近日，國家層面為挖掘系統(tǒng)靈活性資源潛力，出臺了多個文件。例如，國家鼓勵發(fā)電企業(yè)通過自建或購買調峰儲能能力的方式增加可再生能源發(fā)電裝機并網(wǎng)規(guī)模，國家華中監(jiān)管局也于近日發(fā)布《新型主體參與華中電力調峰輔助服務市場規(guī)則（征求意見稿）》。
除了國家層面挖潛調峰外，多地也在不斷加碼深度調峰——國網(wǎng)華北分部、京津唐電網(wǎng)開展火電機組20%深度調峰改造、山東存量煤電機組按30%—40%的最小技術出力水平改造、山西八成以上火電機組參與深度調峰等。
在受訪的業(yè)內人士看來，“十四五”期間，我國負荷峰谷差加大是系統(tǒng)調峰需求的主要來源。新能源快速增長和負荷峰谷差持續(xù)拉大成為趨勢，新能源“極熱無風、夜間無光”特征突出，對電力保障穩(wěn)定供應、實時平衡提出了新要求、新挑戰(zhàn)。
負荷峰谷差是系統(tǒng)調峰需求主要來源
受訪的業(yè)內人士普遍認為，“負荷側帶來的調峰需求更大”。未來第二產(chǎn)業(yè)用電占比逐步降低，第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電占比不斷提升。與第二產(chǎn)業(yè)相比，第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電日負荷曲線的日負荷率更低、峰谷差更大。“經(jīng)過測算，我們判斷負荷峰谷差帶來的調峰需求將大于新能源帶來的調峰需求。”一位不愿具名研究人士接受記者采訪時表示。
最典型的負荷調峰是今年1月寒潮期間，出現(xiàn)了冬季高峰大于夏季高峰的情況，負荷同比突增20%，在發(fā)電側“火力全開”、電網(wǎng)側手段用盡、負荷側按需管理的情況下，總體上確保了電力電量平衡。“寒潮等極端氣候下電力需求明顯增加，保障電力供應難度大。我國中東部非供暖區(qū)域過去35年共發(fā)生寒潮43次，單次影響面積為110萬平方公里，氣溫下降14℃，負荷增長達2億千瓦。”中國、西安交通大學電氣工程學院名譽院長邱愛慈表示，目前，電網(wǎng)已進入緊平衡時代，未來供電保障壓力還將不斷增加。
華南理工大學電力學院電力經(jīng)濟與電力市場研究所所長陳皓勇對記者表示，我國電源結構仍以煤電為主體，靈活性不足，調峰能力有限。系統(tǒng)調峰資源除了需求響應外，還有抽水蓄能、新型儲能以及常規(guī)水電、氣電、火電靈活性改造等。“隨著風、光在內的新能源大規(guī)模接入，電力系統(tǒng)調峰壓力日益增大，特別是低谷調峰能力嚴重不足。”
國網(wǎng)能源研究院有限公司能源戰(zhàn)略與規(guī)劃研究所高級研究員楊捷預計，“十四五”末，國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)調峰需求仍以負荷峰谷差調峰需求為主，約占總需求的2/3，同時新能源調峰需求快速增長。隨著新能源規(guī)模快速增長和用電結構深度調整，“十四五”期間，國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)靈活性資源需求仍將持續(xù)增長。
向新能源利用率與發(fā)電量占比兼顧轉變
除了負荷峰谷差調峰外，“十四五”新能源帶來的調峰需求同樣不容小覷。有研究表明，新能源發(fā)電量占比超過10%，新能源接入引起的系統(tǒng)成本將顯著上升。在業(yè)內人士看來，新能源消納模式應該追求“合理利用率”，即在允許一定的棄風、棄光和切負荷的情況下，追求全系統(tǒng)的綜合成本最小。
上述研究人士表示，從能源供應系統(tǒng)全局出發(fā)，新能源消納水平理論上存在總體最經(jīng)濟的“合理值”。新能源“合理利用率”可定義為：使全社會電力供應成本利用率。總體來看，新能源發(fā)展規(guī)模隨利用率控制目標降低而增加，電力供應成本則呈“U型曲線”變化，拐點即對應經(jīng)濟性的新能源規(guī)模和合理利用率。“各省電源結構和負荷特性不同，若都以95%利用率水平作為目標，并不一定是最科學和最經(jīng)濟的，既給電力系統(tǒng)帶來巨大的調度和運行壓力，也影響了新能源的合理發(fā)展和科學利用。”
邱愛慈也認為，以新能源利用率為目標布局發(fā)展新能源，加之系統(tǒng)調峰能力存在缺額，不足以支撐高比例新能源消納。隨著新能源裝機容量增加，新能源電量占比不斷提高，新能源利用率將呈現(xiàn)逐漸下降趨勢。“我們預測，2030年，以新能源發(fā)電量為目標布局新能源，可提升新能源電量占比1.75個百分點，但新能源利用率會降低1.87個百分點。隨著新能源裝機占比的不斷提升，新能源對電量平衡的支撐作用明顯，但對電力平衡支撐能力較弱，不足以保障高比例新能源接入電力系統(tǒng)的供電可靠性。”
邱愛慈表示，若“十四五”新增跨區(qū)跨省輸電工程按照計劃投產(chǎn)，已建在建通道全部達到設計輸電能力，2025年新能源發(fā)電量預計可達1.31萬億千瓦時，利用率為95%，電量占比17%；2030年新能源發(fā)電量1.98萬億千瓦時，利用率91%，電量占比為22%。“新能源電量滲透率與利用率間相互制約，以新能源利用率為目標的消納模式亟需向兼顧新能源利用率與發(fā)電量占比轉變。”
各地應急負荷亟需形成合力
應對電網(wǎng)調峰壓力，陳皓勇認為，從電網(wǎng)側來講，一是需要從結構上提高電網(wǎng)調峰能力，如增建抽水蓄能、新型儲能、氣電，加強火電靈活性改造，發(fā)展需求響應和虛擬電廠技術等；二是提高電網(wǎng)調度控制水平；三是積極穩(wěn)妥地開展體制機制改革和創(chuàng)新。
受訪的業(yè)內人士還提出，調峰壓力是由“源-網(wǎng)-荷”三者共同產(chǎn)生，也應該由三者共同解決。就調峰現(xiàn)狀而言，電網(wǎng)從調度層面已經(jīng)通過抽水蓄能、省間互濟、臨時市場等方式來緩解調峰壓力，未來還需要通過建立跨區(qū)域調節(jié)的市場化機制，在全國范圍內實現(xiàn)調峰資源的配置。
以長三角地區(qū)用電量為例，各省資源稟賦和結構差異較大，目前調峰難的問題已由上海電網(wǎng)擴展到江蘇電網(wǎng)、浙江電網(wǎng)以及安徽電網(wǎng)等多個電網(wǎng)。但各省調峰資源忙閑不均，全網(wǎng)系統(tǒng)優(yōu)化作用尚未充分發(fā)揮，應急互備能力有待提升。“在各省應急負荷側響應資源尚未統(tǒng)籌共享形成合力的當下，亟需探索省市應急負荷側響應資源統(tǒng)籌共享機制，發(fā)揮協(xié)同倍數(shù)效益。”上述研究人士建議。
邱愛慈表示，在跨區(qū)直流運行方式靈活性欠缺的情況下，新能源跨區(qū)消納難度大。當前，特高壓直流通道多按二段式運行，不能有效跟隨送、受端新能源和負荷特性。“我們測算，2030年，送、受端電網(wǎng)新能源利用率將分別由當前的98%、100%降至85%、95%左右，在送、受端電網(wǎng)新能源同時受限消納的情況下，電網(wǎng)跨區(qū)互濟作用會凸顯，對跨區(qū)直流通道運行方式靈活性也提出更高要求。”
文章轉自：北極星電力網(wǎng)
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