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全文|新型电力系统调节能力提升及政策研究

2022-11-24 09:50来源:中电联关键词:新型电力系统电价电力需求响应收藏点赞

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当前,我国正在加快规划建设新型能源体系。电力系统新能源占比不断提高,由于新能源发电具有随机性、波动性、间歇性特征,系统的综合调节能力是影响新能源发展与消纳的关键,迫切需要完善相关政策机制,整合各类调节资源,为更大规模新能源发展创造条件。

为深入贯彻落实党中央、国务院关于构建新型电力系统的决策部署,保障电力系统安全稳定运行,推进能源电力清洁低碳转型,中电联组织完成了《新型电力系统调节能力提升及政策研究》报告,供政府有关部门决策参考。

一、系统调节能力情况及问题

(一)基本情况

电源侧灵活调节能力持续提升。电源侧调节能力主要包括灵活调节煤电、具有日调节能力的大中型水电、抽水蓄能、调峰气电、新型储能等。截至2021年底,全国灵活调节电源装机占比约17%。

电网跨省跨区输电通道加快建设,为大范围系统调节创造了条件。截至2021年底,我国跨省跨区送电能力达到3亿千瓦以上,已建成“十五交十八直”33项特高压工程。

电力需求侧管理作用彰显,响应能力不断提高。“十三五”期间,国网经营区累计实现削峰响应1853万千瓦,填谷响应1925万千瓦;南网通过签订可中断协议,实现需求响应共计570万千瓦。

新能源得到高效利用,弃电率控制在合理水平。2021年,全国有28个省区的风电、太阳能发电利用率在95%以上。新能源弃电率2.7%,比“十三五”初期下降13个百分点。

(二)存在问题

系统调节能力难以适应更大规模新能源发展需要。“十三五”期间,新能源装机占比从11.3%提升至24.3%,提升了13个百分点;而抽水蓄能、调峰气电等传统调节电源占比一直维持在6%左右。比较而言,欧美等国灵活电源比重较高,美国、西班牙灵活电源占比分别为49%、34%,灵活调节电源分别是新能源的8.5倍和1.5倍。

新能源配储能政策存在诸多问题。一是地方出台“一刀切”强配储能政策,已建项目利用率不高,仅为26%;二是储能成本全部由新能源企业承担,影响经济效益;三是电化学储能安全问题频发,设备性能有待提高,安全管理有待加强;四是储能技术标准和规范体系有待完善。

辅助服务补偿力度小、补偿机制不合理。一是辅助服务补偿费用偏低,现阶段我国辅助服务补偿费用仅占上网电费总额的1.5%,低于美国PJM市场的2.5%、英国的8%;二是辅助服务参与主体不全,尚未对虚拟电厂等新兴服务品种进行整体规划;三是成本向用户侧疏导不畅,辅助服务费用主要由发电企业分摊,无法将成本压力传导到用户。

提升系统调节能力的电价机制尚未形成。一是抽水蓄能的电价疏导需尽快出台实施细则,明确资本金核定、容量电费分摊等问题;二是尚未形成促进新型储能发展的价格机制,电网侧替代性储能电价政策尚处于研究探索阶段;三是负荷侧资源主动参与调节积极性不高,通过价格信号调动需求侧资源的机制还未形成。

二、调节能力需求及调节措施适用场景

(一)调节能力需求

未来电力系统调节能力需求逐步攀升,并呈现不同时空尺度特性。“十四五”时期,新能源占比逐渐提高,煤电逐步向基础保障性和系统调节性电源转型。根据《“十四五”现代能源体系规划》,2025年灵活调节电源占比达到24%左右。

远期看,构建新型电力系统,新能源成为主体电源之后,其季节性出力特性受天气影响大,对调节能力的需求将更大,特别是对小时级以上的调节需求将更加突出。需要挖掘源网荷储各环节的能力,要利用好可中断负荷、虚拟电厂、跨省跨区交易等调节手段,推进电动汽车、远期的长周期新型储能、氢储能的利用。

(二)调节电源特性

系统调节电源主要包括煤电灵活性改造、调峰气电、有调节能力的水电、抽水蓄能和电化学储能等,未来还将包括压缩空气储能、氢储能和合成燃料储能等。不同调节电源在性能、成本和配置要求等方面存在差异,需要综合考虑各类调节电源特点和应用场景需求,因地制宜合理配置。

(三)适用场景

针对新能源大规模发展带来的超短期、短期调节需求,为提高新能源频率响应特性和短期调节能力,在集中式新能源场站配置一定比例储能,主要选择能够快速响应新能源波动的电化学储能。

针对新能源更大规模发展带来的日内、周调节需求,应通过抽水蓄能电站、灵活煤电、调节水电以及未来布局氢能等措施,进一步提升系统调节能力。

三、调节能力提升路径

(一)电源侧提升路径

一是持续推进煤电灵活性改造制造,提升煤电支撑保障能力。煤电灵活性改造技术成熟、综合能效高,煤电深度调峰运行煤耗升高,但考虑增加新能源消纳后的综合供电煤耗显著下降,对于我国国情而言,煤电灵活性改造是提高系统调节能力的现实选择。

二是加快抽水蓄能电站建设及改造。推动已开工的项目尽快投产运行,尽早发挥作用;因地制宜,建设中小型抽水蓄能电站;对具备条件的水电站进行抽水蓄能改造。

三是发挥流域水电集群效益。通过联合调度,利用好梯级电站水能资源,形成梯级电站大型储能项目,实现水电与新能源多能互补运行。

四是因地制宜发展天然气调峰电站。建设调峰气电,同时鼓励热电联产气电开展灵活性改造,进一步提升调节能力。

五是引导新能源积极主动参与系统调节。综合考虑技术经济性,合理确定新能源利用率目标;利用好其自身调节能力,多途径提升新能源并网友好性。

(二)电网侧提升路径

一是规划建设跨省跨区输电通道,提升资源大范围优化配置能力。预计2025年,“西电东送”能力达到3.6亿千瓦以上。

二是加强送受端省份对接协作,优化运行方式,发挥大电网互联综合效益。充分利用邻近省区调节能力,提升地区整体的新能源消纳水平;建立送受端地区协作机制,最大程度发挥远距离大规模送电的效率效益。

三是加快配电网改造和智能化升级。满足分布式电源、电动汽车充电设施、新型储能、数据中心等多元化负荷的灵活接入,推进新能源就地开发、就近消纳。

四是优化调度运行机制,共享储能资源。基于“低碳、高效、经济”的原则,构建多层次智能电力系统调度体系,电网统一调度“共享储能”,实现储能在不同场站间共享使用。

(三)负荷侧提升路径

一是挖掘需求侧响应能力。着力提升大工业高载能负荷灵活性,引导用户优化用电负荷,增强电网应急调节能力。这对缓解电力供需矛盾,保障系统安全运行也具有重要意义。

二是引导电动汽车有序充放电。利用现代信息技术和价格手段,推动电动汽车参与电力系统调节。

三是发展多元灵活性负荷。因地制宜发展电供暖、电制氢、电转气等多元负荷,在新能源富集地区,鼓励热泵供热、电制氢、电制甲烷等灵活用电负荷,主动参与系统运行,减少系统峰谷差,从而提升新能源消纳能力。

(四)新型储能提升路径

一是根据系统需要,多元化推进储能技术研发与应用;二是优化储能布局场景,合理选择储能技术类型;三是积极探索新的商业模式,推动独立储能发挥调节作用。

(五)政策机制提升路径

一是健全电力辅助服务市场机制。适当增加爬坡类、系统惯性等交易品种,满足系统不同时段的灵活需求;完善辅助服务补偿机制,加大补偿力度,有效引导企业提升系统调节能力。

二是探索建立容量成本回收机制。随着市场化深入,应尽早布局谋划建设容量市场,探索适应我国资源禀赋和市场化改革的容量市场机制。

三是完善新能源+储能配置政策。科学确定新能源配置储能的合理比例,优化储能布局,推广共享储能,有效提升储能设施的利用率。

四、有关建议

一是强化规划引领,统筹推进新能源发展与系统调节能力建设。因地制宜,科学制定各地区新能源合理利用率目标;规范新能源项目开发机制,促进新能源资源配置与调节能力、成本控制相结合;建立新能源开发与配套电网建设协调推进机制,确保新能源能建尽建、能并尽并、能发尽发,促进大范围资源优化配置。

二是完善电力辅助服务市场机制,合理分摊疏导系统性成本。加大有偿调峰补偿力度,根据煤电在系统中的作用,系统推进煤电灵活性改造、制造;尽快明确可中断负荷、虚拟电厂等辅助服务市场主体地位和准入条件;构建成本疏导机制,丰富交易品种,不断完善辅助服务市场建设。

三是持续推进电价改革,充分释放各类资源调节潜力。探索建立容量成本回收机制,合理体现容量价值;完善需求侧电价政策,激发需求侧资源参与系统调节的潜力;出台并完善面向新型储能的电价政策及市场化机制。

四是打破省间壁垒,构建多层次协同、基础功能健全的电力市场体系。规范统一市场交易规则,破除电力交易地域界限,提高大范围资源配置效率;加快建设适应新能源消纳的电力现货市场;建立健全适应多元主体参与的体制机制。

五是加强技术攻关,保障电力供应安全。优化煤电灵活性改造技术路线,确保机组安全经济运行;完善储能各环节技术标准,规范产业链管理,推动各类储能技术应用和试点示范;加快关键技术突破创新,解决技术“卡脖子”问题。

投稿与新闻线索:陈女士 微信/手机:13693626116 邮箱:chenchen#bjxmail.com(请将#改成@)

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