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从电源调节性能来看,我国抽蓄、燃机等灵活调节电源比重低,“三北”地区灵活调节电源仅为新能源装机的17.9%,其中东北为新能源装机的7%、西北为新能源装机的2.4%。西班牙、德国、美国的灵活调节电源占总装机的比例分别为31%、19%、47%,美国和西班牙灵活调节电源达到新能源的8.5倍和1.5倍。我国火电装机超过1TW,但调峰能力普遍只有50%左右,“三北”地区的火电机组在供暖期只有20%的调节能力。相比之下,西班牙、丹麦等国家的火电机组都具备深度调峰能力,可调节出力高达80%。
从电网互联互通水平来看,不能满足“三北”新能源外送需要。截至2015年底,西北电网新能源装机60GW,跨区电力外送能力仅16.1GW。东北电网新能源装机已达25.5GW,电力富余20GW以上,跨区外送输电能力只有3GW。而丹麦与挪威、瑞典等国间输电容量8GW,是本国风电装机的1.6倍;葡萄牙新能源装机5.3GW,与周边国家联网容量达2.8GW。
总体来看,我国新能源消纳问题与负荷规模、电源调节、电网互联等关键因素呈强相关性。“三北”地区现有新能源消纳条件不足,而东中部地区的消纳空间没有通过电网互联得到充分利用,是产生弃风、弃光问题的主要原因。此外,我国正在建设全国电力市场,调峰补偿、价格响应等市场机制尚未建立,发电计划由各地政府制定,各省优先考虑本地电厂多发,接受外来新能源的意愿不强,省间壁垒严重,客观上加剧了新能源消纳的难度。
3.2 典型省(地区)电网关键因素定量分析
选取山东、甘肃、蒙东、吉林以及葡萄牙电网作为新能源消纳的典型场景,按照式(10)定量分析新能源消纳关键因素的作用。新能源消纳空间电量与新能源理论电量之间的关系如表3所示。
山东电网新能源装机仅为最大负荷的14%,远小于负荷规模,新能源理论电量为消纳空间电量的13.6%,消纳条件与葡萄牙相当,没有弃风、弃光。
甘肃、蒙东电网新能源装机已经超过最大负荷,外送通道容量不足,加之蒙东电网供暖期调节能力大幅下降,是导致其消纳问题的主要原因。
吉林电网供暖期电源调节能力低,新能源发电需求远超消纳空间,消纳问题突出。非供暖期消纳条件大幅改善,新能源理论电量为消纳空间电量的42.3%,实际运行中吉林电网非供暖期弃风率也控制在10%以内。
葡萄牙电网电源调节性能高出山东、甘肃1倍,且外送通道容量大,能够充分利用欧洲电网整体调节能力,新能源理论电量与消纳空间电量的比值为29.7%,消纳条件良好。
参考吉林非供暖期的新能源理论电量与消纳空间电量的比值,以40%作为理想消纳条件,如果单纯采用提高系统调节能力措施,甘肃电网电源调节性能β需要增加到0.63,增长57%;供暖期的蒙东和吉林电网电源调节性能β需要增加到0.59和0.45,分别增长136%和80%,涉及纯凝及供热机组大面积改造,代价高、技术难度大。如果采用加强电网互联互通的措施,甘肃需要增加外送电量82.0TW•h,供暖期的蒙东和吉林需要增加外送电量70.3TW•h和34.8TW•h,非供暖期的蒙东和吉林需要增加外送电量4.0TW•h和1.5TW•h。按照6000利用小时数核算,甘肃、蒙东、吉林分别需要增加外送通道容量13.7、12.4、6.1GW。从实施效率和成本来看,解决新能源消纳问题最有效的途径,是从电源、电网、负荷三方面综合采取措施。
4 新能源消纳解决措施及生产模拟
4.1 新能源消纳措施
为解决我国新能源消纳问题,“十三五”期间考虑综合采取多项措施：
1）提高电源调节能力。对东北、西北电网火电机组进行灵活性改造,供热机组最小技术出力降低至55%,凝汽机组最小技术出力降低至30%。同时,加快推进东北抽蓄电站建设,到“十三五”末装机规模达到4.1GW。
2）提高电网互联互通水平[10-11]。推进跨区跨省输电通道建设。加强送受端交流电网建设,保证跨区直流能够满功率运行。“十三五”期间,东北、西北电网新建跨区直流外送通道如表4所示。
3）推进“电能替代”,加强需求侧管理[12-13]。东北、西北电网通过电能替代,各新增用电量80TW•h;2020年东北、西北电网预计电动汽车数量可达61万辆和50万辆;引入需求侧响应机制,实现全部负荷的10%参与响应。
