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大规模可再生能源在并网路上,电力系统准备好了吗?

目前,中国电力系统的灵活程度,尚无法满足可再生能源高比例接入的需求。

图片来源:图虫创意

记者 | 席菁华

为实现2030年二氧化碳排放达峰,并力争2060年前实现碳中和的目标,中国将逐步减少对煤炭的依赖,清洁能源正走向主力电源之位。

随着大规模可再生能源接入电网,电力系统亟待进行低碳转型升级。

11月20日,在中华环保联合会、国网能源研究院等机构举办的《聚焦电力辅助服务市场和容量市场》会上,国网能源研究院副总工程师马莉表示,高比例可再生能源接入是未来发展的必然趋势,这对电力系统稳定运行带来了挑战。

可再生能源发电具有间接性和波动性,要求电力系统必须具备一定的应变和响应能力,即灵活性,以保证供电的可靠性。

10月22日,华北电力大学经济管理学院教授袁家海团队等组织发布的《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》报告(下称《报告》)显示,未来高渗透率可再生能源的电力系统,对灵活性的要求更高。

《报告》显示,目前中国各地区电力系统的灵活性调节均存在不足,尚无法满足可再生能源高比例接入的需求。

其中,东北三省由于供热机组占比高、常规机组调峰能力不足,导致电源侧灵活性不足。西北地区现有外送通道利用率不高,导致电网侧灵活性不足。

此外,由于中国电力系统中煤电装机过高,系统灵活性不足,导致长期的弃风弃光问题。

《报告》称,现阶段进行的煤电灵活比例性改造,可以明显提升系统灵活性。但煤电灵活性改造成本、频繁启停成本,以及相应的环境影响,将抬高电力系统的总体供电成本,并不利于电力系统的低碳转型。

与煤电机组相比,燃气机组供电效率高、启停时间短、爬坡速率快,从调节特性看是最佳的调峰电源。随着未来建设成本和气价的下降,气电将为电力系统灵活性提供有力支撑。

《报告》显示,加入多种灵活性资源的电力系统,较仅依靠煤电灵活性改造的系统,弃风电量可减少39.9%。

因此,从长期看,需要合理控制煤电的装机规模,并着重发展气电、储能、需求响应等多种灵活性资源,促进煤电与可再生能源的协调有序发展。

袁家海在上述会议中提出,为实现“碳中和”目标,2050年电力部门需实现零排放,2060年实现负排放。

这需要煤电规模在近期达峰,新能源实现全面平价,灵活性资源开始广泛部署。

中期,煤电有序退出,新能源快速增长,电化学等新型储能设备在电力系统全面部署。远期,煤电完全退出,新能源成为电力主体,多元灵活性资源广泛部署。

在袁家海看来,“十四五”是煤电达峰的最后窗口期,这期间中国不需要再新建煤电厂了。

清华大学电机工程与应用电子技术系教授夏清也表示,国内存量的火电,已经足够起到对电力系统的保驾护航作用。

袁家海团队研究结果显示,中国煤电未来发展的重心,应从装机规模的增长转向功能调整,即挖掘现有机组的容量价值。

马莉对此认为,中国尚未建立完善的容量成本回收机制,在高比例可再生能源背景下,引导火电企业灵活性改造方面无法形成足够激励,因此亟需建立相应机制。

容量成本回收机制,指的是由监管机构根据负荷预测、用户停电损失评估、系统可靠性标准和发电机组可用性等因素,制定容量价格和可补偿容量,为发电机组回收固定成本,进行合理补偿。

马莉同时指出,新能源发电的随机性和波动性,要求交易组织颗粒度越来越精细,新能源与常规能源的辅助服务、容量补偿机制等利益调节机制,需要进一步完善。

中国华能集团能源研究院副总经济师韩文轩建议,加快推动发电侧全电能量充分竞争,推动新能源进入竞争性发电市场。

此外,需建立电力市场、碳排放市场、绿证市场的综合市场,协同煤电淘汰、碳税、绿色金融等政策,充分发挥市场和政策激励和约束作用,加快电力转型。

上述《报告》还表示,应将电力系统灵活性提升目标纳入中长期电力规划,根据灵活性需求合理投资电源建设,引导电厂采用更灵活的运营模式,加快发展储能,并发挥储水、储气和储热等相对成熟的技术应用,实现储能在更大范围的协调优化。

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