文| 谭忠富 何璞玉 赵浩辰
在“双碳”目标和构建新能源占比逐步提高的新型电力系统等政策驱动下，我国新能源发电（光伏发电、风电）正加速发展。截至2022年6月底，全国发电装机容量约为24.4亿千瓦，其中光伏发电装机3.4亿千瓦、风电装机3.4亿千瓦。预计到2030年，我国光伏、风电总装机容量可达12亿千瓦。
新能源快速发展的同时，其消纳形势不容乐观，需引起高度关注。2020年,全国弃光、弃风电量分别为52.6亿千瓦时和166亿千瓦时，其中甘肃、西藏弃光率超过10%，西北地区弃风率达到8.4%。2021年，华北地区新能源弃电率达3.6%，弃电56.2亿千瓦时；东北地区新能源弃电率为2%，弃电23.6亿千瓦时；西北地区新能源弃电率达5.4%，弃电132.8亿千瓦时。2022年1—4月，青海弃光率更是高达10.1%，蒙西地区弃风率达11.8%。我国“三北”地区新能源最大渗透率超40%，风电和光伏装机容量占比超60%，然而灵活性调节电源却不足3%，系统惯量持续下降，新能源快速发展带来的消纳问题日渐突出。
灵活性调节资源仍有待深度挖掘
造成新能源消纳难的主要原因,是其自身的发电出力具有明显的间歇性和波动性。例如，浙江2021年火电平均发电利用小时数为4762小时，风电为2165小时，而光伏仅有1122小时，夏季午高峰时段光伏有效出力仅占装机容量的16%，风电有效出力仅占装机容量的6%；东北区域2021年7月28日，瞬时风电出力不足装机容量的 0.1%；山西3月4日新能源发电出力2216万千瓦，达到全省用电负荷的61.3%；湖北3月8日新能源发电最大出力1026.51万千瓦，达全省用电负荷的40.4%；新疆6月17日新能源最大出力2125万千瓦，占全省用电负荷的57.98%。预计2030年全国新能源瞬时出力可以达到用电总负荷的60%，2060年这一数据或升至150%。
高比例新能源接入电力系统后，打破了电力系统原有的“源随荷动”运行模式，电力系统将由单侧随机演变成更复杂的双侧随机波动，这就要求电力系统的调节能力也要随之不断扩大，以解决电力电量平衡、调峰调频和系统惯量下降等问题。2021年，美国可再生能源发电量占比为20%，灵活性调节资源容量占比达49%；西班牙可再生能源发电量占比为37%，灵活性调节资源容量占比达34%。相比之下，我国可再生能源发电量占比高达30.6%，尤其是“三北”地区新能源的最大渗透率超40%，但灵活性调节资源却不足3%，系统调节能力建设更为迫切。
灵活性调节资源需要从“源网荷储”多角度进行挖掘。电源侧应通过煤电灵活性改造，降低机组最小技术出力，进而提高调峰能力，实现与新能源的“多源互补”；负荷侧可通过虚拟电厂、负荷聚合商、可中断负荷、跨时区负荷用电时间互补等实现“源荷互动”；储能侧可通过发展抽水蓄能、新型储能、电制氢、电制热、电转气等实现“多储互济”。
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【责任编辑：刘澄谚 】
