绿电奔涌 消纳寻优：需要因地制宜挖掘电力系统的调节资源

中国储能网讯：消纳是多年来新能源产业发展中的一个焦点问题。在多种因素的共同影响下，我国新能源发电曾在2010~2017年经历过两次消纳难。2018年，政策引导、外送通道建设和调节机制共同发力，新能源消纳出现拐点，新能源发电消纳利用情况开始向好。

此后5年，我国新能源发电装机容量和发电量均呈现几何级增长，其中，发电装机容量增幅达到211.6%，发电量增幅则接近200%。新能源发电已成为不少地方的装机主力，以冀北为例，截至7月1日，冀北电网新能源发电装机容量达到4027万千瓦，占总装机容量的72.4%。在新能源快速发展的同时，新能源消纳能力也快速增强——根据全国新能源消纳监测预警中心发布的数据，2022年，全国光伏发电利用率达到98.3%，风电利用率达到96.8%，其中，京津两地的光伏发电利用率和风电利用率均为100%。

当下，新能源蓬勃发展之势仍在继续，根据中电联的预测，2023年，我国新增发电装机规模将达到3亿千瓦左右，其中新能源发电装机预计将新增2亿千瓦左右。

新能源发展势头如此强劲，消纳能力也亟待进一步提高。本期封面策划，我们将从源、网、荷、储不同角度，分析如何集中多方力量、优化机制、升级技术，为新能源消纳寻找最优解。

源：上规模，更“友好”

很多人描述我国新能源发电时会用这样一句话：大装机、小电量。实际上，“小电量”的绝对值已经不算小。根据国家能源局的统计数据，2022年，我国风电、光伏发电量达到1.19万亿千瓦时，较2021年增加2073亿千瓦时，同比增长21%，占全社会用电量的13.8%。国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧表示，“十四五”期间，新能源年发电量突破1万亿千瓦时将成为常态。

面对逐年增加的绿色电量，行业参与者已经开始关注消纳问题，并主动在电源侧使用技术手段，提高新能源场站对电网的适应能力和友好程度。

在光伏行业，近年主推的跟踪支架可以主动识别跟踪最佳光照角度，提升光伏设备的发电能力。天合光能中国区产品及市场总监唐正恺认为，除了有利于增加发电量，使度电成本下降，跟踪支架还可以使光伏系统发电曲线更平缓，并让发电曲线和电力消纳负荷的曲线更加匹配。

在风电行业，新能源场站全景监控技术已经实现了对场站状态的全景感知、故障实时跟踪、资源多维协同和柔性精益控制。2022年5月，甘肃安马第二风电场正式投入运行，首次实现单场站单装置百台级机组同时接入及毫秒级精益感知与控制，系统性能指标全面超过相关技术标准要求。

从长远看，电源侧因地制宜挖掘灵活性调节能力，充分发挥调峰、调频资源保障电力系统稳定运行的功能，才是解决消纳难题的关键所在。如在大型风光基地，可配套建设一定规模的火电机组，把火电的功能由过去提供电力电量转为向系统提供更多灵活性调节资源。通过高频次调节，火电机组可支撑电网平稳运行，保障新能源充分消纳。

此外，光热发电或将发挥更大的辅助支撑作用。国家能源局综合司今年3月发布的《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》提出，力争“十四五”期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。水电水利规划设计总院新能源研究院副院长张佳丽认为，不管是设计、建设还是运行，光热发电已经具备条件。

网：数智化，更坚强

2017年，±800千伏祁韶特高压直流输电工程正式投运。作为首条大规模输送新能源电力的能源通道，祁韶直流自投运以来，已累计向华中地区输送电量超过1300亿千瓦时，其中，甘肃省通过祁韶直流送出的新能源电量约为388亿千瓦时，占甘肃全省外送电量的34%。

不仅是祁韶直流，昌吉—古泉±1100千伏特高压直流输电工程、张北—雄安1000千伏特高压交流工程、青海—河南±800千伏特高压直流输电工程等一系列跨区跨省输电通道陆续建成投运，使通过省间外送的方式成为促进新能源发展和消纳的重要推动力。

在未来几年中，“沙戈荒”大型风电光伏基地的建设将快速推进，据统计，第一批9705万千瓦基地项目已全面开工，第二批基地项目已陆续开工建设，第三批基地项目清单已在近期正式印发实施。

当前，针对大型风光基地的特高压线路已经开始建设。6月11日，宁夏—湖南±800千伏特高压直流输电工程开工建设，根据规划，此项目输送的电量中，新能源电量占比将达50%以上。

除了“沙戈荒”大型风电光伏基地，“十四五”期间，我国也规划了五大千万千瓦海上基地。6月，国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏表示，要坚持陆上与海上并举，推动海上风电向深水远岸发展。

要实现对远海大容量海上风电的消纳，柔性直流并网技术不可或缺。近年来，国网经济技术研究院有限公司已相继攻克高压大容量远海风电“源—网—直”交互协同、直流系统构建、成套装备研发和工程设计实施等重大技术难题。目前，由该公司承担成套设计与工程调试的我国首个远海风电经直流送出项目——江苏如东海上风电柔性直流工程已安全稳定运行500天，超过26亿千瓦时绿色电量通过柔直线路被输送和消纳。

柔直技术只是一个代表，要破解消纳难，需要给电网配上智能化、数字化的“中枢”，提升电网柔性，打造坚强电网。

国家能源局联合11家研究机构编制的《新型电力系统发展蓝皮书》指出，为全面提高电网优化配置资源能力、多元负荷承载能力及安全供电保障能力，需推动电网智能升级。要构建能源电力数字经济平台，推进数字流与能源电力流深度融合。

当前，各地正大力推进电网升级，实现以数字化技术进行精准监测、预测，及时采取调控手段，在确保电网安全稳定运行的前提下提高消纳能力——国网江苏电力在6月底使用新能源功率预测技术，实现了对千万千瓦级大规模风电群功率的集中预测。根据测算，这项技术将使江苏海上风电的发电能力提高3%;国网新能源云推出的“消纳计算平台”通过构建电力系统多区域等效模型，对电力系统进行8760小时的逐时刻生产模拟，实现对任意时间段内每个时间断面电力系统运行情况的分析。截至目前，平台已经实现了新能源接纳能力评估、消纳方案计算、消纳结果分析、消纳预警、断面管理等功能。

在电网数字化的基础上，电网智能化也将为消纳提供新的解决方案。在今年2月举行的第四届电力调度人工智能应用大赛上，人工智能在线调度员在完成连续7天的在线调控任务后，计算时间从分钟级提升到秒级，清洁能源消纳提高到99%。阿里云副总裁、电力行业总经理吴明宸表示，调度云作为支撑的底座，能让云上的人工智能调度员实现快速计算，实现秒级的决策速度。

荷：市场化，更匹配

电力系统的负荷侧蕴藏着大量灵活资源，通过先进的调控技术推动这些资源互动，以市场化手段引导电力用户主动参与电网调峰，也是破解新能源消纳难题的途径。

算力是典型的高耗能产业，近年，绿电已经成为数据中心的用能“标配”。以“东数西算”工程十大数据中心集群之一呼和浩特市和林格尔集群为例，截至2023年6月，这个集群所使用的风电、光电等绿电使用量占比达到58%。

“数据中心+绿电”不仅是一种助力数据中心减碳的模式，也是解决绿电供需错配的可行方案。供需错配，即风光出力无法与用电侧负荷匹配，因此会出现时间错配的情况。信达证券《新能源发展的消纳风险研究》报告指出，新能源发电的电源侧和负荷侧主要有两类错配：一是日间错配，风电出力主要集中在傍晚及夜间，光伏发电出力主要集中在中午，但用电负荷高峰集中在其他时间;二是季节错配，即风光发电存在季节尺度上的电量供需错配，由于居民和第三产业的夏季制冷和冬季供暖需求较高，第二产业在年底由于赶工而存在用电旺季，导致用电侧存在明显的季节性特征，而风电在用电高峰夏季出力相对较弱，光伏发电在冬季出力有所不足。

针对供需错配，调节现有价格机制、寻找资源就近接入等手段已经被运用在相关项目中。去年，国网青海电力改革电网峰谷分时电价机制，将部分行业享受低谷电价时段由零时至8时调整为9时至17时，电价杠杆作用下，企业调整生产时间，提升了用电负荷侧与电源侧的匹配度，提高了消纳能力。今年6月30日，“绿氢+一体化”项目在吉林洮南启动。这个项目开发出的风电，将用于电解水制氢、绿氢制甲醇，打造新能源就地消纳的“新能源+绿色化工”产业链。

未来一段时间，我国新能源项目将进入快速建设期，《“十四五”现代能源体系规划》提出，加大能源就近开发利用力度，积极发展分布式能源，鼓励风电和太阳能发电优先本地消纳。针对不同地区的特点，业内人士结合市场机制和技术给出了意见。

隆基氢能科技有限公司副总裁王英歌建议将氢能纳入消纳“工具包”，他认为，可将产自西部的绿色电力在本地制氢，并借助地理优势，沿着“一带一路”进行能源布局和化工产业布局。

中国工程院院士、清华大学建筑节能研究中心主任江亿建议，应将消纳与终端用电紧密结合，建筑的柔性用电加私人电动车可以承担储能和调节任务，基本可以满足日内变化的储能调节需求，解决大规模发展风电、光电之后日内电源与需求不匹配的难题。

储：更多元，更灵活

要解决新能源消纳问题，在提升源、网、荷灵活性的同时，还需要因地制宜挖掘电力系统的调节资源。

水电水利规划设计总院新能源研究院系统处的王虓认为，电力系统硬件结构决定了新能源消纳潜力，经济激励等政策机制决定了消纳潜力能否充分发挥，而如果灵活性的火电、抽水蓄能等支撑调节资源总体不足，新能源持续大规模发展就会受到约束。

在国际能源署2011年发布的《驾驭波动性可再生能源》中，灵活性调节资源被归为四类：可调节电源、储能、互联电网和需求侧灵活资源。随着可再生能源发电规模的增加，灵活性调节资源特别是储能，对消纳尤为重要。

在过去几年中，无论是抽水蓄能还是电化学储能，都已经在保障清洁能源安全入网、配合特高压实现大范围资源优化配置等方面发挥了关键作用。作为张北柔性直流电网的重要环节，河北丰宁抽水蓄能电站紧邻京津冀负荷中心和冀北千万千瓦级新能源基地，2022年北京冬奥会、冬残奥会期间，丰宁抽水蓄能电站消纳新能源电量1.15亿千瓦时、发电8300万千瓦时。

在政策的支持下，储能会在未来几年实现更快的发展。2021年8月国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》提出，到2025年，抽水蓄能投产总规模将达到6200万千瓦以上;同月推出的《2030年前碳达峰行动方案》则明确，到2025年，中国新型储能装机容量达3000万千瓦，到2030年，抽水蓄能电站装机容量达到1.2亿千瓦左右，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。

要让新建储能发挥灵活调度作用，就需要结合时间尺度、应用场景、配置方式等统筹考虑储能布局。全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院院长周原冰建议，加快储氨等长时储能研发应用，重视长时和季节性储能发展，重点发展基于氢和氨的化学储能、压缩空气储能、储热等长时储能技术路线，在不同时间和空间尺度上满足未来大规模新能源调节和存储需求。

安全是储能发挥灵活调节作用的基础。提高安全性，技术持续研发是前提，寻找到可行的模式也很关键。特别是在新能源发电成本持续降低的背景下，只有为储能产品寻找到成本疏导的方式，才能让质高价廉的产品脱颖而出，在新能源消纳中更好地发挥调节作用。