把握四大趋势,构建新型电力系统(上)

2024/2/28 14:55:30

清洁低碳,以新能源为主体是核心

 

目前,我国的电力生产仍以煤电为主。2020年,我国全口径煤电发电量4.63 万亿千瓦时,占全口径发电总量的比重为60.8%。新能源装机比重约26%,发电量占比仅11.2%。

 

随着我国碳达峰、碳中和进程的推进,以风电、光伏为代表的新能源装机量、发电量将逐步增加,我国电力清洁化程度也将大幅度提升。而在这个进程中,新能源的发电成本与发展布局将成为影响其发展的关键因素。

 

数据来源:国家发展和改革委员会委能源研究所

《新能源发电政策和市场发展展望》

 

01

新能源发电成本快速下降

 

经济性是新能源大规模发展的先决条件。随着技术进步和规模化发展,以光伏、风电为代表的新能源发电 LCOE正在逐年下降。目前中国的集中式光伏和陆上风电的LCOE已经低于超超临界煤电,新能源+储能电源形式的 LCOE可能在2030年低于化石能源。

 

数据来源:Wood Mackenzie Battle for the future 2021: Asia Pacific power and renewables competitiveness report  Analysis of power technology and generation cost trends (LCOE)

 

 

02

集中式与分布式并重

 

“三北”地区是我国风能、太阳能资源最丰富的地区,而我国的负荷中心则集中于中东部地区,负荷中心与资源中心逆向分布的地域特征,是制约我国新能源发展的主要矛盾。为解决这个矛盾,需要从多方面着手:

 

  • 多能互补的大基地。由于新能源发电存在明显的波动性和间歇性特点,特高压线路全部输送新能源电力难以实现。我国“十四五”规划中指出,“要建设一批多能互补清洁能源基地”,通过搭配一定比例的可调节电源,如火电、水电等,实现多能互补,促进新能源消纳。
  • 特高压输电。2020 年,22 条特高压线路年输送电量 5318 亿 kWh,其中可再生能源电量 2441 亿 kWh,同比提高 3.8%,可再生能源电量占全部输送电量的 45.9%。打通了资源优势与经济优势的转换通道,在一定程度上缓解了我国负荷中心与资源中心的不平衡性。
  • 分布式新能源。分布式能源具有布置灵活、能源利用效率高等优势。理论上,发展接近负荷中心的分布式新能源经济性最优,是除特高压工程和多能互补大基地方式外,有效解决逆向分布矛盾的另一种重要方法。

 

“我国东部地区城市应优先开发和使用‘身边来’的能源,同时再加上西电东送的“远方来”的能源,东部能源自给和西电东送相结合,不应坐等西部供应东部,而应转变思路,进行能源自产自销,持续提高能源自给比例。”

 

未来我国将通过多能互补的大基地建设、跨区域特高压外送和分布式新能源建设等方式,构建集中式与分布式并重的可再生能源发展格局,促进新能源发展。

 

 

安全灵活,新能源大规模应用的基础

 

新能源发电的波动性和间歇性要求电力系统必须具备灵活性。若电力系统欠缺灵活性,当常规电源的调节能力不足,无法满足系统净负荷的变化时,为了保证电力系统安全稳定运行,需要在用电需求不足时削减新能源出力,或是在用电高峰时期切除负荷,分别对应“弃风弃光”和“有序用电”的情况。这将会直接影响新能源的消纳,制约新能源的发展。

 

德国是新能源渗透率最高的国家之一。2010年德国弃风率仅 0.33%,但随着可再生能源发电量占比接近 30%,弃风率开始呈上升趋势,到2016年,德国弃风率已经上升至 4.3% 。

 

数据来源:国家发展和改革委员会能源研究所

《京津冀与德国电力系统灵活性定量比较研究》

 

2020年,我国风电+光伏发电量占比约9.5%,弃风率 3.5%,弃光率 2%。随着我国新能源发电量占比的提升,弃风弃光压力将持续增大,对电力系统灵活性的需求将愈发强烈。因此,需要从多个方面提高电力系统的安全性和灵活性。

 

01

扩大调节电源规模

 

现有技术手段中,火电的灵活性改造能大幅改善系统灵活性。已建成的煤电机组通过热电解耦、低压稳燃等技术改造可将最小稳定出力降至20%-30% 的额定容量,且单位千瓦投入仅高于需求侧管理。在改善系统可靠性的同时,能够促进可再生能源的大规模消纳。

 

02

增加储能容量

 

未来以新能源为主体的电力系统,仅依靠火电的灵活性改造无法充分满足灵活性需求。储能作为一种柔性电力调节资源,可以改善和增强电力系统灵活性。在“供过于求”情景下,可以储存多余的风电、光伏出力;在“供不应求”情景下,可以放电缓解短时电力短缺。

 

数据来源:SolarPower Europe

 

储能系统在不同场景均发挥着重要作用:

电源侧:新能源+储能、可再生能源制氢的模式有利于平抑新能源的出力波动,从而促进集中式新能源并网消纳;

电网侧:抽水蓄能+新型储能可以辅助电网实现调峰、调频需求,提高稳定性;

负荷侧:可以利用市场机制(如分时电价、电力现货交易、需求响应等)和分布式新能源结合提升电能清洁化水平,降低用电成本,也有利于保障负荷侧供电的可靠性和连续性。

 

03

挖掘需求侧资源

 

电力系统要时刻保持供需平衡。传统的做法是在负荷需求高时增加发电机组出力,但负荷高峰时段往往持续时间较短,为了满足这部分需求而增加的发电和输配电投资利用率很低,因此减少或者延迟需求侧的电力负荷来实现供需平衡,这便是需求侧响应的核心。

 

通过固态技术实现数据采集,数据处理,终端控制一体化,可以预测并防止负荷激增。通过植入需求管理功能实时响应负载变化,可以提高电力系统的灵活性。

 

2020年浙江省通过工厂、商场、电动汽车充电设施等电力用户参与需求调节,运用市场手段汇聚了577万千瓦削峰负荷、322万千瓦填谷负荷的“资源池”,实现削峰填谷。相当于少建一座500万千瓦级的大型电站。

 

总而言之,在新能源替代传统化石能源的低碳转型进程中,扩大调节电源规模,对燃煤、燃气电厂进行灵活性改造;增加储能容量,包括抽水蓄能和新型储能;挖掘需求侧潜力,如需求侧响应和虚拟电厂技术。将共同成为构建电网系统灵活性和稳定性的基础,保障新能源大规模应用。

 

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