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国网投5000亿建设“新型电网”:大电网如何匹配新型电力系统要求?

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国网投5000亿建设“新型电网”:大电网如何匹配新型电力系统要求?

老电网与新能源的矛盾性问题需要深刻的系统变革。

文|华夏能源网

中国新能源装机在以超预期的速度飞涨。

据官方统计数据,原计划要在2030年实现的风光总装机12亿千瓦目标,在2023年底就已完成了10亿千瓦。照此速度,2024年就可以完成12亿千瓦装机目标,整整提前六年。

然而,另外一个数据也非常值得注意——2023年,煤电电量占比从59%回升至63%,终止了连续4年的下降趋势,涨回到了2019年的水平。

两项数据对比说明,风光发电的电量占比,并没有随着装机大幅增长而上升。新能源“有装机,无电量”的尴尬现状,与中国正在加紧构建的以新能源为主体的新型电力系统并不匹配。

究其原因,有电源侧、用户侧的种种不适应,其中最关键的,还是大电网所表现出的超级不适应。电网消纳的瓶颈问题,正在成为走向碳中和进程中最薄弱的一环。

对这个问题,电网企业其实已经深刻意识到了。华夏能源网注意到,近日,国家电网在2024年工作会议上郑重提出,将“加快建设新型电网,打造数智化坚强电网”。为此,国家电网2024年将投资超5000亿元。

“新型电网”的提法,对标的新型电力系统建设目标。这一提法的深意在于,现有的大电网对间歇性的、不稳定的风光新能源“消化不良”,为适应高比例新能源接入电网的时代,大电网需要从头到脚来一次彻底的革命。

特高压“困局”

近年来,为了适配新能源大发展,国家电网一直在真金白银加大投入,2020年至2023年,国家电网的电网投资分别为4605亿元、4882亿元、超5000亿元、超5200亿元。

国家电网投资的一大方向是特高压,即输电环节。截至2023年年底,西北地区新能源发电装机容量达2.1亿千瓦,占比超50%。未来几年,西北地区风光大基地、沙戈荒项目还将有逾5亿千瓦的装机落地。要将西北地区丰富的风光资源输送到东部,加强特高压建设刻不容缓。

截至2023年底,国家电网累计建成19项交流、16项直流,共35项特高压工程;2023全年投产6项特高压工程,包括驻马店—武汉1000千伏特高压交流工程等项目。2024年,结合各地多条重点特高压工程的建设进展,还有武汉至南昌、川渝1000千伏特高压交流等6项工程,有望在年内建成投运。

但是,即使特高压在狂飙突进加快建设,西北地区的弃风弃光现象还是骤然抬头。过去一年中,在风光新能源装机占比达到65%的青海省,中午高峰时段,电网已经要求新能源场站停止发电三到四个小时。

在西北地区,由于电网系统面临在发、输、配、受端不匹配的问题,窝电、调峰不到位等矛盾也很突出。

比如,青海窝电严重,主要就受限于省内唯一特高压外送通道——青豫直流的外送能力上。青豫直流2020年底建成投运,设计年送电能力400亿度,但直到2023年全年实际送电量尚不及设计能力的四分之一。

青豫直流利用率不达标的原因之一是技术因素。高比例新能源缺少常规电源支撑,叠加新能源的间歇性、不稳定性,给电网带来巨大冲击。在为新能源配套的煤电发电机组尚未到位投产的情况下,青豫直流外送电力组织困难。

尽管青海省正在积极推动第二条特高压通道——海西州送广西通道的建设,但是鉴于青豫直流的前车之鉴,新建特高压线路的必要性备受质疑。

除了根深蒂固的技术因素,风光大基地、沙戈荒基地新能源发出来的电,最终能不能顺利送出去,也很成问题。目前沙戈荒基地外送通道都还只是意向,要想最终落地,送端和受端还要经过艰苦的谈判与博弈。

以已纳入“十四五”规划的库布齐中北部基地的“蒙西至京津翼”通道为例,本来这条通道按规划要落地在河北省沧州市,要实现蒙西发电为中部地区所用,但现在河北南网的电力也是过剩的,河北省内的分布式光伏突飞猛进,和蒙西地区的新能源出力曲线相近。也就是说,河北可能不需要如此大量的外送电力。

此外,在特高压通道路线设计上,中间落地哪些省份,受端和送端的电价、电量如何确定,相关各方也博弈激烈。

按照要求,新建特高压通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。然而,由于新能源的间歇性给电网带来不稳定性,当前西北地区的特高压利用小时数受限,现有特高压线路规划中的新能源比例,也远低于可再生能源50%的要求。据国家能源局数据,2022年,天中、灵绍、祁韶、昭沂、吉泉、陕武等特高压线路可再生能源占比分别为40%、20%、15%、28%和28%。

大手笔投建的特高压通道,需要直面上述种种运营上的窘境。如何突破特高压的特有困局,有待国家电网提出的“新型电网”概念来进一步破题。

配电网迷途

“大基地+特高压”支撑的“电从远方来”模式,受到了行业人士质疑,如中国工程院原副院长、中国工程院院士杜祥琬就极力呼吁“电从身边来”的模式,也就是鼓励中东部分布式新能源的“就地开发、就地消纳”。

但不容乐观的是,中东部的分布式新能源目前正在受到配电网的抑制,消纳难的问题成为“拦路虎”。

中国76%的国土面积上的风能和几乎100%的国土面积上的太阳能都具有开发潜力。以太阳能光伏发电为例,业内专家测算,如果充分利用我国东部地区的太阳能资源发电,可以提供2050年全社会总用电量(15万亿度)的三分之一。

目前,中东部分布式新能源开发卡在了配电网建设不足上。近一年多来,分布式光伏开发走在前面的冀鲁豫等地区,由于配电侧可接入容量有限,特别是农村电网普遍薄弱,随着户用光伏大量接入,很多区域出现配变、线路、主变上送重过载问题。冀鲁豫部分市县,由于配电网台区与线路的承载能力已达到饱和,户用光伏在380伏侧接入已无容量可用,因而暂停了380伏侧的并网申请,待扩容后再开放。

伴随着容量超限问题的持续发酵,一度让市场产生了政策口径不一的错觉:上面要求“应并尽并”,下面却不得不严令“应停当停”。

要解决电网承载力问题,电网公司需要根据户用光伏接入有源配电网需要,加大配电网改造力度,提高户用光伏在低压侧的接入能力。我国北方省份户均配电容量大多在3千瓦左右,而国际上如德国等发达国家和国内浙江等省份,这一数据在6-8千瓦。

配电网在现有基础上扩容一倍,当然是解决方案之一。但问题是,谁来扛起配电网扩容的责任呢?巨额投资谁来承担?这背后有一个机制体制与积极性的问题。

2017年,国家发改委、能源局出台文件,鼓励分布式发电项目与就近的电力用户以多种方式实现电量的就近消纳,电网公司可针对分布式市场化交易收取“过网费”。但是,由于政府希望降低分布式光伏的开发难度,进而规定农户不缴纳上一级电压等级的输电价格,且“过网费”的标准准过低。

现行“过网费”标准减去了输配电价中的交叉补贴、政府性基金和附加,每度电仅有1.5分到5分,如在同一电压等级之下,“过网费”甚至为零。这一标准执行前,在同档情况下,电网公司收取的包括交叉补贴和政府性基金及附加在内的输配电价一般都在0.2元/千瓦时以上。

也就是说,“过网费”标准过低、机制不科学,导致在配电网扩容上陷入了“谁建谁陪钱”的尴尬。

事情的复杂性还不止于此。户用光伏所发电量,最好的消纳方式是“隔墙售电”,但是,“隔墙售电”知易行难。随着分布式新能源越来越多,隔墙用户真的有那么多的用电需求吗?

此外,还不是多与少的问题,现有的配电网从根本上来说还与分布式新能源不相适应。

风能和太阳能的间歇性和不确定性,使得风光机组很难单独运行,需要配套一些功率补偿或平滑的燃煤机组、储能,以及需求响应和电动汽车。后两者既是灵活性措施,又具有不确定性。这就需要一个能集成这一切的新型电网。

现有的配电网络是按单向潮流设计的,不具备有效集成大量分布式电源的技术潜能,需要升级成接纳高比例分布式可再生能源、适应双向潮流的电力交换网络,这便是国家电网投巨资建设“新型电网”的应有之义。

系统结构之变

在火电时代,由于火电机组具有高度的稳定性和可靠性,电力供给可以随着电力需求的变动而变动。用电高峰时段,火电机组开足马力全力供应;用电低谷时段,火电机组减少出力。这一过程中,源随荷动,电网调度是这一系统安全稳定运行的核心。

到了新能源时代,一切都变了。新能源根本就不听电网的调度,电力系统需要新能源多出力时,它可能夜间一度电也发不出来;电力系统需要新能源减少出力的时候,它中午的强光照耀根本停不下来。

也就是说,新能源成为主体电源后“源随荷动”那套传统玩法就玩不转了。到那时,电网的不适应性就不是特高压够不够、配电网够不够的问题了。电网企业不改变原有“源随荷动”的旧思维,建再多的特高压、配电网也无济于事。

在新型电力系统下,要从“源随荷动”转变到双向互动,或者说是“源网荷储一体化”。新能源发电要通过风光火打捆、储能等手段去适应变动不居的电力负荷,电力负荷也要去主动适配不稳定的新能源发电。

目前已成共识的是,新型电力系统的构建,应该把用户侧需求响应的潜力充分发挥出来。有发电央企人士举例称,用户侧中,仅仅一个纺织行业的需求侧灵活调节能力就达到35%,即可调负荷占行业用电负荷的35%。钢铁、电解铝等行业的可调负荷占比,最大也能达到20%。

中国光伏行业协会副秘书长刘译阳此前曾表示,现在的“风光大基地+特高压”、“分布式新能源+配电网”的模式,并非新型电力系统的终极解决方案,未来还是要过渡到能源互联网、源网荷储一体化的发展模式。

源网储荷一体化、双向互动的愿景美好,实施起来离不开电源方、制造业、电网公司等多方形成合力。作为整个系统的关键,现行电网体系将面临灵魂之问:早已习惯了中心化调度、源随荷动的电网企业,做好变革的准备了吗?

以新能源为主体的新型电力系统,将很难用传统大电网的科层式管理逻辑去“理清”。就像分布式新能源“隔墙售电”业务,现有的、高度中心化的电网管理体制就很难与之相适应。数千万个分布式发电设备,与几十亿上百亿的各类用电负荷之间,进行高频、小额、本地化的电能量交换,不可能靠大电网的集中管理和集中市场交易去实现。

就像中心化的银行,永远做不了支付宝的“花呗”“借呗”业务一样,集中式、中心化的大电网不是技术方面不行,而是无法适应分布式这样一个全新的生态结构。

这也要求,电网企业在大手笔建设“新型电网”的过程中,除了上马特高压、配电网等硬件,更需要加强新型电网的软件建设。向着新型电网转型,电网企业甚至需要有“革自己命”的勇气,这是一场深刻的、系统的变革。

本文为转载内容,授权事宜请联系原著作权人。

国家电网

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老电网与新能源的矛盾性问题需要深刻的系统变革。

文|华夏能源网

中国新能源装机在以超预期的速度飞涨。

据官方统计数据,原计划要在2030年实现的风光总装机12亿千瓦目标,在2023年底就已完成了10亿千瓦。照此速度,2024年就可以完成12亿千瓦装机目标,整整提前六年。

然而,另外一个数据也非常值得注意——2023年,煤电电量占比从59%回升至63%,终止了连续4年的下降趋势,涨回到了2019年的水平。

两项数据对比说明,风光发电的电量占比,并没有随着装机大幅增长而上升。新能源“有装机,无电量”的尴尬现状,与中国正在加紧构建的以新能源为主体的新型电力系统并不匹配。

究其原因,有电源侧、用户侧的种种不适应,其中最关键的,还是大电网所表现出的超级不适应。电网消纳的瓶颈问题,正在成为走向碳中和进程中最薄弱的一环。

对这个问题,电网企业其实已经深刻意识到了。华夏能源网注意到,近日,国家电网在2024年工作会议上郑重提出,将“加快建设新型电网,打造数智化坚强电网”。为此,国家电网2024年将投资超5000亿元。

“新型电网”的提法,对标的新型电力系统建设目标。这一提法的深意在于,现有的大电网对间歇性的、不稳定的风光新能源“消化不良”,为适应高比例新能源接入电网的时代,大电网需要从头到脚来一次彻底的革命。

特高压“困局”

近年来,为了适配新能源大发展,国家电网一直在真金白银加大投入,2020年至2023年,国家电网的电网投资分别为4605亿元、4882亿元、超5000亿元、超5200亿元。

国家电网投资的一大方向是特高压,即输电环节。截至2023年年底,西北地区新能源发电装机容量达2.1亿千瓦,占比超50%。未来几年,西北地区风光大基地、沙戈荒项目还将有逾5亿千瓦的装机落地。要将西北地区丰富的风光资源输送到东部,加强特高压建设刻不容缓。

截至2023年底,国家电网累计建成19项交流、16项直流,共35项特高压工程;2023全年投产6项特高压工程,包括驻马店—武汉1000千伏特高压交流工程等项目。2024年,结合各地多条重点特高压工程的建设进展,还有武汉至南昌、川渝1000千伏特高压交流等6项工程,有望在年内建成投运。

但是,即使特高压在狂飙突进加快建设,西北地区的弃风弃光现象还是骤然抬头。过去一年中,在风光新能源装机占比达到65%的青海省,中午高峰时段,电网已经要求新能源场站停止发电三到四个小时。

在西北地区,由于电网系统面临在发、输、配、受端不匹配的问题,窝电、调峰不到位等矛盾也很突出。

比如,青海窝电严重,主要就受限于省内唯一特高压外送通道——青豫直流的外送能力上。青豫直流2020年底建成投运,设计年送电能力400亿度,但直到2023年全年实际送电量尚不及设计能力的四分之一。

青豫直流利用率不达标的原因之一是技术因素。高比例新能源缺少常规电源支撑,叠加新能源的间歇性、不稳定性,给电网带来巨大冲击。在为新能源配套的煤电发电机组尚未到位投产的情况下,青豫直流外送电力组织困难。

尽管青海省正在积极推动第二条特高压通道——海西州送广西通道的建设,但是鉴于青豫直流的前车之鉴,新建特高压线路的必要性备受质疑。

除了根深蒂固的技术因素,风光大基地、沙戈荒基地新能源发出来的电,最终能不能顺利送出去,也很成问题。目前沙戈荒基地外送通道都还只是意向,要想最终落地,送端和受端还要经过艰苦的谈判与博弈。

以已纳入“十四五”规划的库布齐中北部基地的“蒙西至京津翼”通道为例,本来这条通道按规划要落地在河北省沧州市,要实现蒙西发电为中部地区所用,但现在河北南网的电力也是过剩的,河北省内的分布式光伏突飞猛进,和蒙西地区的新能源出力曲线相近。也就是说,河北可能不需要如此大量的外送电力。

此外,在特高压通道路线设计上,中间落地哪些省份,受端和送端的电价、电量如何确定,相关各方也博弈激烈。

按照要求,新建特高压通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。然而,由于新能源的间歇性给电网带来不稳定性,当前西北地区的特高压利用小时数受限,现有特高压线路规划中的新能源比例,也远低于可再生能源50%的要求。据国家能源局数据,2022年,天中、灵绍、祁韶、昭沂、吉泉、陕武等特高压线路可再生能源占比分别为40%、20%、15%、28%和28%。

大手笔投建的特高压通道,需要直面上述种种运营上的窘境。如何突破特高压的特有困局,有待国家电网提出的“新型电网”概念来进一步破题。

配电网迷途

“大基地+特高压”支撑的“电从远方来”模式,受到了行业人士质疑,如中国工程院原副院长、中国工程院院士杜祥琬就极力呼吁“电从身边来”的模式,也就是鼓励中东部分布式新能源的“就地开发、就地消纳”。

但不容乐观的是,中东部的分布式新能源目前正在受到配电网的抑制,消纳难的问题成为“拦路虎”。

中国76%的国土面积上的风能和几乎100%的国土面积上的太阳能都具有开发潜力。以太阳能光伏发电为例,业内专家测算,如果充分利用我国东部地区的太阳能资源发电,可以提供2050年全社会总用电量(15万亿度)的三分之一。

目前,中东部分布式新能源开发卡在了配电网建设不足上。近一年多来,分布式光伏开发走在前面的冀鲁豫等地区,由于配电侧可接入容量有限,特别是农村电网普遍薄弱,随着户用光伏大量接入,很多区域出现配变、线路、主变上送重过载问题。冀鲁豫部分市县,由于配电网台区与线路的承载能力已达到饱和,户用光伏在380伏侧接入已无容量可用,因而暂停了380伏侧的并网申请,待扩容后再开放。

伴随着容量超限问题的持续发酵,一度让市场产生了政策口径不一的错觉:上面要求“应并尽并”,下面却不得不严令“应停当停”。

要解决电网承载力问题,电网公司需要根据户用光伏接入有源配电网需要,加大配电网改造力度,提高户用光伏在低压侧的接入能力。我国北方省份户均配电容量大多在3千瓦左右,而国际上如德国等发达国家和国内浙江等省份,这一数据在6-8千瓦。

配电网在现有基础上扩容一倍,当然是解决方案之一。但问题是,谁来扛起配电网扩容的责任呢?巨额投资谁来承担?这背后有一个机制体制与积极性的问题。

2017年,国家发改委、能源局出台文件,鼓励分布式发电项目与就近的电力用户以多种方式实现电量的就近消纳,电网公司可针对分布式市场化交易收取“过网费”。但是,由于政府希望降低分布式光伏的开发难度,进而规定农户不缴纳上一级电压等级的输电价格,且“过网费”的标准准过低。

现行“过网费”标准减去了输配电价中的交叉补贴、政府性基金和附加,每度电仅有1.5分到5分,如在同一电压等级之下,“过网费”甚至为零。这一标准执行前,在同档情况下,电网公司收取的包括交叉补贴和政府性基金及附加在内的输配电价一般都在0.2元/千瓦时以上。

也就是说,“过网费”标准过低、机制不科学,导致在配电网扩容上陷入了“谁建谁陪钱”的尴尬。

事情的复杂性还不止于此。户用光伏所发电量,最好的消纳方式是“隔墙售电”,但是,“隔墙售电”知易行难。随着分布式新能源越来越多,隔墙用户真的有那么多的用电需求吗?

此外,还不是多与少的问题,现有的配电网从根本上来说还与分布式新能源不相适应。

风能和太阳能的间歇性和不确定性,使得风光机组很难单独运行,需要配套一些功率补偿或平滑的燃煤机组、储能,以及需求响应和电动汽车。后两者既是灵活性措施,又具有不确定性。这就需要一个能集成这一切的新型电网。

现有的配电网络是按单向潮流设计的,不具备有效集成大量分布式电源的技术潜能,需要升级成接纳高比例分布式可再生能源、适应双向潮流的电力交换网络,这便是国家电网投巨资建设“新型电网”的应有之义。

系统结构之变

在火电时代,由于火电机组具有高度的稳定性和可靠性,电力供给可以随着电力需求的变动而变动。用电高峰时段,火电机组开足马力全力供应;用电低谷时段,火电机组减少出力。这一过程中,源随荷动,电网调度是这一系统安全稳定运行的核心。

到了新能源时代,一切都变了。新能源根本就不听电网的调度,电力系统需要新能源多出力时,它可能夜间一度电也发不出来;电力系统需要新能源减少出力的时候,它中午的强光照耀根本停不下来。

也就是说,新能源成为主体电源后“源随荷动”那套传统玩法就玩不转了。到那时,电网的不适应性就不是特高压够不够、配电网够不够的问题了。电网企业不改变原有“源随荷动”的旧思维,建再多的特高压、配电网也无济于事。

在新型电力系统下,要从“源随荷动”转变到双向互动,或者说是“源网荷储一体化”。新能源发电要通过风光火打捆、储能等手段去适应变动不居的电力负荷,电力负荷也要去主动适配不稳定的新能源发电。

目前已成共识的是,新型电力系统的构建,应该把用户侧需求响应的潜力充分发挥出来。有发电央企人士举例称,用户侧中,仅仅一个纺织行业的需求侧灵活调节能力就达到35%,即可调负荷占行业用电负荷的35%。钢铁、电解铝等行业的可调负荷占比,最大也能达到20%。

中国光伏行业协会副秘书长刘译阳此前曾表示,现在的“风光大基地+特高压”、“分布式新能源+配电网”的模式,并非新型电力系统的终极解决方案,未来还是要过渡到能源互联网、源网荷储一体化的发展模式。

源网储荷一体化、双向互动的愿景美好,实施起来离不开电源方、制造业、电网公司等多方形成合力。作为整个系统的关键,现行电网体系将面临灵魂之问:早已习惯了中心化调度、源随荷动的电网企业,做好变革的准备了吗?

以新能源为主体的新型电力系统,将很难用传统大电网的科层式管理逻辑去“理清”。就像分布式新能源“隔墙售电”业务,现有的、高度中心化的电网管理体制就很难与之相适应。数千万个分布式发电设备,与几十亿上百亿的各类用电负荷之间,进行高频、小额、本地化的电能量交换,不可能靠大电网的集中管理和集中市场交易去实现。

就像中心化的银行,永远做不了支付宝的“花呗”“借呗”业务一样,集中式、中心化的大电网不是技术方面不行,而是无法适应分布式这样一个全新的生态结构。

这也要求,电网企业在大手笔建设“新型电网”的过程中,除了上马特高压、配电网等硬件,更需要加强新型电网的软件建设。向着新型电网转型,电网企业甚至需要有“革自己命”的勇气,这是一场深刻的、系统的变革。

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