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新能源增长预期或加速电网转型

发布时间:2021-07-21 10:04作者:admin 点击:
当前,我国用电需求呈现冬、夏双峰特征,峰谷差仍在不断扩大,电力保障供应难度系数不断加大。电网不转型,不但无法应对新能源消纳难题,就连自身安全稳定也会出现问题。
 
日前,国家发改委、国家能源局发文指出,新能源机组和配套送出工程建设的不同步将影响新能源并网消纳。各地和有关企业要采取切实行动,尽快解决新能源并网消纳矛盾,满足快速增长的并网消纳需求。
 
根据国家能源局的要求,电网企业要落实电力体制改革相关要求,把工作重点放在加强配电网升级改造和接网服务等方面,切实保障试点地区分布式光伏等新能源的大规模接入需求,确保电力消纳。
 
据了解,在“双碳”目标下,各地新能源发展预期大增,这使得电网转型的外部压力进一步加大。只有尽快转型,才能真正对新能源规模化并网张开怀抱。
 
电网运行机理和模式将改变
 
新能源的快速发展和新型用能设备的广泛接入,对电网的挑战正在加剧,从传统电网到新型电网,电力系统的运行特征正在发生显著变化。而构建以新能源为主体的新型电力系统,意味着风电和光伏将成为电源主体,开始进入电量倍增阶段。
 
7月14日,在国家电网有限公司召开的推动新型电力系统建设研讨会上,国网再次明确,要积极推动构建以新能源为主体的新型电力系统,加快建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业。
 
在国家电网有限公司董事长辛保安看来,新型电力系统是传统电力系统的跨越升级。从供给侧看,新能源将逐步成为装机和电量主体;从用户侧看,发用电一体“产消者”大量涌现;从电网侧看,呈现以大电网为主导、多种电网形态相融并存的格局;从系统整体看,运行机理和平衡模式出现深刻变化。
 
清华大学孙宏斌教授团队表示,构建新能源为主体的新型电力系统是实现碳中和的重要路径,也是电网转型的首要目标。研究报告显示,我国可再生能源发电比例将从2019年的30%提高到2060年的90%,这对电网转型提出了硬要求。
 
此外,伴随分布式光伏整县推进行动的试点启动,新能源接入并网需求再度被激发,电网迫切需要转型,以应对碎片化新能源时代的到来。
 
不转型难以保障新能源消纳
 
一位发改委专家以浙江为例向记者表示,“十四五”期间,浙江经济和电力将保持中速增长,全社会最高用电负荷、全社会用电量预计年均增长6%、5.4%,非化石电源装机占比将超过48%。同时风电、光伏等新能源装机体量“倍增”;省外来电占最高负荷比例持续保持约1/3。“高比例新能源、高比例外来电、高峰谷差,‘三高’挑战让电网风险加大。”
 
风电和光伏并不能平衡瞬时电力负荷,同时新能源发电取决于天气状况。“这就意味着,需要顶峰时顶不上,需要暂停时停不下来。”上述发改委专家表示,“与此同时,我国用电需求呈现冬、夏双峰特征,峰谷差仍在不断扩大,电力保障供应难度系数不断加大。电网不转型,不但无法应对新能源消纳难题,就连自身安全稳定也会出现问题。”
 
另外,为适应“三高”、冬夏“双峰”形势下新能源并网和消纳形势,电网各环节建设和运营成本也要增加。
 
根据数据显示,2020年,浙江最高电力负荷9268万千瓦,日最大峰谷差达3314万千瓦,统调尖峰负荷95%以上累计时间为27小时,为了一年中的这27小时尖峰用电,需要建设约5台百万千瓦的发电机组和相关配套设施给予保障,投资高达数百亿元。
 
这就意味着,电网传统的技术手段和生产模式,已不能适应高占比新能源的运行需求。新型电力系统建设,就是推动电网解决保障消纳安全、实现低碳发展、降低用能成本的“三元矛盾”。
 
电网如何走好转型路
 
辛保安认为,新型电力系统是清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动的系统。对于国网来说,推动电网向能源互联网升级的过程,就是推动构建新型电力系统的过程,二者是一个问题、两个视角。
 
孙宏斌团队则从“源网荷储”四个方面,给出了电网转型重点任务建议。在“源”侧构建新能源为主体的电力现货市场,逐步增加现货市场的份额,推动加快市场主体由火电向新能源发电过渡。支持多样化市场主体参与市场,建设多种资源协同的辅助服务体系,明确火电未来的角色定位和转型思路,探索新能源发电固定成本补偿机制。
 
“在‘网’侧,最重要的就是完善输电成本核算机制,完善跨区域交易机制。”孙宏斌团队表示,“在‘荷’、‘储’两侧,则要促进低碳多样化能源生态的电价体系发展,要以电网为首,促进推动氢能相关技术发展,为储能拓展多种商业模式,加大电网的智能化和数字化转型力度。”
 
上述发改委专家表示,电网规划方面,当前亟待解决的问题是加强网架建设,加强网源荷储一体化协同规划,消除新能源送出“卡脖子”环节;中长期则要提高电网柔性,逐渐加强电网友好性,提升对新能源的主动接纳能力,适时进一步增加省间互联,减少大规模新能源送出受阻及带来的稳定性问题。
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