“新技术+新突破”推动我国能源“一张网”快速发展 能源“家底”更绿更厚实

央视网消息：大渡河流域是四川水能资源最富集的三大流域之一，水电规划开发总量超2700万千瓦，是我国第五大水电基地。6月30日，随着大渡河沙坪一级水电站最后一台机组成功并网发电，大渡河水电基地新增清洁能源装机突破200万千瓦，成为“十五五”期间国内首批实现水电集中规模化投产的流域。

沙坪一级水电站位于四川乐山市金口河区，共配备6台机组、装机容量36万千瓦。该项目的全部投运，标志着大渡河水电基地已在“十五五”开局阶段，连续完成了5座水电站、1个光伏项目、17台水电机组的投运投产，新增装机规模达217.2万千瓦，成为“十五五”期间国内首批实现水电集中规模化投产的流域。

国家能源集团大渡河公司负责人薛年华介绍，大渡河流域已经投运的水电装机近1500万千瓦，满库容的联合蓄能值约占四川省统调大型水库总蓄能值的30%。目前，正加快大渡河双江口剩余机组、金沙江上游的旭龙奔子栏等6个水电项目、以及一批新能源项目的建设、在建的水电和光伏项目总装机超过1000万千瓦。

四川雅江：两河口抽蓄电站进入全面建设关键期

截至目前，四川省清洁能源总装机容量已超1.3亿千瓦，其中水电占比接近80%。这两天，在四川雅砻江流域水风光一体化基地，全球最大的混合式抽水蓄能项目——两河口混合式抽水蓄能电站进入全面建设关键期。

导流明渠攻坚冲刺 保障雅砻江安全度汛

记者来到雅江县境内牙根一级水电站施工现场，这个水电站也是两河口混合式抽水蓄能电站的重要组成部分。通过航拍画面可以看到，直播点设置在工程的挡水围堰上，这里原本是雅砻江主河道。这道围堰将湍急的江水与施工作业面彻底隔开，围堰内正在吊装模板、绑扎钢筋。目前，雅砻江江水通过山体内部的导流洞流向下游。但随着汛期日益临近，导流洞的过流能力已经无法满足行洪需求。解决这个问题的办法就是修建电站导流明渠，目前已进入最后的浇筑阶段，预计一周后就能投用。而届时，记者脚下的围堰也会拆除，雅砻江江水将通过导流明渠平稳下泄。

汛期的到来，也对两岸的山体带来严峻考验，在河道左右两侧的山崖上，施工人员化身“蜘蛛人”，同步铺设防护网、加固边坡岩体。这里平均海拔3000米，这些高空作业人员的最高作业点，垂直落差达到100多米。如果是人工运输物料，一趟下来至少需要两个多小时。现在工程投入重载无人机开展空中吊运，最高峰的时候有6台同时作业，它的最大载重达100斤，可以吊运钢筋、混凝土、防护网等物料，只要短短几分钟，就能运送到各个作业面，不仅节省了人力，也为汛期山体治理抢出宝贵时间。

动态调水混合式抽蓄补齐储能短板

雅砻江流域目前正在建设全球规模最大的水风光一体化清洁能源基地，规划总装机7800万千瓦。

来看这个模型。两河口水电站、柯拉光伏电站和索绒光伏电站这三个电站组成了全球最大的“水光互补”项目，水光互补是通过水电来调节不稳定的光伏发电，但是存不住多余电力；在牙根一级水电站筑起大坝，拦蓄两河口水电站泄流的水流，形成库容4100万立方米的水库，就像一个巨型的“调节器”，也是能源的“储存器”。在白天光伏发电充裕时，通过可逆式机组，把两河口下游水库里的水，抽回两河口上游水库储存起来，消耗掉富余的电力，把存不下来的电能转换成水能；在夜间用电高峰，光伏不能发电时，再放水下流，既能在两河口电站发电，也能在下游牙根一级电站再次发电。通过水电调峰、水库储能，破解了光伏发电不稳定的难题。

项目建成后，能将700万千瓦左右随机波动的风电和光伏发电，调整为稳定的优质电源。让清洁能源实现优势互补，让绿电接得住、送得出。

陕电入皖特高压工程正式投产

6月30日，陕北到安徽正负800千伏特高压直流输电工程全面建成投运，这是我国“十五五”时期首个投运的特高压直流输电工程。工程投运后，每年可替代燃煤消耗550万吨，减少二氧化碳排放1420万吨。同时，工程还将为安徽迎峰度夏提供强大的电力供给，有力支撑安徽及华东地区可靠用电。

能源创新动能持续迸发

能源领域捷报不断，尽显我国能源高质量发展强劲势头。

我国东北首座光热电站投产发电

6月29日，我国东北首座光热电站——中广核吉西基地10万千瓦光热电站在吉林省大安市投产发电.该电站是我国纬度最高的光热电站，储热时长可达8小时，具备24小时安全稳定连续运行的能力。据了解，这种电站主要通过大面积的反射镜阵列将太阳光聚焦到集热装置上，从而实现储能。项目投产后，预计年发电量1.8亿千瓦时，等效节约标煤消耗约5.4万吨，减排二氧化碳约13.9万吨。

新疆：鲁克沁油田累计产量突破千万吨

记者6月29日从中国石油了解到，位于新疆吐鲁番火焰山下，世界海拔最低超深特稠油油田——鲁克沁油田累计产油量突破1000万吨。

据介绍，超深特稠油是指埋藏在地下数千米、黏度高达常规原油百倍以上、常温下状如黑泥几乎无流动性的极端难采石油资源。因此在这里，传统热采技术完全失去适用性。开发初期，油田曾面临“无成熟经验可借鉴、无配套技术可沿用”的困局。