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回答这个问题,要先回顾一下2021年。2021年对于大部分企业来说,是艰难的一年,第三季度受能耗双控及电煤供应紧张、价格飙升等因素影响,全国超过20个省份执行了限电措施,大部分企业都受到了停产、削减产能、错峰生产、分时段限电等不同程度影响,造成极大的经济损失。为了实现控制碳排放的目标,如果还停留在拉闸、挖煤、进口等方向上,本质上都是治标不治本的短期权益之计,我们更应该从重构电力系统入手,抽丝剥茧地从根源解决能耗问题。
2021年某商户接到限电通知后,转发到行业群内截图
电力行业作为我国碳排放最大的单一行业,采用新能源发电是电网脱碳的唯一手段。然而,新能源发电先天不足必须“靠天吃饭”,如果仅仅通过加装电力电子装置来完成新能源发电并网,会产生两个后果,一是并网成本激增,新能源发电不具备经济型;二是系统转动惯量减少,无法为系统在小扰动情况下提供必要的电压和频率支撑,电力系统极易受到功率波动和系统故障的影响。如果想突破“供给安全、环境友好、价格低廉”的难题,我国当前电力系统的各个环节一定要重塑,构建新型电力系统是我国实现双碳目标最重要的举措。
不仅如此,纵观我国电力系统的百年历史,电力系统从未停止过更新换代,目前正在进行第三代电力系统的建设和完善,第一代电力系统的关键词是小机组、低电压、小电网、小规模;第二代系统转变为大机组、超高压、大电网;第三代系统就是集合可再生能源、清洁能源,主干电网和区域配网及微电网的新型电力系统。
不断细化的新型电力系统顶层设计
“构建新型电力系统”从提出到现在虽然只有短短一年多,却已经多次出现在重要会议及政策里,重要性不言而喻。
2021年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议提出,要构建清洁低碳安全高效的能源体系,控制化石能源总量,着力提高利用效能,实施可再生能源替代行动,深化电力体制改革,构建以新能源为主体的新型电力系统。这是我国首次提出要构建以新能源为主体的新型电力系统。同年10月24日,国务院发布了《2030年前碳达峰行动方案》,《方案》再次提到要加快建设新型电力系统。构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统,推动清洁电力资源大范围优化配置。11月24日,中央全面深化改革委员会审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》,明确了能源电力领域发展方向、发展目标和发展路径。
2022年2月10日,国家发改委、国家能源局联合下发了《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》,《意见》通过“完善新型电力系统建设和运行机制”这一细化章节,首次以官方角度对如何构建新型电力系统指明了具体方向,通过自上而下政策制定、自下而上反馈参与,调动一切资源,共同走出一条最佳路径。
国家发改委、国家能源局联合下发了《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》
《意见》中明确提出:“加强新型电力系统的顶层设计、制定新型电力系统发展战略和总体规划、研究制定新型电力系统相关标准。”也就是说通过优良的顶层设计,自上而下地为底层逻辑提供政策支撑。
自下而上是指《意见》提到“鼓励各类企业等主体积极参与新型电力系统建设、支持行业龙头企业联合高等院校、科研院所和行业上下游企业共建国家能源领域研发创新平台。”即集合全社会力量,共建新型电力系统。至此,我国构建新型电力系统有了具体化操作政策,将极大地推动新型电力系统构建的进程。
大规模、高比例、市场化与高质量并举的底层逻辑
新型电力系统包含了电源、电网、负荷、储能、战略备用几个部分,与传统的电力系统比,不仅是增加了“储能”和“战略备用”,而是所有要素都要发生质变。要实现这个质变,需要从以下几个逻辑入手:
1、大规模开发,多元化发展。为保证我国“双碳”目标的实现,新能源装机发展速度仍需要进一步加快,并需要优化布局、多元发展。
2013年-2021年中国光伏装机量逐年增长
2、高比例发展推动电力系统迈上新高度。高比例可再生能源是能源系统转型的核心方向。国家能源局会同有关部门发布的《“十四五”可再生能源发展规划》提出“‘十四五‘期间可再生能源在一次能源消费量增量中占比要超过50%,提高电网消纳可再生能源能力”。这将使我国能源系统,特别是电力系统消纳可再生能源的能力迈上新高度。①
3、市场化发展推动规模建设。随着风电和光伏发电逐步平价化,可再生能源可以实现由政策驱动转为市场驱动,通过绿色能源市场机制助力“双碳”目标的实现。
4、高质量发展提供技术和产业保障。“双碳”目标对可再生能源技术和产业提出了更高要求。只有加大创新力度,培育新模式新业态,才能有效支持可再生能源及相关支撑领域技术的进步和产业发展,为高效安全稳定的新型电力系统奠定基础。
除了广义底层逻辑推进,要实现构建新型电力系统的目标,还有一些细节需要注意。
以“西电东送”为例,随着经济发展,西北及西南等送端电源区对电力的需求与日俱增,将电力输送至外地并不利于本地发展,于是这些地区都更倾向本地消纳,促进当地产业发展。
不仅如此,随着各地均积极发展新能源的情况下,送受两端均对调峰能力产生较大需求,受端希望在用电高峰期接收更多电力,送端则希望保留高峰期电力作为备用电源,拉扯之下两方利益均受到伤害。
宁夏就是一个典型例子,2021年跨向2022年之际,宁夏首条直流外送工程——银东直流作为直流特高压“点对点”交易的试点,实际成交电量远不及原定电量额度。按照校核之后的曲线,最终银东直流的外送2022年1季度竞价交易只成交5亿度电,落地山东之后,预估宁夏省内售电公司亏损1亿元。②
对于山东省用电企业而言,他们也不满意银东直流的外送电,主要原因是山东省新能源装机比例超过30%,调度负荷曲线形成了早晨、傍晚两个用电高峰,中午、夜晚两个用电谷段。而银东直流的送电负荷曲线附带调峰,在真正用电高峰并没有为山东用电企业带来实际上的优惠。
出现这种情况的最主要原因是西北地区新能源装机比例较高,电网对于调峰的需求迫切,为了保证了西北地区一旦遭遇晚高峰电力紧缺的情况,有足够的备用电源,西北调度直接“截留”整个晚间时段的负荷,最终形成了一场双方都怨声载道的交易。
所以构建新型电力系统的时候,还要注意缓解送受两端矛盾,将“计划电”逐步转为“市场电”,充分考虑电力送受两端经济发展的不均衡性,以及送电端经济发展的迫切性。
随着新能源装机的增加,对调峰需求也越来越强烈,构建新型电力系统需要更加重视新型储能技术的发展,逐步实现多种时间尺度的储能技术的创新,既可满足分钟级、小时级,也能满足更长时间的储能需求,在面对极端天气时,储能将成为电力系统安全稳定运行的最终保障。
2060年的零碳未来,新型电力系统将成为全社会的血脉,让所有地区、行业、个人都充分加入进来,考虑到“大”的需求,也兼顾“小”的需要;平衡发达地区的要求,也重视发展中区域的意向;既要从“上”设计政策,也要向“下”发展逻辑,让所有绿色力量都成为电力系统的“血液末梢”,才能为我们的社会和产业发展注入无限活力。
①清华三峡气候与低碳中心主任张希良教授《解读“十四五”可再生能源发展规划》
②武魏楠《尴尬的省间电力交易》
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