新型电力系统调节能力建设需求与建议

 

一、当前系统调节能力逐步提升，但仍存在诸多薄弱环节

 

系统调节能力的需求是伴随着新能源的发展而不断扩大的。在标杆电价和国家财政补贴政策的驱动下，新能源自“十二五”以来进入了规模化快速发展阶段，部分地区出现了较为严重的弃风弃光问题，主要集中在“三北”地区尤其是冬季供暖期，系统调节能力不足问题逐步显现，并引起社会的广泛关注。

 

从源网荷三端具体来看，我国“富煤贫油少气”的能源禀赋决定了我国以燃煤发电为主的电源结构，电力系统灵活性较低，然而由于相关配套机制的缺失，我国各类灵活性调节电源建设、改造进展缓慢，难以适应伴随新能源发展日益增长的调节能力需求；部分区域清洁能源消纳受网架影响明显，跨省区通道送电能力未达到设计要求，与此同时，我国现行电力市场交易主要以送受端政府间“网对网”框架协议为基础，送受双方消纳责任不明确，地区间和不同市场主体间利益难以有效平衡，跨省区清洁能源消纳普遍面临着受端市场对外来电价格和曲线要求高的问题；此外，长期运行的电力峰谷电价制度已难以适应电力系统绿色低碳发展的需求，亟需建立电力现货市场等相关机制，进一步提升需求侧灵活性。

 

为应对新能源消纳问题，“十三五”电力发展规划提出“加强调峰能力建设，提升系统灵活性”，高度重视电力系统调节能力建设，从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，充分挖掘现有系统调峰能力，加大调峰电源规划建设力度，着力增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题。规划还提出加快抽水蓄能电站建设和全面推动煤电机组灵活性改造、优化电力调度运行、大力提高电力需求侧响应能力等具体举措。“十三五”期间，在各方的共同努力下，特别是电网企业持续深挖大电网的灵活调节潜力的支持下，全国新能源消纳形势持续向好，新能源利用率持续提升。

 

需要注意的是，系统调节能力依然存在诸多薄弱环节，总体仍处于滞后状态。一方面，电源侧灵活性调节电源建设及改造力度仍显不足，“十三五”期间，火电灵活性改造、抽水蓄能建设分别仅完成了规划目标的40%和50%；另一方面，新能源跨省区输送比例仍然偏低，由于配套电源建设滞后或受电网安全稳定运行的限制，部分跨省跨区通道的新能源电量占比低于30%，跨省区消纳能力还有待提升。总体来看，支撑新能源持续高效消纳利用的基础仍不牢固，系统调节能力建设仍需重点关注。

 

二、未来系统调节能力需求逐步攀升，且呈现不同时空尺度特性

 

“十四五”是碳达峰的关键期和窗口期，对新能源更高速度、更大规模的发展提出了外在需求。同时，“十四五”也是新能源发展由补贴驱动转为市场驱动的转折期，新能源自身的度电成本持续下降，为更大规模发展提供了内在动力。预计“十四五”期间新能源装机将保持年均1亿千瓦以上的高速增长，消纳压力大幅增加。

 

进入“十四五”时期，系统消纳能力不足问题已在局部地区开始显现。受上年度新能源集中新增并网规模大、能耗双控或其他因素导致地区负荷增速下滑、新能源资源条件较好等单一或多重因素影响，局部地区出现弃风弃光短时增长现象，以青海及内蒙古最为突出。可见，弃风弃光发生反复的风险依然存在。经过研究测算，为确保年均新增1亿千瓦以上的新能源维持在合理的利用水平，在抽水蓄能、调峰气电按预期投运的基础上，还需要新增火电灵活性改造1.2亿千瓦以上，并依托存量特高压通道、火电点对网通道以及新建西电东送通道，新增跨省区输送新能源1.3亿千瓦左右，同时建设3000万～5000万千瓦（≥2小时）的新型储能。考虑当前火电灵活性改造缺乏有力的市场激励机制，新型储能的建设成本仍然较高，新能源跨省区外送涉及到送受端网源协调和建设工期等问题，上述措施存在落实不到位的风险。从五年发展来看，系统调节能力需求高，新能源消纳的压力整体较大。

 

展望未来，为构建以新能源为主体的新型电力系统，在水电、核电等非化石能源发展潜力有限的形势下，大力推进风电、光伏发电等新能源发展是能源电力行业实现碳中和的必然选择。在新能源大规模发展的同时，水电、抽水蓄能电站等灵活性调节电源受资源、站址及生态环保等因素限制，发展规模有限；而大部分煤电也将因为碳排放及化石能源利用等问题逐步退出历史舞台，系统内灵活性调节电源比例降至极低，新能源消纳利用形势将更加严峻，系统调节能力需求巨大，对新型储能的建设需求更为迫切。储能通过对电能的时空转移实现调节作用。当前，以锂离子电池为代表的电化学储能技术初步具备了规模化应用的条件，但其更适用于短时的能量转移。新能源成为主体电源之后，高比例新能源的季节性出力特性将更加突出，在新能源低出力的季节，系统供需平衡将难以维系；而在新能源高出力的季节，则可能出现弃风弃光问题。近日，东北地区因煤电降出力少开机，同时新能源低出力导致的拉闸限电，实际就是未来新型电力系统下煤电逐步退出舞台的一个可能场景。从未来发展趋势来看，系统调节能力的建设将更多的依赖于可以满足不同时空尺度的新型储能技术。

 

三、关于系统调节能力建设的几点建议

 

一是关于系统调节能力提升路径。“十四五”期间将以电力消纳为抓手，推动新能源与电力系统的融合发展，加快电源侧灵活调节、需求侧响应、电网联合调节和余缺互济等能力建设，结合我国资源禀赋和当前技术经济发展情况，以降低全系统成本为目标，多措并举有序提升电力系统调节能力。

 

二是关于“十四五”期间系统调节能力建设。源侧，持续推进现阶段最具经济性的火电灵活性改造；以已开工的抽水蓄能电站、新能源+电化学储能电站为主新增一批灵活调节电源。网侧，进一步打破省间壁垒，提升电网的清洁电力灵活优化配置能力，进一步提升跨省区通道的输电能力和新能源电量占比，力争将存量输电通道平均可再生能源电量输送比例提升至40%左右；规划新建输电通道实现可再生能源电量占比百分百达到50%以上；同时探索适应高比例可再生能源电力系统的调度运行体系。荷侧，积极发挥用户侧需求侧响应能力，考虑通过技术改造提升大工业高载能负荷灵活性，发展电供暖、电制氢等灵活负荷，因地制宜发展大数据中心灵活负荷，引导电动汽车有序充放电等方面开展需求侧响应。统筹提升源、网、荷侧协调能力，开展新型电力系统试点示范，试点建设一批高可靠性、高灵活性的新能源绿色电站；积极推动源网荷储一体化就地开发利用模式与示范工程；按照“风光储”“风光水储”一体化开发利用模式，探索建设百分之百可再生能源的新型“西电东送”输电通道。

 

三是关于新型电力系统下的系统调节能力建设。储能是新能源成为主体电源后系统调节能力构建的必然选择。电化学储能、物理储能等新型储能具备建设周期短、布局灵活、技术路线多元等优势，加快发展新型储能势在必行。当前，以锂离子为代表的电化学储能已经初步具备了规模化推广应用的条件，应尽快完善相关政策机制和安全管理条例等，解决规划、建设以及运行中的实际问题。大部分煤电退出，新能源成为主体电源后，应抓紧布局压缩空气、氢储能等更适合长时间尺度的新型储能，来解决可再生能源出力与负荷需求的季节性电量不平衡问题。