现有电力系统，难以支撑新能源巨量接入

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　　基于化石能源为主的电力系统向双高电力系统转变，将改变交流电网的基本特性。由于新能源机组无法提供有效转动惯量、调频能力，之前不受关注的电力系统频率、电压等问题将重新显现。

 

　　构建以新能源为主体的新型电力系统是能源领域的一场革命。近日，记者从多个论坛上听到业内人士的声音：构建新型电力系统面临安全运行风险大、调节能力不足、电力供应保障难等多重挑战，必须从宏观系统角度思考新型电力系统的构建问题。

 

　　“从系统角度来看，通过重构电力系统自身和运行控制体系，可应对高比例新能源并网，支撑碳达峰碳中和目标的实现。”业内人士称。

 

　　业内普遍认为，目前亟需加强新型电力系统构建研究，完善网源荷储统一规划体系，做好顶层设计。

 

 

　　众所周知，新能源波动性大，最小出力偏低，电力平衡支撑能力不足，高比例新能源电力系统的供电保障受到挑战，特别是在高温和寒潮等极端天气下，电力供应的需求大幅度增长，与电网连续运行、实时平衡的要求不匹配。去年我国新能源日最大功率波动1.34亿千瓦，与此同时，我国抽水蓄能、燃气等灵活调节电源占比偏低，且空间分布不均，电力供应保障难度加大。

 

　　“以国网经营范围的数据为例，日内风电出力最大波动是6300万千瓦，今年1月份全国最大负荷是11亿千瓦，4月初全国最大电力负荷9亿千瓦；光伏最大波动1.3亿千瓦，这个最大波动实际上是光伏的日最大出力，晚间峰的时候光伏基本上是0。”国家电网有限公司总工程师陈国平在近日举办的“储能国际峰会”论坛上表示。

 

　　据陈国平介绍，今年1月6日至8日，风电出力从1.1亿千瓦下降到0.6亿千瓦，电力负荷随着气温的降低连续几天走高，寒潮结束时，电力负荷增加了大概5000万千瓦，1亿千瓦时电力负荷差，相当于从寒潮结束到电力负荷上来，要开200台50万千瓦的装机。

 

　　国网的统计数据还显示，风、电光伏在2020年以华东和东北夏季极热、无风，最低出力持续时间达到了58小时和92小时，西北冬季冷空气间接期低出力最长时间接近120小时。光伏2020年华东和华中地区低出力在冬季单次最长时间达到58小时，其中湖南和江西受大范围影响，低出力时间最长超过10天。“上述这些数字的概念是，如果形成新能源为主体的电力系统，日内波动可通过储能解决，而长时间的不稳定天气造成的风光出力不足问题，如果继续配储能成本相当高。”陈国平表示。

 

 

　　在业内人士看来，解决高比例新能源产生的随机性、波动性问题，需要配置大量储能等灵活性电源来保证电力系统供应的可靠、安全。

 

　　“基于化石能源为主的电力系统向双高电力系统转变，将改变交流电网的基本特性。”陈国平直言，“由于新能源机组无法提供有效转动惯量、调频能力，之前不受关注的电力系统频率、电压等问题将重新凸显。”

 

　　在电力规划设计总院院长杜忠明看来，目前电力系统的运行模式和调度方式，是以传统的电力系统运行机理为基础构建，未来高比例新能源、高比例电力电子设备的发展，需要现有整个电力系统的规划设计、标准体系、调度运行、生产运营管理模式均需发生革命性变化，来适应新能源大规模并网的需要。

 

　　国网能源研究院副院长蒋莉萍接受记者采访时表示，电力是公认最清洁、高效的能源形式，在碳达峰碳中和目标大背景下，电力系统的重要性会进一步凸显。构建新型能源系统是以电力为中心，以电网为主干平台，全方位、多角度、深层次地建立新型电力系统，灵活统筹电源、负荷与调度运行各环节。

 

　　采访中，对于构建以新能源为主体的新型电力系统，业内人士不约而同对储能技术的应用寄予了厚望。虽然我国目前储能仍处于技术和商业模式初期的阶段，但业内外对于储能发展基本形成共识。面对未来高比例可再生能源接入，储能的应用是确保电力供应可持续性、电力系统安全稳定运行的重要手段。

 

　　“目前正处于电力能源系统转型关键时期。”江苏林洋能源股份有限公司副总裁方壮志表示，过去数十年，电力系统一直以生产、传输、消费模式运行。发、输、变、配、用，基本是单向传统方式，但是近年来的电力系统正在向“源网荷储”一体化转变。在以新能源为主的新型电力系统中，传统的发、输、配、变、用正在演变成源、网、荷、储、调五个纬度。

 

　　杜忠明也认为，目前仅依靠现有电力系统已无法适应大规模利用新能源发展的需求，需要尽快形成一个源、网、荷、储融合互动的新型的电力系统。“目前需要对现有大电源、大电网的形态进行挖潜、改造、升级，让电力系统尽可能地调动系统内部的调节能力和资源，为新能源发展服务。”

 

　　“在新一代电力系统中，储能行业犹如‘多面手’。”蒋莉萍表示，在风光高比例可再生能源消纳中，储能在新一代电力系统的作用至关重要，既可改善风光处理特性，又可削峰填谷应对诸多问题，还应该是最具有收益的一方。”