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新能源电力消纳为什么那么难?

2021.03.16 来自:能源理论与实践

多年来,风电和光伏发电的波动性、随机性、反调峰特性、极热无风、晚峰无光等等已成老生常谈,有人怨外送能力不够,有人说电源结构不合理,也有人要需求响应,新能源电力消纳问题好像盲人摸象,显然还没有形成共识。个人认为,新能源集中开发模式,按照制约问题出现的先后,依次是应该送出问题、消纳问题、系统安全问题


新能源发展初期,由于新能源项目开发与电网建设的周期不同、协调不够,接网和送出问题是首先出现的局部问题。

新能源发展规模较大时,局部(省级或区域)电力系统出现调峰问题,新能源消纳问题会日益突出。

新能源进一步大规模高占比发展,局部问题逐渐向全系统扩散,由于新能源机组的惯量较小,常规电源占比下降,系统出现调频问题将日趋严重。这也是新能源发展到一定规模必须面临的系统难题。

新能源电力消纳是一项系统工程,是新能源和电力系统的特征决定的。电力系统不只是发电企业,不只是电网,更不只是用户,而是由“发输配用储”一系列环节组成的系统。所以,新能源电力消纳问题要坚持系统思维。


2020年12月7日的中国能源报,发表了一篇“电力系统灵活性提升难在哪”,引用了《电力发展“十三五”规划》。“十三五”期间,将在“三北”地区推行热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦、纯凝机组改造约8200万千瓦;抽水蓄能电站装机达到4000万千瓦左右;全国气电装机2020年达到1.1亿千瓦以上。然而,“十三五”收官在即,电力系统灵活性提升目标却远未完成:截至2020年9月底,我国气电装机容量9637万千瓦、抽水蓄能装机容量3089万千瓦,均大幅低于规划目标;煤电灵活性改造进度更为缓慢,截至2019年底,只改造完成5775万千瓦,仅为目标改造容量的1/4,且截至目前情况并无明显改观。


究其缘由,就是价格形成机制。长期以来,缺水区域电力系统的调峰、调频等责任大都由火电机组承担,但随着新能源规模越来越大、比例越来越高,以火电机组为主的电力系统已经不堪重负。


新能源发展的技术边界在哪里?


可以确定的是,碳达峰碳中和目标下,以风电和光伏发电为代表的新能源在2030年前将呈更大规模、更高速度发展态势。在电力系统基本控制理论没有大进步的情况下,仍要深入研究新能源送出、系统调峰问题和系统频率稳定问题。


新能源送出的系统经济性要给予足够重视。发电企业更注重电量上网的利益,造成新能源发电机组仍不能承担其应有的责任。经过十多年的技术进步,新能源发电机组发电效率大幅提升,但涉网性能并没有得到同步提升,电压支撑能力、功率控制水平远不能与常规机组相比。客观地说,由于新能源利用率不高,电网企业大规模投入新能源接网和送出工程整体效率偏低。经过十多年的发展,资源富集的区域电网送出大多已经饱和,新能源送出全部依靠新增输电通道解决。这一部分电网投资不产生电量,纳入输配电价有效资产后,一方面会引起输配电价上升,另一方面即使纳入输配电价也难以取得合理回报。


电力系统调峰问题相对容易解决。电力系统调峰问题主要反映的是电源结构,水电等灵活调节电源的多寡决定了电力系统调峰裕度,当然与用电端的负荷特性也密切相关。困难的是,新能源富集的“三北”地区多以火电为主,而且多承担供热任务,在风电大发的冬春两季系统调峰能力极小,这也是当前新能源消纳问题的关键。在现有技术条件下,发电侧的灵活调节改造、储能和需求响应是解决系统调峰问题的三大类措施。如果制定相应的电价引导机制,从发电侧、储能和需求响应三方面发力,系统调峰问题相对容易解决。


高占比新能源电力系统频率稳定的认识还不够。与传统同步发电机相比,新能源发电机组转动惯量小或没有转动惯量。什么是转动惯量?简单说,电力系统是在发电机组带动下实时平衡的旋转系统,当系统发生故障时,由强大的发电机群将系统拉回平衡运行状态。转动惯量小的系统,抗干扰能力也较小。我们可以假设,当系统替换为新能源机组,系统惯量很小,那么电力系统就成为一个“轻”系统,一点干扰就可能导致系统失稳。一些单位已经研究了高占比新能源电力系统频率稳定约束,但还没有提出切实可行的控制措施,这将是新能源发展面临的另一个即将到来的系统性难题。


新能源发展的经济性边界?


从政策设计上看,新能源发电侧设置了95%的利用率目标,上网电价全面达到平价水平(燃煤脱硫机组标杆电价),消费侧设定了可再生能源消纳责任权重,电网侧输配价格基本固定,但系统的价格机制还没有出台明确的政策。从2020年风电抢装潮看,电价对于风电发展巨大的驱动作用。未来,上网电价在新能源发展的调节作用将逐步减弱,逐步过渡至市场因素驱动,就需要研究系统的经济性问题。


系统成本增加。由于风电、光伏发电的随机性和波动性,电力系统维持旋转储备或额外可调度容量的成本。随着高比例新能源接入,消纳一个单位的新能源电力边际成本呈几何级数增加,调节电源的经济性难以保障。


电网侧成本增加。从电网侧看,大规模新能源接网和输电工程利用率偏低,即使纳入输配电价仍难以取得合理回报。尤其是,风电、光伏发电大型基地,远离负荷中心,千万千瓦级新能源外送需配套建设大量汇集和外送工程,且风电、光伏发电利用率不高(风电2000小时左右、光伏1400小时左右),电网工程整体利用率偏低。


一点应对措施


新能源侧。新能源既然要从补充电源向主力电源过渡,就必须要承担其主力电源应该具备的技术条件。一是提升涉网性能。新能源发电机组不能只追求发电效率,更应同步提升其发电品质、可控可调性和友好性。二是新能源端配置储能。从电力系统的基本原理上看,储能配置于负荷侧更有助于提升系统调节性和保证供电的可靠性,但从大型风电、光伏发电基地的角度看,新能源端配置储能更有助于提升系统安全稳定水平和整体经济性。如果能出台“储能+”的电价,将更有助于推动新能源电力消纳。


电网侧。一直以来,出于经济性和不确定性电源比例较小的考虑,电力系统对于年利用小时低于3000小时的电源接入设计上有一定“轻视”,不考虑N-1等技术要求。但在新能源超常规的新形势下,需要重新审视新能源接网设计的基本原则,提升系统可靠性和电网工程的经济性。如果新能源侧配置了一定高比例储能,接入设计是否要考虑N-1原则,储能集中与分散配置方式均需进一步研究。


消费侧。一般意义上,消费侧的用电可持续性和品质要求是持续上升的。但随着电气化水平不断提升,间歇性用电设备也在大量增加,比如新能源汽车充电桩、电热水器以及一些对于电力可持续性要求不高的负荷,因此建立电需求响应是应对电源端品质下降的重要措施。


说了这么多,其实就是一句话。要应对大规模高比例新能源发展,就要从电力系统整体出发,设计技术要求和经济性测算。“碳达峰、碳中和”目标下,新能源发展是肯定的,解决新能源发展的问题,就要坚持系统思维,全方位、全要素发力,如果仍是要求某一方或几方去完成,努力的空间不大。




相关线下活动:


第十一届光热发电中国聚焦大会2021(时间待定,中国北京)

第五届光热发电中东北非大会2021(时间待定,阿联酋迪拜)


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