电网运行管理方式需全方位变革 提升电力系统灵活性是第一要务

“‘十三五’期间，江苏电网新能源装机占比由9.9%提升到24.7%，新能源发电量占比由3.8%提升到10.3%，构建以新能源为主体的新型电力系统具备基础。但同时，新型电力系统也对电网发展提出更高要求，目前集中面临一些问题。”近日在“2021国际能源变革对话”之新型电力系统建设分论坛上，国网江苏电力副总经理夏勇表示。

夏勇指出，江苏用电负荷与电源的南北逆向分布特征明显，全省约80%的新能源装机并网在苏中、苏北地区，后续新增风电、光伏项目多在长江以北，但60%以上用电负荷在苏南，大量富集电力必须送往苏南消纳。随着新能源高比例接入，发电侧不确定性增强、出力难以按需控制，急需“保底型调节电源”“储能型调节电源”动态跟踪新能源发电，以解决高峰时段保供应、低谷时段保消纳的矛盾。

据记者了解，这不是江苏一地面临的考验。

提升电力系统灵活性是第一要务

新能源大规模接入，改变着传统“源随荷动”的发用模式，以抽水蓄能电站为代表的灵活性电源建设随之加速。国家电网公司发展部副主任张正陵透露，国网经营区已核准在建抽蓄电站装机4828万千瓦，其中“十四五”投产2910万千瓦。到2025年、2030年，全国抽蓄装机容量将分别达到6300万千瓦、1.2亿千瓦。

但在中国工程院院士黄其励看来，即便上述规划全部完成，调峰能力仍远远不够。“过去只需面对负荷侧变化，白天晚上、节日非节日、冬天夏天虽不一样，但发电侧多为大容量、集中式、高度自动化，可以控制调节。未来，80%-90%的电力来自因天气、季节等条件变化而不稳定的电源，加上用户侧还有各种各样、越来越高的需求，电网两头均存在不可控性。要发展好新能源，提升电力系统灵活性是第一要务。”

目前，我国灵活调节电源装机占比不足6%。黄其励表示，按照国际经验，该比例要达到10%-15%，才能较好平衡用户侧需求。“电力规划不仅要规定装机总量，还应明确电源结构分布，包括在总量里有多少是基本负荷、多少是中间负荷、多少是带尖峰负荷等。可惜长期以来并无相关内容。”

早前在接受记者采访时，国家应对气候变化专家委员会委员王志轩也称，消纳新能源发电能力主要取决于灵活电源配置，但其调节能力先天不足。“已有研究基本针对日发电，比如白天有太阳、晚上没太阳怎么办，最多考虑一周时长。当新能源发电占比越高、长期性可调节电源占比越低时，以大面积供应短缺为主要特征与电网安全稳定相叠加的复合型风险就越高。这类事件概率虽小，一旦发生破坏性却很大。”

电网调度、运行成本挑战巨大

新能源高比例接入与灵活调节能力之间的矛盾，还带来一系列连锁反应。

国家电力调度控制中心副主任孙大雁表示，电网调度同样面临挑战。“新能源发展10多年，调度也在观察它、熟悉它，传统电网运行管理方式越来越难以支撑，从理论、技术到政策、规则等，全方位都发生改变。加上用户侧也在变化，调度需在两个不确定性之间寻找‘确定’。”

孙大雁坦言，部分时段已现灵活性电源不足的危机，电力可靠供应保障难度加大。“抽蓄装机尚且不足，储能发展还在幼年期，灵活性调节离不开煤电。但目前，各大电源投资主体多瞄准新能源，投资传统能源领域的意愿越来越低。煤电亏损面整体已达50%左右，而且即便现在投了，再过十年二十年，退出概率也比较大。在这种情况下，稳定可控资源越来越少，将来新能源出力不足时，靠谁来满足用电需求？这不是调度一家研究的问题，需要凝聚各方力量。”

黄其励认为，煤电机组灵活性改造是眼前行之有效的对策，但也是“不得已而为之”。“以60万千瓦超超临界机组为例，负荷从设计值的70%以上降到30%，技术上可行，度电煤耗至少增加50克。去年全国平均供电煤耗为307克/千瓦时，若因降低负荷而增加16%的煤耗，这是一个很大的数值。”

国网能源研究院副院长王耀华也称，不同于以传统化石能源发电为主的系统，燃料费用占比较高，在新型电力系统中，灵活性电源建设改造及运行成本比重增加。“我国灵活性电源少，短期内风电、光伏发电技术进步带来的成本下降，难以抵消灵活性电源及电网成本的上升。长远来看，电力供应成本达峰后逐步下降，但相比当前系统仍将小幅提升。”

发展需求侧灵活性资源不可或缺

王志轩提出，针对新能源波动性、随机性带来的影响，行业已有高度认知，对策研究较多，目前处在破题阶段。但对于小概率自然现象引起的能源安全风险，如大面积、持续性长时间的阴雨天、静风天带来的电力断供风险认识不够。“决策者、电力系统、新能源企业等不同主体，认识仍停留在技术层面。仅靠电力行业、电网企业不可能独立防范，如何在实现目标的过程中守住能源电力安全底线，政策作用不可替代。如煤电灵活改造的投资回收机制、机组安全备用的政策落实等问题，都是能源转型中遇到的新情况，也是‘学费’的一部分。”

张正陵表示，国家电网将全面实施电源灵活性改造，计划在负荷中心建设一批应急备用和调峰电源。到2025年，“三北”、东中部地区分别完成改造2.2亿、1亿千瓦以上。同时在气源有保障、电价承受力较高的地区布局气电，到2025年，国网经营区气电装机达到1亿千瓦。

“仅靠电源侧一方难以满足调节需求，充分发挥需求侧资源价值十分迫切和必要。”王耀华认为，随着分布式电源、储电、储热、柔性调节等技术应用，工业企业、商业建筑等用电负荷，蕴藏巨大的可调节资源，可通过需求侧响应等方式参与系统调节。“预计到2025年，我国电力需求响应规模达到7000万千瓦，约占最大负荷的4%。长期来看，需求响应资源在高比例新能源电力系统中有望突破20%，但目前对调节能力挖掘不足。”

多位专家还提出，技术决定了系统灵活性的潜力，需要完善的政策及市场机制支撑。“一方面，应该对各类资源的系统可调度能力作出要求，通过技术标准、出台管理规范等，明确承担共同但有区别的责任；另一方面，可以引入针对系统灵活性资源的市场种类或产品，引导源网荷储灵活互动，提升市场运行灵活性。”王耀华称。