如何解决大规模新能源并网后的消纳难题

如何解决⼤规模新能源并⽹后的消纳难题如何解决⼤规模新能源并⽹后的消纳难题
摘要：电化学储能的技术进步是电⼒系统和新能源发展的利好，可在电⼒系统源⽹荷三⽅⾯同
步应⽤的技术，也是有可能改变传统电⼒系统规划运⾏的⼀项重要技术。

传统化⽯能源⽇渐枯竭，⽓候变化和环保问题⽇益突出，催⽣了以风电和光伏发电为代表的新
型突飞猛进，但由于其波动性、间歇性特征，伴随着⼤规模新能源并⽹⽽来⾸当其冲的是消纳
⽭盾—弃风弃光始终难以彻底解决。

对于消纳问题，各利益⽅站在不同的⽴场，从资源禀赋、规划、政策和制度多个⽅⾯提出了很
多建议，但效果并不理想。

新能源消纳是⼀个系统⼯程，与电源结构、电⽹互联程度、负荷特
性休戚相关，需要政府、电⽹、发电企业和⽤户共同努⼒。

1、新能源为什么会有消纳问题？
宏观上看，新能源消纳既有新能源发电本⾝友好性不⾼的问题，也有电⼒系统⾃⾝调峰能⼒不
⾜的问题，源⽹友好性是新能源消纳问题的主要症结。

电⼒系统由负荷、电源、电⽹三部分组成，其具有供需动态平衡特征，即电⼒商品的发输配⽤
全环节必须同时完成，且电⼒不易⼤规模存储。

这⼀特征，决定了新能源电⼒消纳是电⼒（功率）的瞬时平衡，⽽发电量只是消纳结果的体现，不能作为衡量消纳好坏、横向⽐较的指标。

长期以来，由于对电源结构规划的重视不够，没有充分认识“基荷、腰荷、峰荷电源结构”这⼀概念，导致电源装机容量虽然富裕了，但系统调峰问题却更加突出。

发达国家⼗分重视合理的电
源结构，使基荷、腰荷、峰荷电源保持最佳⽐例。

如果要⽤国外⼀些国家的消纳⽔平与中国作
⽐较，那么⾸先要从电源结构这⼀主要“硬件”⽐起。

电⼒负荷曲线⽰意图
新能源（如风、光）能量密度低、稳定性较差，其发电具有波动性、间歇性，反调峰特性、极
热⽆风、极寒⽆光等特征，即系统需要电⼒时新能源发电少甚⾄没有、系统要减少发电出⼒时
往往⼜是新能源⼤发时段，这会让系统调峰⽭盾雪上加霜，也就形成了所谓的“弃电”时段。

负荷低⾕期，⽇内是夜间、年内是冬春两季，负荷⽔平接近常规机组的最⼩技术出⼒，这时系统接
纳新能源的空间较⼩，但恰恰是风电⼤发时段；负荷⾼峰期，如夏季⼤负荷期，需要电源发
电，但⼜属于⼩风季节。

光伏发电与风电虽有⼀定的互补性，但整体上并没有改变新能源的出
⼒特性。

新能源消纳理论⽰意图
因此，当新能源发展初期，规模较⼩，全额收购是有保障的；但当新能源处于⾼速发展期，⼤
规模新能源并⽹，⾜以改变地区电源结构和发电特性，消纳问题会逐步加重；如今，我国新能
源（风、光）装机容量占全国装机的⽐重超过20%，局部地区超过50%，电⼒系统特性正在发
⽣变化，新能源消纳问题将会成为电⼒系统规划运⾏的⼀个重要课题，也从单纯的技术问题更
延伸⾄“利益之争”。

2、新能源消纳的“利益之争”
理论上，风电、光伏发电具有零边际成本的经济效益和零边际排放的环保效益，但其利⽤⼩时
数偏低，风电⼤多不超过3000⼩时，光伏发电⼤多不超过2000⼩时，⼤规模并⽹运⾏将会拉低电⼒系统整体利⽤率，需要从系统整体经济性的⾓度去衡量新能源发展规模的上限。

新能源在电⼒系统中的地位。

没有新能源接⼊时，系统备⽤只需要考虑负荷波动；有新能源接
⼊时，系统备⽤需要考虑负荷和新能源两者的波动，增加了系统运⾏成本。

当前，我国风电、
光伏发电装机占⽐20.6%，消纳市场已经捉襟见肘，但全年风光发电量仅占8.6%。

2017年，德
国风电和光伏发电装机占⽐46.6%，全年风光发电量占17.8%。

新能源要成为所谓的“主⼒电源”任重道远。

全国电源结构演进（2005-2019年）
数据来源：中电联统计数据整理
全国发电量结构演进（2005-2019年）
数据来源：中电联统计数据整理
新能源与其他电源。

为保障全额消纳新能源电⼒，负荷低⾕、新能源⼤发时段，其他电源若深度调峰，要付出⾼昂的调峰成本。

新能源出⼒变化快，当以煤电机组为主的常规电源深度调峰，导致制粉、除灰、油、汽、⽔等系统频繁调整，电⼚设备磨损⼤、煤耗⾼，不安全、不经济运⾏，迫使部分低碳机组⾼碳运⾏。

随着⼤规模新能源并⽹，如果过分强调新能源全额收购，新能源发展只⽚⾯强调成本需求，⽽不注重系统友好性的提升，则其⼤规模发展会让其他电源背上沉重的调峰负担，也限制了新能源发展的空间。

新能源与电⽹建设。

2018年，国家能源局印发《关于减轻可再⽣能源领域企业负担有关事项的通知》（国能发新能〔2018〕34号），其中有⼀条是“电⽹企业负责投资建设接⽹⼯程”，由此可以看出，新能源配套接⽹⼯程最起码是低效投资。

⼤规模新能源接⽹和外送⼯程建设，由于其利⽤率低（即使按风电年利⽤⼩时数3000⼩时计算，电⽹⼯程超过60%的时间处于闲置状况），虽可纳⼊电⽹输配电价，但在现⾏核价规则下，其投资仍难以取得合理回报，这给新能源富集区域的电⽹企业背上了沉重的负担，⼜会变相地形成了区域间的“交叉补贴”。

3、提升新能源消纳能⼒和整体经济性
新能源发电是多学科技术成果应⽤的结果，其发展仍需要技术进步⽀撑。

新能源消纳是系统⼯程，要⽤系统思维破解消纳⽭盾。

新能源发电不能只追求成本下降，也要主动加强功率预测、控制技术和故障穿越等技术创新，增强新能源发电的可预见性和可控性，这是打开新能源更⼤规模发展空间的主要技术⼿段。

电源发展要按照“基荷、腰荷、峰荷电源结构”这⼀概念，增强电⼒系统的调节能⼒，避免被迫新增⼤量电源但利⽤率持续下降的现象，提升系统整体经济性，为新能源消纳创造条件。

电⽹发展要充分应⽤智能电⽹技术，研究建⽴与新能源发电相适应的规划、运⾏技术标准，充分发挥新能源接⽹⼯程和外送通道的效率效益，减轻⼤规模新能源接⽹和外送的投资压⼒。

⽤户侧应建⽴适应新能源电⼒特征的价格机制，推动实现源⽹荷互动的透明电⼒市场，让使⽤清洁电成为全社会的共识，共同推动新能源电⼒消纳。

电化学储能的技术进步是电⼒系统和新能源发展的利好，可在电⼒系统源⽹荷三⽅⾯同步应⽤的技术，也是有可能改变传统电⼒系统规划运⾏的⼀项重要技术。

4、风光发展的尾声？元年？
1986年4⽉，我国第⼀个风电场在⼭东荣成并⽹发电，装机容量165千⽡，年发电量33万千⽡时。

到2019年底，我国风电装机容量2.1亿千⽡，年发电量4057亿千⽡时；光伏发电装机容量2亿千⽡，年发电量2238亿千⽡时。

当前，我国风电和光伏发电装机容量超过4亿千⽡，95%的利⽤率⽬标使得发展与消纳⽭盾更加突出，上⽹电价已处于全⾯平价时代的“前夜”。

今年，要应对的⼀个重要问题是“抢装潮”，⼤规模风电和光伏发电项⽬集中并⽹，对产业链上各环节的产能都是重⼤的考验，狂欢之后是⼤幅回落还是开启⾼质量发展，这是⼀个值得思考的问题。

如德国，补贴⽅式改变后，2019年风电装机增速⼤幅下滑。

2005-2019年全国风光装机增速与占⽐
新能源发展的原动⼒没有变。

《巴黎协定》主要⽬标是将本世纪全球平均⽓温上升幅度控制在2
摄⽒度以内，并将全球⽓温上升控制在前⼯业化时期⽔平之上1.5摄⽒度以内。

国家电⽹公司提出了到2050年实现“两个50%”的重要判断，即“2050年我国能源清洁化率（⾮化⽯能源占⼀次能源的⽐重）达到50%和终端电⽓化率（电能占终端能源消费的⽐重）达到50%”。

从技术和商业开发成熟度上看，风电和光伏发电仍是近阶段新能源发展的主⼒，实现平价上⽹后，风光发展不再需要国家补贴，具备了基本的竞争⼒，进⼊了新的发展阶段，仍会保持⼀定的发展规模和速度。

新能源发展的基础没有变。

风光发电成本仍呈下降态势，单机容量不断增⼤，发电效率进⼀步提升，可保证新能源项⽬保持⼀定盈利能⼒。

根据国际可再⽣能源署（IRENA）在《未来风能》报告预测，陆上风电应⽤的涡轮机单机容量将从2018年的平均2.6兆⽡（叶轮直径110⽶）增加到2025年的5.8兆⽡（叶轮直径170⽶）。

2020年1⽉27⽇，美国国家可再⽣能源实验室（NREL）最新发布了全球太阳能电池实验室最⾼效率图：单结钙钛矿-硅叠层太阳能电池的最新效率为29.15％，这是由德国海姆霍兹柏林材料所(HZB)创造的；NREL刷新了双结砷化镓薄膜太阳能电池的效率，并获得了32.9%效率。

系统解决新能源消纳问题的共识已经形成。

国家发展改⾰委安排新能源项⽬，要求以落实消纳条件为前提。

2019年，关于检查《中华⼈民共和国可再⽣能源法》实施情况的报告全⽂发布，提出针对可再⽣能源发展的新形势、新问题，适时启动修订可再⽣能源法，统筹解决消纳问题。

“弃电率并⾮越低越好”、“以合理利⽤率引导新能源⾼质量发展”等研究成果引起关注，对于新能源发展客观规律的认识愈发清晰，这必将促进各⽅更客观地认识新能源发展与消纳，有助于形成合⼒。

2020年，是风电和光伏发电“平价上⽹”的前夜，我们有理由相信这是新能源发展的元年，由此进⼊⾼质量协调发展阶段。

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