守牢底线 高质量保障能源安全

来源：《中国电力报》 时间：2023-03-16 15:16

饶建业 徐英新

核心提要

　　●越高的利用率意味着越高的系统附加成本，包括配套电网、储能和系统调节能力建设等，因此新能源利用率的合理水平仍需要深入研究

　　●推动分布式新能源向多能源品种和多元化应用场景发展，与交通、建筑、工业、城市、农业水利等领域深度融合，大力实施新能源跨界绿色应用

　　新型能源体系的建设应积极为国家“双碳”目标提供支撑，促进我国能源安全供应和绿色低碳转型。

高比例新能源发展面临挑战

　　构建新型能源体系，加快推进新能源大规模发展，目前看仍将面临多方面挑战。

　　一是电力需求高速增长下结构调整难度大。与西方国家不同，我国电力需求仍将保持刚性高速增长。欧美国家多年来电力消费持续低迷，增速停留在1%~2%左右的低水平，在新增用电量较少的背景下开展绿色转型，“船小好调头”。而我国电力消费总量大，增速快，预计“十四五”时期仍将保持在5%以上，在高速增长的同时要实现绿色转型，困难重重。

　　二是电力安全保供压力大。按照电力平衡测算，结合当前电源、电网工程投产进度，预计2023年仍将有部分省份出现电力供需偏紧的局面，尤其是在中东部经济发展较快的地区。

　　三是新能源发电的可靠替代尚未形成。近年来我国新能源装机占比和发电量占比均显著提升，但电力支撑能力不足，对电力保供的贡献度较小。预计2030年新能源装机占比达到43%，发电量占比达23%。未来将通过必要的技术手段，要求新能源在电力系统最关键时候出力，这是高比例新能源发展的必然要求。

　　四是清洁能源供需在空间和时间上不平衡矛盾突出。我国80%水电资源位于西部，90%陆上风电资源集中在北部，但是75%的用电负荷中心位于中东部，电源与用电负荷空间分布不均。此外，由工商业和居民用电习惯决定的负荷侧用电曲线，与由新能源特性决定的电源出力曲线存在时间错配。这都会带来经济成本上升和技术方案难实现等问题。

　　五是新能源消纳压力加大。近年来，我国积极采取了一系列清洁能源消纳措施，可再生能源消纳水平大幅提升。未来随着新能源快速发展，将难以长期维持在较高水平。同时，越高的利用率意味着越高的系统附加成本，包括配套电网、储能和系统调节能力建设等，因此新能源利用率的合理水平仍需要深入研究。

　　六是高比例新能源接入增加了电力系统安全稳定运行难度。首先，高比例新能源增加了系统日常调节难度。其次，新能源出力和用电负荷特性不匹配增加保供难度，尤其在极端气候条件下的保供困难突出。最后，新能源大量采用电力电子器件，导致系统更加复杂，转动惯量降低，增加了电力系统安全稳定运行风险。

　　七是传统电力调度运行体系难以适应新能源快速发展需求。大量新能源发电和分布式发电接入系统，难以做到全面可观、可测、可控，传统的调控技术水平、信息安全防护能力仍有待进一步提升。此外，分布式发电、新型储能、车网互动（V2G）等逐步推广，使得现有电网调度模式难以适应源网荷储多向互动的运行需求。

十招推动新能源高质量发展

　　为实现新能源高比例高质量发展，结合我国能源资源禀赋和当前技术水平，可考虑采取十方面举措。

　　一是加快大型风光基地多能互补开发。按照新能源、煤电、电网“三位一体”的原则，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠集中连片的大型风光基地开发，我国已规划沙戈荒风光基地规模约4.55亿千瓦。随着基地工程陆续开工，预计到2030年左右，我国新能源规模将达到15亿~16亿千瓦。

　　二是科学布局跨省跨区输电通道。结合沙戈荒基地和西南水电基地开发消纳需要，充分利用存量跨省跨区输电通道，同时继续扩大“西电东送”和“北电南送”的规模。预计2030年全国跨省区输电规模达到5亿千瓦左右，2040年~2060年维持在5.8亿千瓦左右的规模。

　　三是增加系统协调优化运行能力。加快建设支撑性调节电源，实现系统调峰能力有效提升，促进新能源大规模消纳。对于调节电源中的抽水蓄能电站，项目规划建设不仅要结合电站建设的地理、水文特性，还要统筹考虑系统、负荷、电网条件，与电网建设、新能源发展相匹配。

　　四是推进源网荷储一体化项目建设。通过优化整合电源侧、电网侧、负荷侧及储能侧等资源，以先进技术和体制机制创新为支撑，调动市场主体积极性，充分发挥负荷侧调节能力，促进新能源就地消纳，减小电网负担，实现源网荷储优化建设和运行。

　　五是推动分布式新能源跨界融合发展。大力发展分布式新能源，实现“大电源、大电网”与“分布式能源系统”兼容互补。建设交直流混合的配电网、弹性配电网、智能微电网。推动分布式新能源向多能源品种和多元化应用场景发展，与交通、建筑、工业、城市、农业水利等领域深度融合，大力实施新能源跨界绿色应用。

　　六是加快新型储能规模化布局。从电力系统角度看，目前储能发展规模仍远远不够，未来10年需要进一步加快新型储能设施建设。预计2030年新型储能规模达到1.5亿千瓦，2050年突破10亿千瓦。此外，新型储能的配置时长也将增加，预计由目前的2~4小时逐步延长至6~8小时。

　　七是大力提升电力负荷弹性。积极加强需求侧响应能力建设，高比例释放居民、一般工商业用电负荷的弹性能力，引导大工业负荷参与辅助服务市场。开展工业可调负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用户侧储能、V2G能量互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范。到2025年电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%~5%。

　　八是建设“电—氢”清洁替代产业体系。氢能既能够作为新能源的用电负荷，成为新能源消纳的途径和措施；又能够作为储能装置，增加系统调节能力；此外，氢能还可以与其他行业耦合，成为交通、冶金、化工等行业深度脱碳的重要途径。预计2060年电、氢占终端能源消费比重合计达到70%左右。

　　九是推进全国统一电力市场建设。加快建设层次分明、功能完备、机制健全、治理完善的全国统一电力市场体系，这将有利于系统中资源、价格、绿电等要素更优化地配置，有利于交易环节优化整合，有利于交易方式灵活高效，有利于交易范围不断扩大，从而在流通环节为新型电力系统建设和运行创造良好的市场环境。

　　十是加强新能源发展的法制保障。目前我国已颁布多部促进新能源发展相关的法律法规。未来在高比例新能源的新型电力系统中，将出现更多新技术、新业态、新商业模式，已有相关法律法规要及时做好修订完善工作，以更好地支撑大规模、高比例新能源发展。

　　（作者单位：电力规划设计总院清洁能源研究院）

　　责任编辑：沈馨蕊