新能源电力消纳为什么那么难？

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。

（来源：微信公众号“能源理论与实践”作者：每天一小步）

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。