“‘十三五’期間，江蘇電網(wǎng)新能源裝機占比由9.9%提升到24.7%，新能源發(fā)電量占比由3.8%提升到10.3%，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)具備基礎(chǔ)。但同時，新型電力系統(tǒng)也對電網(wǎng)發(fā)展提出更高要求，目前集中面臨一些問題。”近日在“2021國際能源變革對話”之新型電力系統(tǒng)建設(shè)分論壇上，國網(wǎng)江蘇電力副總經(jīng)理夏勇表示。

夏勇指出，江蘇用電負(fù)荷與電源的南北逆向分布特征明顯，全省約80%的新能源裝機并網(wǎng)在蘇中、蘇北地區(qū)，后續(xù)新增風(fēng)電、光伏項目多在長江以北，但60%以上用電負(fù)荷在蘇南，大量富集電力必須送往蘇南消納。隨著新能源高比例接入，發(fā)電側(cè)不確定性增強、出力難以按需控制，急需“保底型調(diào)節(jié)電源”“儲能型調(diào)節(jié)電源”動態(tài)跟蹤新能源發(fā)電，以解決高峰時段保供應(yīng)、低谷時段保消納的矛盾。

據(jù)記者了解，這不是江蘇一地面臨的考驗。

提升電力系統(tǒng)靈活性是第一要務(wù)

新能源大規(guī)模接入，改變著傳統(tǒng)“源隨荷動”的發(fā)用模式，以抽水蓄能電站為代表的靈活性電源建設(shè)隨之加速。國家電網(wǎng)公司發(fā)展部副主任張正陵透露，國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)已核準(zhǔn)在建抽蓄電站裝機4828萬千瓦，其中“十四五”投產(chǎn)2910萬千瓦。到2025年、2030年，全國抽蓄裝機容量將分別達到6300萬千瓦、1.2億千瓦。

但在中國工程院院士黃其勵看來，即便上述規(guī)劃全部完成，調(diào)峰能力仍遠(yuǎn)遠(yuǎn)不夠。“過去只需面對負(fù)荷側(cè)變化，白天晚上、節(jié)日非節(jié)日、冬天夏天雖不一樣，但發(fā)電側(cè)多為大容量、集中式、高度自動化，可以控制調(diào)節(jié)。未來，80%-90%的電力來自因天氣、季節(jié)等條件變化而不穩(wěn)定的電源，加上用戶側(cè)還有各種各樣、越來越高的需求，電網(wǎng)兩頭均存在不可控性。要發(fā)展好新能源，提升電力系統(tǒng)靈活性是第一要務(wù)。”

目前，我國靈活調(diào)節(jié)電源裝機占比不足6%。黃其勵表示，按照國際經(jīng)驗，該比例要達到10%-15%，才能較好平衡用戶側(cè)需求。“電力規(guī)劃不僅要規(guī)定裝機總量，還應(yīng)明確電源結(jié)構(gòu)分布，包括在總量里有多少是基本負(fù)荷、多少是中間負(fù)荷、多少是帶尖峰負(fù)荷等?？上чL期以來并無相關(guān)內(nèi)容。”

早前在接受記者采訪時，國家應(yīng)對氣候變化專家委員會委員王志軒也稱，消納新能源發(fā)電能力主要取決于靈活電源配置，但其調(diào)節(jié)能力先天不足。“已有研究基本針對日發(fā)電，比如白天有太陽、晚上沒太陽怎么辦，最多考慮一周時長。當(dāng)新能源發(fā)電占比越高、長期性可調(diào)節(jié)電源占比越低時，以大面積供應(yīng)短缺為主要特征與電網(wǎng)安全穩(wěn)定相疊加的復(fù)合型風(fēng)險就越高。這類事件概率雖小，一旦發(fā)生破壞性卻很大。”

電網(wǎng)調(diào)度、運行成本挑戰(zhàn)巨大

新能源高比例接入與靈活調(diào)節(jié)能力之間的矛盾，還帶來一系列連鎖反應(yīng)。

國家電力調(diào)度控制中心副主任孫大雁表示，電網(wǎng)調(diào)度同樣面臨挑戰(zhàn)。“新能源發(fā)展10多年，調(diào)度也在觀察它、熟悉它，傳統(tǒng)電網(wǎng)運行管理方式越來越難以支撐，從理論、技術(shù)到政策、規(guī)則等，全方位都發(fā)生改變。加上用戶側(cè)也在變化，調(diào)度需在兩個不確定性之間尋找‘確定’。”

孫大雁坦言，部分時段已現(xiàn)靈活性電源不足的危機，電力可靠供應(yīng)保障難度加大。“抽蓄裝機尚且不足，儲能發(fā)展還在幼年期，靈活性調(diào)節(jié)離不開煤電。但目前，各大電源投資主體多瞄準(zhǔn)新能源，投資傳統(tǒng)能源領(lǐng)域的意愿越來越低。煤電虧損面整體已達50%左右，而且即便現(xiàn)在投了，再過十年二十年，退出概率也比較大。在這種情況下，穩(wěn)定可控資源越來越少，將來新能源出力不足時，靠誰來滿足用電需求?這不是調(diào)度一家研究的問題，需要凝聚各方力量。”

黃其勵認(rèn)為，煤電機組靈活性改造是眼前行之有效的對策，但也是“不得已而為之”。“以60萬千瓦超超臨界機組為例，負(fù)荷從設(shè)計值的70%以上降到30%，技術(shù)上可行，度電煤耗至少增加50克。去年全國平均供電煤耗為307克/千瓦時，若因降低負(fù)荷而增加16%的煤耗，這是一個很大的數(shù)值。”

國網(wǎng)能源研究院副院長王耀華也稱，不同于以傳統(tǒng)化石能源發(fā)電為主的系統(tǒng)，燃料費用占比較高，在新型電力系統(tǒng)中，靈活性電源建設(shè)改造及運行成本比重增加。“我國靈活性電源少，短期內(nèi)風(fēng)電、光伏發(fā)電技術(shù)進步帶來的成本下降，難以抵消靈活性電源及電網(wǎng)成本的上升。長遠(yuǎn)來看，電力供應(yīng)成本達峰后逐步下降，但相比當(dāng)前系統(tǒng)仍將小幅提升。”

發(fā)展需求側(cè)靈活性資源不可或缺

王志軒提出，針對新能源波動性、隨機性帶來的影響，行業(yè)已有高度認(rèn)知，對策研究較多，目前處在破題階段。但對于小概率自然現(xiàn)象引起的能源安全風(fēng)險，如大面積、持續(xù)性長時間的陰雨天、靜風(fēng)天帶來的電力斷供風(fēng)險認(rèn)識不夠。“決策者、電力系統(tǒng)、新能源企業(yè)等不同主體，認(rèn)識仍停留在技術(shù)層面。僅靠電力行業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)不可能獨立防范，如何在實現(xiàn)目標(biāo)的過程中守住能源電力安全底線，政策作用不可替代。如煤電靈活改造的投資回收機制、機組安全備用的政策落實等問題，都是能源轉(zhuǎn)型中遇到的新情況，也是‘學(xué)費’的一部分。”

張正陵表示，國家電網(wǎng)將全面實施電源靈活性改造，計劃在負(fù)荷中心建設(shè)一批應(yīng)急備用和調(diào)峰電源。到2025年，“三北”、東中部地區(qū)分別完成改造2.2億、1億千瓦以上。同時在氣源有保障、電價承受力較高的地區(qū)布局氣電，到2025年，國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)氣電裝機達到1億千瓦。

“僅靠電源側(cè)一方難以滿足調(diào)節(jié)需求，充分發(fā)揮需求側(cè)資源價值十分迫切和必要。”王耀華認(rèn)為，隨著分布式電源、儲電、儲熱、柔性調(diào)節(jié)等技術(shù)應(yīng)用，工業(yè)企業(yè)、商業(yè)建筑等用電負(fù)荷，蘊藏巨大的可調(diào)節(jié)資源，可通過需求側(cè)響應(yīng)等方式參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)。“預(yù)計到2025年，我國電力需求響應(yīng)規(guī)模達到7000萬千瓦，約占最大負(fù)荷的4%。長期來看，需求響應(yīng)資源在高比例新能源電力系統(tǒng)中有望突破20%，但目前對調(diào)節(jié)能力挖掘不足。”

多位專家還提出，技術(shù)決定了系統(tǒng)靈活性的潛力，需要完善的政策及市場機制支撐。“一方面，應(yīng)該對各類資源的系統(tǒng)可調(diào)度能力作出要求，通過技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)、出臺管理規(guī)范等，明確承擔(dān)共同但有區(qū)別的責(zé)任;另一方面，可以引入針對系統(tǒng)靈活性資源的市場種類或產(chǎn)品，引導(dǎo)源網(wǎng)荷儲靈活互動，提升市場運行靈活性。”王耀華稱。(朱妍)