新能源消纳如何计长远？

近年来，以光伏为主的新能源发展呈现强劲态势，其速度和规模远超预期。

去年6月，国家能源局在山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建六个省份围绕分布式光伏接入电网承载力开展评估。半年后，六省评估报告相继公布：除浙江外，其他5个省份都出现了大量区域电网容量不足的问题。

此外，河北、内蒙古、湖北、辽宁、广西、江西等省份也都出现了分布式电源接入配电网容量饱和或预警的问题。据不完全统计，全国已有超过150个地区分布式光伏已无新增接入空间，也就是所谓“红区”。

今年6月，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》，对进一步推动新能源消纳提出一系列要求。这说明国家层面已经意识到解决新能源消纳问题的紧迫性。

（文章来源 微信公众号：浙电e家）

新能源消纳是否还有“舒适区”？

“十三五”以来，浙江电网新能源装机规模增长近15倍。截至今年6月底，浙江新能源装机已达4506万千瓦（其中风电625万千瓦、光伏3881万千瓦），占全口径发电装机的33%，提前两年半实现“风光倍增”计划。

虽然目前浙江电网新能源装机占比约1/3，跟华北、东北、西北等地区相比还不算太大（华北、东北、西北占比均超过50%），从一些统计数据上看，浙江的新能源消纳能力暂时还不像其他省份那么“捉襟见肘”。

但浙江也无法做到高枕无忧。

预计到“十四五”末，浙江新能源装机将达5500万千瓦，接近原规划目标的1.6倍，并且随着光伏板价格持续下降，光伏装机还将进一步增长。而且从今年电网运行情况看，浙江新能源发展已经从“量变”走向“质变”，达到了安全消纳的临界点。

比如，在今年春节期间，由于占电网负荷大头的工业用电负荷骤减，加之连续的晴好天气让光伏电源普遍大发，浙江全省新能源发电功率首次突破全社会负荷的70%，系统调节手段几乎用尽，在采取了核电机组深度调峰、燃煤机组日内启停等各种手段后，才勉强保住100%的消纳率。

同样是今年春节，华东电网新能源出力曾在20分钟内骤增895万千瓦，光伏爬坡的速度大于负荷增长的速度，超出了频率调节能力，华东电网紧急增开15台抽水蓄能机组才保住了电网频率不超过50.1赫兹。

可以预见的是，未来节假日新能源消纳困难将成为常态，而我省光伏超七成为分布式光伏，后续即使集中式光伏全部参与发电调峰，仍可能出现分布式光伏难以消纳的情况。

可以说，浙江电网新能源消纳的相对“舒适区”已经一去不复返。如果没有居安思危和未雨绸缪，在不远的未来，很可能会陷入确确实实的被动。

新能源消纳难，到底难在哪里？

解决问题的最大动力，往往来自眼前的压力，浙西的衢州电网，早已先人一步感受到新能源快速增长带来的“压力”。

截至今年6月底，衢州市光伏装机规模达311.4万千瓦，占全口径发电装机的49%，占比位居全省前列，光伏自2019年开始已连续五年成为衢州地区最大电源类型。

根据衢州市能源绿色低碳发展和保供稳价工程实施方案，到2027年衢州市光伏装机容量将达到375万千瓦以上，届时新能源装机规模可能占据“大半壁江山”。而在政策鼓励及建设成本大幅下降等利好因素加持下，未来光伏并网规模大概率还会超过预期。

新能源消纳，首先要解决平衡问题。

要保障光伏安全消纳，就需要有足够的“柔性”调节资源平衡光伏的波动，这对电网调控能力提出了更高要求。

光伏、储能、水电三类资源之间，完全具备“此消彼长”的特征曲线，充满着“余缺互济”的无限可能。光伏发电曲线随天气变化有波峰和波谷，水电和储能则可以通过灵活调节与光伏保持相反的特征曲线，从而平抑光伏波动性。

其中，储能是调节资源的理想选择，好在它正迎来积极发展。在利好政策刺激、设备成本下降、电力市场改革加快等因素叠加下，储能逐渐呈现出快速增长的态势。今年上半年，浙江并网电网侧储能电站26座，总容量182.8万千瓦/365.6万千瓦时，同比增长10.3倍，这些储能将对平衡光伏波动发挥重要作用。这样的增长态势在衢州有更直观的体现，今年上半年，衢州电网并网电源侧及用户侧储能项目共18个，总容量10.4万千瓦，而去年同期数据几乎为零。

衢州电网现有大大小小各类水电站200余座，国网衢州供电公司结合地区资源禀赋，瞄准水电这一优质的调节性资源，创新开发全流域水电优化调度控制系统，通过优化同一流域内不同电站的开停机时间，形成以流域为基础的梯级水电站合力发电策略，深度挖掘水电的调节潜力，作为对储能资源的有效补充。

然而从电网调控技术来看，利用储能和水电实现光伏的实时足额消纳更是一项系统性工程。电力系统供需平衡是瞬时的，时间计算常以秒级甚至毫秒级为单位，电源的调控远不像开关一个家用电器这么简单，例如火电机组冷启动时间可长达几小时，灵活如水电开机发电也至少需要几分钟进行准备。

虽然电力系统已有的调控手段可保证电力供需关系在允许范围内波动，但若超过一定范围仍将严重威胁电力系统安全可靠运行。因此，精准安排发电计划至关重要，而计划是基于预测进行的。

“过去新能源装机没那么大，预测偏差不会造成大影响，但现在光伏越来越多，调度预测准确性被提到了前所未有的高度！”国网衢州供电公司电力调度控制中心方式计划室主管吴昌介绍。

如何对新能源发电进行精准预测，国网衢州供电公司搭建了水光储余缺互济调控系统，汇集光伏、储能、水电、用电负荷等资源的实时观测数据，并在此基础上，运用人工智能算法生成水-光-储出力预测和调节能力模型，充分释放电网协调调节潜能，实现对电网负荷与发电能源的提前预判、主动干预，实现各类资源的可观、可测、可调、可控，最大程度地发挥水电、光伏和储能的合力作用。

以衢州电网为例，在光伏出力较强时，优先安排水电蓄水或储能充电。在预测到天气波动，光伏出力将要下降时，让储能放电，并应用全流域优化调度模式控制水电开机，从而平衡光伏波动。借助水电和储能的调节特性，在光伏发电能力较多时实现就地消纳和储存，在光伏发电能力不足时补足电能缺口，电网调节准确性和灵活性迎来质的飞跃。

新能源消纳，还要重点解决承载力问题。

在政策激励和市场驱动的加持下，各地新能源迎来爆发式增长，然而光伏能源的充分利用，离不开电网的稳定输送和优化配置，这对电网的承载能力提出了更高要求。

由于分布式光伏占据光伏总装机容量的大头，电网实际运行数据显示，由于大多户用分布式光伏使用全额上网的方式，配电网出现光伏倒送超限、电压越限的风险越来越大，点位也将越来越广。

由于电网现有的架构和布局难以在短时间内改变，分布式光伏消纳将是一项系统工程，需要在电网规划、建设、技术等方面层层求解。

比如，配电网建设要通过优化电网结构、提升输电能力等方式，确保新能源能够顺利接入并得到有效消纳。其次还要在电网技术层面注重革新，比如，针对光伏倒送导致的电网局部重过载问题，就地平衡是最优解，或许可以将水光储余缺互济的逻辑拓展过来。

举个例子，当预测到配电网局部将发生光伏倒送重过载时，基于电网潮流计算，根据电网灵敏度分析找出关联度最高的影响因素，再由水光储余缺互济调控系统生成相应调整策略，比如安排附近的储能装置充电或者小水电停机等，从而促进新能源就地消纳，改变电网潮流分布，缓解重过载问题。

不过当前电网模型和数据尚不健全，尤其是配电网数据采集还存在盲点，分布式光伏数据还无法做到跨系统快速传送，制约了电网负荷的精准预测和电网潮流的精确计算。

为此，国网衢州供电公司正加快试点建设“电网调度一张图”，力求实现“分布式电源-配电网-主电网”全链路贯通，提升主、配电网数据交互时间至秒级，用电采集数据交互时间至分钟级，为分布式新能源监视、预测、分析、控制等应用提供完备数据支撑。

新能源消纳，将何去何从？

可以明确的是，当下的电力系统还远不是终极形态。未来更多形式和更大规模的新能源仍将源源不断接入电力系统，提升电网对新能源的消纳能力将是永恒课题。

如今，分布式光伏在浙江电网光伏装机总容量中的占比已超过七成，随着浙江城乡建设水平不断提高，预计分布式新能源占比将保持增长趋势。而这些散落在屋顶、乡间的分布式光伏电站单机小、数量多，电压低、分布广，数据采集、传输和监控的基础还不完善，难以响应电网调节需求。

而要破解消纳瓶颈，就需要这些分布式光伏电站建设具备运行监测、策略配置等功能的监控管理体系，进行智能终端和通信网络建设，达到“可观、可测、可调、可控”的“四可”要求。

如今，山东、江苏、河南等多个省份陆续发文，对分布式光伏“四可”功能建设提出明确要求，如今，“四可”能力建设已然成为破解分布式电源“安全并网、有序管理、高效调控、友好互动”难题的必由之路，被提到前所未有的高度，但要推进这项工作并非易事，还有许多问题摆在面前。

比如，由于涉及主电网、配电网、用户潮流、功角、拓扑结构等大量数据的计算，分布式光伏的自动调节策略研究还存在一定技术瓶颈。

比如，分布式光伏地理分布星罗棋布，接入电网的位置亦点多面广，如何做好接入管控，提升网络安全标准，保障数据安全将面临难题。

再比如，由于现有政策对分布式光伏参与电网发电调峰的定位和要求尚不明确，加之电力市场机制尚不健全，导致用户对“四可”能力建设及相关设备维护积极性不足。

……

当这些问题解决后，也许在不久的将来，分布式光伏也能像火电、水电一样，参与电网发电调峰，实现有序发展。

新能源历经多年的发展，一路走来可以说集万千“宠爱”于一身，如今遇到“成长的烦恼”，面临着消纳的考验。在成长期，彷徨和阵痛都在所难免，但爬坡过坎、滚石上山的过程，亦是强筋健骨、破局新生的开始。