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        新能源電力消納為什么那么難?

        2021/03/17 10:07
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        多年來,風電和光伏發電的波動性、隨機性、反調峰特性、極熱無風、晚峰無光等等已成老生常談,有人怨外送能力不夠,有人說電源結構不合理,也有人要需求響應,新能源電力消納問題好像盲人摸象,顯然還沒有形成共識。個人認為,新能源集中開發模式,按照制約問題出現的先后,依次是應該送出問題、消納問題、系統安全問題。

        新能源發展初期,由于新能源項目開發與電網建設的周期不同、協調不夠,接網和送出問題是首先出現的局部問題。

        新能源發展規模較大時,局部(省級或區域)電力系統出現調峰問題,新能源消納問題會日益突出。

        新能源進一步大規模高占比發展,局部問題逐漸向全系統擴散,由于新能源機組的慣量較小,常規電源占比下降,系統出現調頻問題將日趨嚴重。這也是新能源發展到一定規模必須面臨的系統難題。

        新能源電力消納是一項系統工程,是新能源和電力系統的特征決定的。電力系統不只是發電企業,不只是電網,更不只是用戶,而是由“發輸配用儲”一系列環節組成的系統。所以,新能源電力消納問題要堅持系統思維。

        2020年12月7日的中國能源報,發表了一篇“電力系統靈活性提升難在哪”,引用了《電力發展“十三五”規劃》。“十三五”期間,將在“三北”地區推行熱電機組靈活性改造約1.33億千瓦、純凝機組改造約8200萬千瓦;抽水蓄能電站裝機達到4000萬千瓦左右;全國氣電裝機2020年達到1.1億千瓦以上。然而,“十三五”收官在即,電力系統靈活性提升目標卻遠未完成:截至2020年9月底,我國氣電裝機容量9637萬千瓦、抽水蓄能裝機容量3089萬千瓦,均大幅低于規劃目標;煤電靈活性改造進度更為緩慢,截至2019年底,只改造完成5775萬千瓦,僅為目標改造容量的1/4,且截至目前情況并無明顯改觀。

        究其緣由,就是價格形成機制。長期以來,缺水區域電力系統的調峰、調頻等責任大都由火電機組承擔,但隨著新能源規模越來越大、比例越來越高,以火電機組為主的電力系統已經不堪重負。

        新能源發展的技術邊界在哪里?

        可以確定的是,碳達峰碳中和目標下,以風電和光伏發電為代表的新能源在2030年前將呈更大規模、更高速度發展態勢。在電力系統基本控制理論沒有大進步的情況下,仍要深入研究新能源送出、系統調峰問題和系統頻率穩定問題。

        新能源送出的系統經濟性要給予足夠重視。發電企業更注重電量上網的利益,造成新能源發電機組仍不能承擔其應有的責任。經過十多年的技術進步,新能源發電機組發電效率大幅提升,但涉網性能并沒有得到同步提升,電壓支撐能力、功率控制水平遠不能與常規機組相比??陀^地說,由于新能源利用率不高,電網企業大規模投入新能源接網和送出工程整體效率偏低。經過十多年的發展,資源富集的區域電網送出大多已經飽和,新能源送出全部依靠新增輸電通道解決。這一部分電網投資不產生電量,納入輸配電價有效資產后,一方面會引起輸配電價上升,另一方面即使納入輸配電價也難以取得合理回報。

        電力系統調峰問題相對容易解決。電力系統調峰問題主要反映的是電源結構,水電等靈活調節電源的多寡決定了電力系統調峰裕度,當然與用電端的負荷特性也密切相關。困難的是,新能源富集的“三北”地區多以火電為主,而且多承擔供熱任務,在風電大發的冬春兩季系統調峰能力極小,這也是當前新能源消納問題的關鍵。在現有技術條件下,發電側的靈活調節改造、儲能和需求響應是解決系統調峰問題的三大類措施。如果制定相應的電價引導機制,從發電側、儲能和需求響應三方面發力,系統調峰問題相對容易解決。

        高占比新能源電力系統頻率穩定的認識還不夠。與傳統同步發電機相比,新能源發電機組轉動慣量小或沒有轉動慣量。什么是轉動慣量?簡單說,電力系統是在發電機組帶動下實時平衡的旋轉系統,當系統發生故障時,由強大的發電機群將系統拉回平衡運行狀態。轉動慣量小的系統,抗干擾能力也較小。我們可以假設,當系統替換為新能源機組,系統慣量很小,那么電力系統就成為一個“輕”系統,一點干擾就可能導致系統失穩。一些單位已經研究了高占比新能源電力系統頻率穩定約束,但還沒有提出切實可行的控制措施,這將是新能源發展面臨的另一個即將到來的系統性難題。

        新能源發展的經濟性邊界?

        從政策設計上看,新能源發電側設置了95%的利用率目標,上網電價全面達到平價水平(燃煤脫硫機組標桿電價),消費側設定了可再生能源消納責任權重,電網側輸配價格基本固定,但系統的價格機制還沒有出臺明確的政策。從2020年風電搶裝潮看,電價對于風電發展巨大的驅動作用。未來,上網電價在新能源發展的調節作用將逐步減弱,逐步過渡至市場因素驅動,就需要研究系統的經濟性問題。

        系統成本增加。由于風電、光伏發電的隨機性和波動性,電力系統維持旋轉儲備或額外可調度容量的成本。隨著高比例新能源接入,消納一個單位的新能源電力邊際成本呈幾何級數增加,調節電源的經濟性難以保障。

        電網側成本增加。從電網側看,大規模新能源接網和輸電工程利用率偏低,即使納入輸配電價仍難以取得合理回報。尤其是,風電、光伏發電大型基地,遠離負荷中心,千萬千瓦級新能源外送需配套建設大量匯集和外送工程,且風電、光伏發電利用率不高(風電2000小時左右、光伏1400小時左右),電網工程整體利用率偏低。

        一點應對措施

        新能源側。新能源既然要從補充電源向主力電源過渡,就必須要承擔其主力電源應該具備的技術條件。一是提升涉網性能。新能源發電機組不能只追求發電效率,更應同步提升其發電品質、可控可調性和友好性。二是新能源端配置儲能。從電力系統的基本原理上看,儲能配置于負荷側更有助于提升系統調節性和保證供電的可靠性,但從大型風電、光伏發電基地的角度看,新能源端配置儲能更有助于提升系統安全穩定水平和整體經濟性。如果能出臺“儲能+”的電價,將更有助于推動新能源電力消納。

        電網側。一直以來,出于經濟性和不確定性電源比例較小的考慮,電力系統對于年利用小時低于3000小時的電源接入設計上有一定“輕視”,不考慮N-1等技術要求。但在新能源超常規的新形勢下,需要重新審視新能源接網設計的基本原則,提升系統可靠性和電網工程的經濟性。如果新能源側配置了一定高比例儲能,接入設計是否要考慮N-1原則,儲能集中與分散配置方式均需進一步研究。

        消費側。一般意義上,消費側的用電可持續性和品質要求是持續上升的。但隨著電氣化水平不斷提升,間歇性用電設備也在大量增加,比如新能源汽車充電樁、電熱水器以及一些對于電力可持續性要求不高的負荷,因此建立電需求響應是應對電源端品質下降的重要措施。

        說了這么多,其實就是一句話。要應對大規模高比例新能源發展,就要從電力系統整體出發,設計技術要求和經濟性測算。“碳達峰、碳中和”目標下,新能源發展是肯定的,解決新能源發展的問題,就要堅持系統思維,全方位、全要素發力,如果仍是要求某一方或幾方去完成,努力的空間不大。

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