如何解决大规模新能源并网后的消纳难题.docVIP

PAGE 1 如何解决大规模新能源并网后的消纳难题 摘要：电化学储能的技术进步是电力系统和新能源发展的利好，可在电力系统源网荷三方面同步应用的技术，也是有可能改变传统电力系统规划运行的一项重要技术。 传统化石能源日渐枯竭，气候变化和环保问题日益突出，催生了以风电和光伏发电为代表的新型突飞猛进，但由于其波动性、间歇性特征，伴随着大规模新能源并网而来首当其冲的是消纳矛盾—弃风弃光始终难以彻底解决。 对于消纳问题，各利益方站在不同的立场，从资源禀赋、规划、政策和制度多个方面提出了很多建议，但效果并不理想。新能源消纳是一个系统工程，与电源结构、电网互联程度、负荷特性休戚相关，需要政府、电网、发电企业和用户共同努力 。 1、新能源为什么会有消纳问题？ 宏观上看，新能源消纳既有新能源发电本身友好性不高的问题，也有电力系统自身调峰能力不足的问题，源网友好性是新能源消纳问题的主要症结。 电力系统由负荷、电源、电网三部分组成，其具有供需动态平衡特征，即电力商品的发输配用全环节必须同时完成，且电力不易大规模存储。这一特征，决定了新能源电力消纳是电力（功率）的瞬时平衡，而发电量只是消纳结果的体现，不能作为衡量消纳好坏、横向比较的指标。长期以来，由于对电源结构规划的重视不够，没有充分认识“基荷、腰荷、峰荷电源结构”这一概念，导致电源装机容量虽然富裕了，但系统调峰问题却更加突出。发达国家十分重视合理的电源结构，使基荷、腰荷、峰荷电源保持最佳比例。如果要用国外一些国家的消纳水平与中国作比较，那么首先要从电源结构这一主要“硬件”比起。 电力负荷曲线示意图 新能源（如风、光）能量密度低、稳定性较差，其发电具有波动性、间歇性，反调峰特性、极热无风、极寒无光等特征，即系统需要电力时新能源发电少甚至没有、系统要减少发电出力时往往又是新能源大发时段，这会让系统调峰矛盾雪上加霜，也就形成了所谓的“弃电”时段。负荷低谷期，日内是夜间、年内是冬春两季，负荷水平接近常规机组的最小技术出力，这时系统接纳新能源的空间较小，但恰恰是风电大发时段；负荷高峰期，如夏季大负荷期，需要电源发电，但又属于小风季节。光伏发电与风电虽有一定的互补性，但整体上并没有改变新能源的出力特性。 新能源消纳理论示意图 因此，当新能源发展初期，规模较小，全额收购是有保障的；但当新能源处于高速发展期，大规模新能源并网，足以改变地区电源结构和发电特性，消纳问题会逐步加重；如今，我国新能源（风、光）装机容量占全国装机的比重超过20%，局部地区超过50%，电力系统特性正在发生变化，新能源消纳问题将会成为电力系统规划运行的一个重要课题，也从单纯的技术问题更延伸至“利益之争”。 2、新能源消纳的“利益之争” 理论上，风电、光伏发电具有零边际成本的经济效益和零边际排放的环保效益，但其利用小时数偏低，风电大多不超过3000小时，光伏发电大多不超过2000小时，大规模并网运行将会拉低电力系统整体利用率，需要从系统整体经济性的角度去衡量新能源发展规模的上限。 新能源在电力系统中的地位。没有新能源接入时，系统备用只需要考虑负荷波动；有新能源接入时，系统备用需要考虑负荷和新能源两者的波动，增加了系统运行成本。当前，我国风电、光伏发电装机占比20.6%，消纳市场已经捉襟见肘，但全年风光发电量仅占8.6%。2017年，德国风电和光伏发电装机占比46.6%，全年风光发电量占17.8%。新能源要成为所谓的“主力电源”任重道远。 全国电源结构演进（2005-2019年） 数据来源：中电联统计数据整理 全国发电量结构演进（2005-2019年） 数据来源：中电联统计数据整理 新能源与其他电源。为保障全额消纳新能源电力，负荷低谷、新能源大发时段，其他电源若深度调峰，要付出高昂的调峰成本。新能源出力变化快，当以煤电机组为主的常规电源深度调峰，导致制粉、除灰、油、汽、水等系统频繁调整，电厂设备磨损大、煤耗高，不安全、不经济运行，迫使部分低碳机组高碳运行。随着大规模新能源并网，如果过分强调新能源全额收购，新能源发展只片面强调成本需求，而不注重系统友好性的提升，则其大规模发展会让其他电源背上沉重的调峰负担，也限制了新能源发展的空间。 新能源与电网建设。2018年，国家能源局印发《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》（国能发新能〔2018〕34号），其中有一条是“电网企业负责投资建设接网工程”，由此可以看出，新能源配套接网工程最起码是低效投资。大规模新能源接网和外送工程建设，由于其利用率低（即使按风电年利用小时数3000小时计算，电网工程超过60%的时间处于闲置状况），虽可纳入电网输配电价，但在现行核价规则下，其投资仍难以取得合理回报，这给新能源富集区域的电网企业背上了沉重的负担，又会变相地形成了区域间的“交叉补贴”。 3、提升新能源