我國(guó)是(shì)能源消費大(dà)國(guó),也(yě)是(shì)碳排放大(dà)國(guó),電力行業占能源行業二氧化碳排放總量的(de)42%左右。加快推進電力行業綠色低碳轉型,破解日益增長的(de)電力需求和(hé / huò)環境約束之(zhī)間的(de)矛盾,關鍵之(zhī)舉在(zài)于(yú)構建新型電力系統。
構建新型電力系統面臨多重挑戰
從源的(de)方面看,靈活性發電資源調節能力不(bù)足。近年來(lái),我國(guó)可再生能源發展迅猛,其中風電、光伏增速最快。2010~2022年間,風電裝機量年複合增長率達23.31%,光伏裝機量年複合增速達84.27%;風電發電量年複合增速達25.5%,光伏發電量年複合增速達84.4%,發電量增速與裝機量增速基本保持同步。然而(ér),風光屬于(yú)波動性很大(dà)的(de)不(bù)穩定電源。構建新型電力系統面臨的(de)首要(yào / yāo)問題就(jiù)是(shì)解決靈活性電源不(bù)足。可再生能源亟需靈活電源作爲(wéi / wèi)輔助,而(ér)水電(含抽水蓄能)和(hé / huò)天然氣是(shì)最佳靈活性調節資源,但受資源禀賦所限,發展規模均相對有限,目前隻能依靠煤電靈活性改造。雖然煤電靈活性改造技術成熟,但存在(zài)機組靈活性改造後長期低負荷運行導緻的(de)安全性和(hé / huò)經濟性問題。
從網的(de)方面看,跨區域輸電通道(dào)不(bù)足及互濟能力不(bù)足。可再生能源裝機占比不(bù)斷提高,但受氣候影響大(dà)。伴随着新能源大(dà)基地(dì / de)陸續開工建設,西北地(dì / de)區新能源裝機規模已超過煤電,反調峰特性突出(chū),“夏豐冬枯、日盈夜虧”情況不(bù)斷加劇,負荷高峰時(shí)期電力供需緊張;西南地(dì / de)區雖是(shì)世界上(shàng)規模最大(dà)的(de)水電基地(dì / de),但具有年調節及以(yǐ)上(shàng)能力的(de)水電站比重低,跨季調節能力差,電力供需豐枯、峰谷矛盾長期存在(zài)。當前的(de)跨區域輸電通道(dào)以(yǐ)單向外送功能爲(wéi / wèi)主,雙向互濟能力偏弱。其中,西部地(dì / de)區作爲(wéi / wèi)“西電東送”大(dà)基地(dì / de),除重慶、西藏之(zhī)外,外送電量占發電量的(de)比重均在(zài)20%以(yǐ)上(shàng)。其次,可再生能源送出(chū)通道(dào)重載,電網承接能力不(bù)足。由于(yú)新能源時(shí)間上(shàng)出(chū)力的(de)不(bù)确定性和(hé / huò)空間上(shàng)裝機分布的(de)不(bù)均勻性,電網重要(yào / yāo)斷面日内潮流變化劇烈、反轉頻繁,有可能導緻一(yī / yì /yí)些通道(dào)重載、過載。
從荷的(de)方面看,負荷側資源參與調節的(de)市場機制及基礎設施不(bù)完善。一(yī / yì /yí)是(shì)輔助服務補償力度小。輔助服務補償費用偏低,現階段我國(guó)輔助服務補償費用僅占上(shàng)網電費總額的(de)1.5%;成本向用戶側疏導不(bù)暢,輔助服務費用主要(yào / yāo)由發電企業分攤。二是(shì)提升系統調節能力的(de)電價機制尚未形成。尚未形成促進新型儲能發展的(de)價格機制,電網側替代性儲能電價政策尚處于(yú)研究探索階段;負荷側資源主動參與調節積極性不(bù)高,通過價格信号調動需求側資源的(de)機制還未形成。三是(shì)負荷側新能源微網和(hé / huò)高可靠性數字配電系統發展緩慢,用戶側分布式電源與新型儲能資源智能高效配置與運行優化控制水平尚有待提高。
從儲的(de)方面看,儲能經濟性與安全性不(bù)足。新能源電力間歇性、随機性、波動性的(de)特征十分明顯,因此儲能成爲(wéi / wèi)新型電力系統的(de)必要(yào / yāo)環節。但儲能技術受制于(yú)經濟性、安全性,商業化應用有待進一(yī / yì /yí)步開發。首先,當前儲能成本較高,限制了(le/liǎo)其大(dà)規模推廣應用。其次,當前儲能容量普遍較小,難以(yǐ)滿足大(dà)規模能源儲存需求。再次,儲能技術在(zài)能量轉化和(hé / huò)存儲過程中存在(zài)一(yī / yì /yí)定的(de)能量損失,限制了(le/liǎo)儲能系統的(de)綜合效率。最後,部分儲能技術存在(zài)一(yī / yì /yí)定的(de)安全隐患。
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