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強化新型儲能規(guī)劃引導,深化各應用領域布局
日期:2021-08-25   [復制鏈接]
責任編輯:sy_shenlu 打印收藏評論(0)[訂閱到郵箱]
隨著能源清潔化轉型的推進、負荷側隨機性波動的增加,電力系統(tǒng)的平衡特征和方式正在發(fā)生深刻變化,維持系統(tǒng)平衡的難度加大,調峰資源缺乏的問題日益凸顯。

“十三五”時期,我國新能源裝機規(guī)模保持快速增長,截至2020年年底,我國新能源發(fā)電裝機5.3億千瓦,超出規(guī)劃目標2億千瓦。與之相比,電力系統(tǒng)的調峰資源建設相對滯后,源、網、荷各環(huán)節(jié)的調節(jié)能力有待進一步提升。“十四五”時期,碳達峰、碳中和目標下,新能源發(fā)電將演變成電力系統(tǒng)的主力電源。如何在能源低碳轉型的同時補齊靈活性調節(jié)電源短板,是構建新型電力系統(tǒng)需要解決的關鍵問題之一。

電力系統(tǒng)調峰資源潛力有待進一步挖掘

“十三五”時期,電力系統(tǒng)調峰資源潛力有待進一步挖掘,常規(guī)煤電改造、抽水蓄能等靈活性調節(jié)電源建設較慢等因素使得調峰資源供應結構問題突出。

煤電靈活性改造方面,截至2020年年底,“三北”地區(qū)約8000萬千瓦煤電機組完成靈活性改造,不到“十三五”規(guī)劃目標的40%?,F(xiàn)行體制機制下,煤電機組靈活性改造后的調峰收益全部來源于發(fā)電側分攤費用,而不是來自整個電力系統(tǒng)的效益提升。煤電企業(yè)參與調峰獲得的收益難以補償發(fā)電量的損失,主動參與調峰的積極性不高。這些因素影響了煤電靈活性改造的進度。

天然氣發(fā)電方面,截至2020年年底,我國氣電裝機規(guī)模為9800萬千瓦,低于“十三五”規(guī)劃目標。現(xiàn)有氣電機組中,超過90%的機組分布在中東部清潔能源利用壓力較小的地區(qū)。其中華北地區(qū)以熱電聯(lián)產為主,實行“以熱定電”的運行方式;華中、華東地區(qū)的氣電早期以調峰為主,后期為滿足工業(yè)熱負荷需求,熱電聯(lián)產規(guī)??焖偬嵘?。“十三五”以來,受到天然氣供應和成本影響,我國天然氣發(fā)電增長比較緩慢,新增燃氣電站主要分布在北京、上海、江蘇、浙江和廣東等地。

抽水蓄能方面,截至2020年年底,我國抽水蓄能裝機規(guī)模達3149萬千瓦,占電源總裝機的1.5%。2019年5月公布的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》規(guī)定,抽水蓄能電站成本費用不計入輸配電定價成本。容量電費或由省級電網(區(qū)域電網)公司墊付,或由抽水蓄能電站自付,對抽水蓄能電站經營產生較大影響。

常規(guī)水電方面,我國具有調節(jié)能力的水電機組裝機規(guī)模小、比重低,且水電調節(jié)能力受來水情況制約,存在明顯的豐枯季差異。同時,水電站需考慮防洪、灌溉和航運需求,實際可發(fā)揮的調節(jié)能力不如預期。以四川為例,具有季度、年調節(jié)能力的水電站裝機僅占水電總裝機的36%,枯期調節(jié)能力較強,但豐期基本滿發(fā),調節(jié)空間很小。

核電方面,核電尚不具備日跟蹤調節(jié)能力。我國核電機組正常情況下一般保持額定功率運行,從技術標準、操作規(guī)范、運行經驗等方面來看,國內核電機組還無法廣泛、頻繁參與系統(tǒng)調峰,參與調峰的頻次及深度不能完全滿足電網需要。

“十四五”時期,靈活性資源需求將進一步增加

進入“十四五”,新能源裝機規(guī)模快速增長和負荷峰谷差持續(xù)拉大成為趨勢,電力系統(tǒng)對靈活性資源的需求將進一步增加。“十四五”時期,國家電網有限公司經營區(qū)調峰平衡主要有以下特點:

● 負荷峰谷差是“十四五”時期系統(tǒng)調峰需求的主要來源。

到“十四五”末,國家電網經營區(qū)調峰需求將仍以負荷峰谷差調峰需求為主,同時新能源調峰需求也將快速增長。隨著新能源裝機規(guī)模快速增長和用電結構深刻調整,“十四五”時期,國家電網經營區(qū)靈活性資源需求量會持續(xù)增長,在新能源利用率95%的目標下,2025年將比2020年增長40%以上。同時,河北、山東等地已經出現(xiàn)午間光伏大發(fā)導致晚高峰時段平衡壓力加劇的情況,午夜負荷低谷時段與光伏發(fā)電出力快速下降的午后時段均存在調節(jié)需求。

● 各區(qū)域的新能源調峰需求存在差異。

分區(qū)域來看,新能源調峰需求占系統(tǒng)總調峰需求的比重與各區(qū)域新能源裝機規(guī)模和出力特性緊密相關。西北新能源調峰需求的占比最大,西南此類需求占比最小,其他區(qū)域大體相當。負荷峰谷差調峰需求占系統(tǒng)調峰需求的比重跟區(qū)域負荷特性、體量密切相關,華東區(qū)域此類需求占比最大,華中、華北次之,西南最小。

● 調峰資源供應與需求基本平衡,煤電仍是調峰資源供應主體。

考慮到煤電靈活性改造目標的完成,2025年煤電可提供的靈活性資源規(guī)模占比將超過50%,抽水蓄能和儲能可提供的靈活性資源占比將接近四分之一。煤電靈活性資源占地區(qū)靈活性資源總供應量比重方面,西北、華北送端地區(qū)最大,西南在以水電為主的電源結構下比重最小。抽水蓄能和儲能等靈活性資源占地區(qū)靈活性資源總供應量的比重與建設布局相匹配,華中、東北地區(qū)的占比較大,西南的占比最小。

● 從“十四五”調峰資源供應能力增量看,抽水蓄能和儲能占比最大。

“十四五”時期,國家電網經營區(qū)增加的靈活性資源供應能力中,以抽水蓄能和儲能等類型的靈活性資源供應能力增加占比最高,達到49%。分地區(qū)來看,“三華”地區(qū)和西北地區(qū)是靈活性資源增量集中區(qū)域。

多方面發(fā)力增加系統(tǒng)調峰資源

一是提高煤電機組靈活調節(jié)能力。對于存量機組,持續(xù)推進靈活性改造,“十四五”時期,推進“十三五”規(guī)劃明確的、尚未完成改造的煤電機組加快改造,其他煤電機組能改盡改。“十五五”時期推進存量煤電機組全面開展煤電靈活性改造。同時要求新建機組具備深度調節(jié)能力,最小技術出力達15%~25%。

二是加快開發(fā)抽水蓄能電站。重點推動目前已開工的抽水蓄能項目投產運行,盡早發(fā)揮系統(tǒng)調節(jié)作用;考慮將有條件的水電站改造成混合式抽蓄電站,成為常規(guī)抽水蓄能電站的有益補充。

三是氣價承受能力強、煤電建設受控的負荷中心增加氣電機組??紤]我國氣源緊張和對外依存度高等特點,“十四五”時期應把氣電定位為調峰電源,重點布局在氣價承受能力較高的東中部地區(qū)和新能源快速發(fā)展的西北地區(qū)。針對調峰氣電利用小時數低的特點,通過容量市場和輔助服務市場保證氣電調峰的合理收益水平。

四是發(fā)揮龍頭水電站作用、優(yōu)化流域梯級水電聯(lián)合調度。龍頭水電站調節(jié)能力強,但開發(fā)難度大,導致前期開發(fā)的下游水電站調節(jié)性能發(fā)揮不足,豐枯期發(fā)電量相差巨大。“十四五”時期應優(yōu)先建設龍頭水電站,探索流域上下游梯級電站優(yōu)化聯(lián)合調度模式和對龍頭水電站的效益補償機制。

五是強化新型儲能規(guī)劃引導,深化各應用領域布局。合理定位新型儲能發(fā)展方向,著力從電力行業(yè)統(tǒng)籌源網荷儲協(xié)同規(guī)劃,因地制宜制定差異化儲能發(fā)展規(guī)劃。電源側儲能方面,積極引導風電、光伏發(fā)電項目配置儲能;電網側儲能方面,充分發(fā)揮儲能對提升電網靈活調節(jié)能力和安全穩(wěn)定水平的作用,在負荷中心配置儲能設施提供應急供電保障能力;用戶側儲能方面,有條件的地區(qū)可出臺專項補貼政策,鼓勵用戶在綜合能源園區(qū)、微電網、分布式電源等系統(tǒng)配置儲能設施。

原標題:強化新型儲能規(guī)劃引導,深化各應用領域布局 
 
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來源:國家電網報
 
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