挥市场作用，完善适应新能源的市场价格机制，引导全社会公平承担消纳成本，平衡多元市场主体的利益。(完)