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【深度】四川限电敲响警钟,新型电力系统要如何应对缺电危机?

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【深度】四川限电敲响警钟,新型电力系统要如何应对缺电危机?

需发挥需求侧响应常态化应用,保留煤电战略备用装机,打破电网刚性调度,加快水风光多能互补,区域和配网投资下沉等。

图片来源:视觉中国

记者 | 席菁华

编辑 | 张慧

随着气温回降,四川省用电供需矛盾终于得到解决。

8月中下旬,受极端高温干旱天气影响,四川出现电力缺口,不得不对工业用户进行限电,并波及了部分居民用电。

此次四川限电,被业内人士认为是未来新型电力系统运行下电力考验的预演。

四川可再生能源占比达84%,与新型电力系统特点相似。为达成“双碳”目标,中国正构建以新能源为主体的新型电力系统。到2060年,国内水、风、光发电占比将达70%以上。

可再生能源在电力系统中占比过高,电网稳定性就易受到极端天气影响,使得电力保供面临挑战。

界面新闻获悉,目前,因新能源渗透率逐步提高,西北五省(区)已出现时段性电力供应紧张常态格局,且呈现出概率化特征。

四川此次缺电是短期可控的,但长期看,中国电力需求持续刚性增长,叠加新型电力系统生产和消费双侧面临愈加明显的波动性,未来迎峰度冬、度夏时期如何防止限电,已成为近在眉睫的问题。

这意味着,未来电力危机可能成为常态,需要提前谋划应对,提高电力系统应对极端情况冲击的能力。

为缓解用电负荷高峰期缺电问题,去年起,国内多地调整分时电价政策,提高尖峰段电价,扩大分时电价峰谷价差。除大工业用户外,一些省份还将峰谷分时电价纳入居民电价,工商业用户也在扩大峰谷分时电价的范围和价差。

电价形成机制是电力市场建设的关键,引入竞争机制可以促进电力平衡,使得电力资源得到优化配置。但在中国的国情下,电是特殊商品,电价在国民经济中的作用巨大,具有明显公共事业属性,很难实现电力完全市场化,且电价完全放开。

在此背景下,需求侧响应规模化常态化应用、保留战略备用煤电装机、区域电网发展下沉,增大电网互联互通和配网投资、完善容量市场,给予尖峰补贴、善区域电力市场建设等,将是未来缺电难题的有效破解之法。

需求侧响应常态化应用,保留煤电备用装机

去年出现电力缺口后,电网公司对需求侧响应的重视程度增加。

今年7月,四川启动超500万千瓦的经济型需求响应,占全省用电最高负荷的10%左右;迎峰度夏期间,浙江预留了1250万千瓦的可中断负荷,还扩大了参与需求响应客户的范围,挖掘工业生产、商业楼宇等领域的柔性可调节资源。

需求侧响应是指用户针对价格或者激励机制的变化做出响应从而改变其电力消费的市场参与行为。经济型需求响应一般占电网最大电力负荷5%。

华北电力大学经济与管理学院教授袁家海告诉界面新闻,需求侧响应不仅可以帮助削峰填谷,扛过一年中约100小时的尖峰负荷时段,还可以更好的进行实时电力平衡管理,帮助新能源更好的消纳。

“现在省级电网基本上具备经济型需求响应能力。到2030年,常态化10%的需求响应能力,将成为可以实现的目标”,袁家海称。

在电力系统内保留常规煤电机组作为备用电源,进行战略备用,也极为关键。

相对火电等常规电源而言,新能源仅有电量替代效益而无容量替代效用。新能源大量并网,将使电力供给容量保障短缺风险将日益突出。火电是容量需求的主要提供者,能够提供足够的备用容量以应对极端情况。

袁家海认为,未来煤电总体由主力电源向基础保障型和灵活调节型电源转变,其容量价值、灵活调节价值和兜底保障价值会更加凸显。

“全国电力系统内需保留12亿千瓦左右常规煤电机组,保留5000万千瓦应急备用机组,应鼓励合规老旧机组转为应急备用机组。”袁家海说。

到期应该退出市场运行的老旧机组,可以进行容量招标并签订备用合同,或者通过政策确保在合同期内收回投资者的成本,来激励尖峰容量的投资。在系统遇到可靠性问题时,这些机组由调度机构统一调用,从而确保供电安全。

“这部分机组属于专门预留,只有当电量市场无法提供充足容量时,战略备用机组才会投入使用,以保证电力系统所期望的高峰容量备用得到满足。”袁家海解释道。

今年迎峰度夏期间,为保供电,四川1800万千瓦的煤电装机满负荷发电。“但部分机组按照汛期计划处在停机检修状态、备煤不足,加上川渝地区煤矿品位度低、含硫量高煤质不好,以及因高温、缺水等因素,火电机组存在600万千瓦的出力受限。”袁家海告诉界面新闻。

他认为,对燃煤机组可实施价格机制上的容量补偿,实行浮动性补贴,在最尖峰时刻给予为电网保供作出贡献的机组短时容量补贴,可以促进当地火电厂提前维护机组、储备高卡煤,提升现有发电机组生产能力促使一次能源市场和电力市场之间更好地衔接。

发挥电网互联互济作用,打破刚性调度

今年四川缺电期间,仍需履约水电外送。因为“西电东送”国家战略四川大型水电站的发电量国家统调统分,调度权在电网公司的国调中心,为政府决定省间电力分配方案

目前,中国电网规划调度和平衡方式刚性,四川往华东送电为单向送电,为“大飞线”式的输电规划。这种方式存在出力变化不频繁,送电僵直的弊端。

一位国家电网内部人士告诉界面新闻,经历此次缺电问题后,今后电网部门或在对外送合同上,针对特殊年份增加灵活条款。

袁家海告诉界面新闻,13座龙头水电站虽建在四川,但进行年度电力电量平衡和生产计划时,同时算入浙江、江苏和四川省网的电源中,水电站电量统一分配。要想把电留在四川电网里,在技术层面,接入点和输电断面也会受阻。

在电力跨区域交易中,主要为“点对网”和“网对网”两种送电统筹方式,其中以“网对网”为主流。“网”指的是电网,“点”指的是发电企业。

四川特高压直流线路则主要为“点对网送电,即大多数水电站电量直接入特高压电网外送,有个别电站与当地电网链接,但电力输送非常有限。若转向“网对网”的方式,将有助于四川留下电力实现自身保供

“决策者和电力管理者需改变观念和制度规则”,袁家海表示,应建设区域电力市场,发挥市场配置资源作用,通过区域间的自发需求引导电网更好的规划和建设。

“例如,可以让市场决定将部分电量留给四川,而不是现在刚性的执行国家统调统分,从而能极大缓解缺电难题。”袁家海认为。

2015年3月中央下发的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发【2015】9号)明确要求,重新定位电网企业功能,改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况。

国家发改委、国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见也提出,稳步推进省(区、市)/区域电力市场建设。充分发挥省(区、市)市场在全国统一电力市场体系的基础作用,提高省域内电力资源配置效率,保障地方电力基本平衡。

未来的电网将更好地发挥互联互通互济作用,解决“有电送不出、外电进不来”的问题。

据中电联,2021年全国跨区输电能力达到17215万千瓦,跨区送电量完成7091亿千瓦时,比上年增长9.5%,电网更大范围内优化配置资源能力显著增强。

电网间跨省交流互联能力仍需提升。

据清华四川能源互联网研究院近日发表的《对四川高温限电的深度思考——新型电力系统建设中如何抗灾保供》,直流输电线路容量大、效率高,但一般返送能力相对较弱,新能源送端汇集点往往和送端电网的负荷中心不重叠,在送端电网发生用电短缺时,能够发挥的紧急支援作用有限。

上述文章建议加强电网间的跨省交流互联,增强电网间的功率交换能力,从调剂余缺走向互为备用,以提高整个电网在空间上的再平衡能力。

《四川日报》旗下的川观智库指出,应推动四川电网提档升级,特别是加快建设各地至负荷中心输电通道、加强外电入川电力通道建设。

另外,应提升四川和西北等地跨省电力互济的能力,争取国家支持从甘肃、西藏方向建设电力入川通道,确保四川稳定服务国家西电东送战略的同时,也保障全省能源电力供应。

8月30日,国家电网董事长辛保安指出,“十四五”期间四川用电需求仍将快速增长,将加快推进“外电入川”工程,年内推动甘孜-天府南-成都东等重点工程核准,加快阿坝-成都东1000千伏特高压交流工程前期工作。

此外,迎峰度冬前投产500千伏大林输变电工程和东坡、水洛变电站主变扩建工程。年内开工建设500千伏攀西电网优化工程,推动省内送电通道向清洁能源基地延伸。推进电源结构多元开发,推动抽水蓄能、新型储能发展等。

加快水风光多能互补,区域和配网投资下沉

中国水力发电工程学会原副秘书长张博庭认为,加快发展新能源,加快水风光互补,可以缓解电力缺口问题。

他对界面新闻表示,中国是水电大国,水电与抽水蓄能具有天然的调峰调频优势,大型水电站配上风光发电大基地,小水电配合电化学储能调节新能源,形成分布式供能,从技术和经济上都可实现,这不仅可以缓解电力供应压力,还有助于“双碳”目标的达成。

今年3月,国家能源局开展全国主要流域可再生能源一体化规划研究工作,启动全国流域可再生能源综合开发基地。

国家能源局指出,水电响应能力较强,可进一步平滑新能源出力曲线,通过调峰调频从而改善风光消纳问题。此外,风、光与水电年内的发力峰谷存在错位,存在较好的互补性,风光“枯期”水电发力,水电枯期风光可提供一定支撑。

新能源大基地的发展,需用“两个一体化”保障大规模新能源顺利消纳,即电源侧的“风-光-水-火-储”一体化,以及系统层面的“源-网-荷-储”一体化。

此外,未来新能源应用的形式将更注重分布式。袁家海认为,这决定了电网投资下沉,区域内部电网的互联互通及配网投资增加将变得更加重要。

“配网不升级、不市场化,就无法接入更多的分布式资源,无法更多的将储能纳入进来,也难以让虚拟电厂真正发挥作用。”袁家海提出。

虚拟电厂是提升电力系统调节能力的重要手段,可以弥合电力供需矛盾,是解决电网尖峰负荷最经济的选项之一,可以有效缓解缺电难题。

杭州数元电力科技有限公司副总经理俞庆撰文称,当前中国电力行业的产业结构,在发电环节属于寡头竞争,输配环节侧属于电网的自然垄断,用电环节几乎没有成熟的服务商和市场环境,虚拟电厂很难找到合适的生存土壤,离成熟尚远。

与传统电网相比,未来新型电力系统下的电网发展,将形成大电网主导、多种电网形态相融并存的格局。电力系统也由“发-输-变-配-用”的单向过程,形成“源-网-荷-储”的一体化循环过程。

此时,以家庭、社区、园区等不同大小的区域形成多层级微电网,更多的分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易,电源、电力用户、储能、虚拟电厂将参与进来,区域电网发挥调节作用。

这将使得配电网电力交易活跃,需要真正地让市场机制发挥作用,不仅实现资源效率配置的提升,更精准的发现价格,增强就近消纳新能源的能力,也将有助于抵御未来的缺电风险,保障电力系统安全。

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【深度】四川限电敲响警钟,新型电力系统要如何应对缺电危机?

需发挥需求侧响应常态化应用,保留煤电战略备用装机,打破电网刚性调度,加快水风光多能互补,区域和配网投资下沉等。

图片来源:视觉中国

记者 | 席菁华

编辑 | 张慧

随着气温回降,四川省用电供需矛盾终于得到解决。

8月中下旬,受极端高温干旱天气影响,四川出现电力缺口,不得不对工业用户进行限电,并波及了部分居民用电。

此次四川限电,被业内人士认为是未来新型电力系统运行下电力考验的预演。

四川可再生能源占比达84%,与新型电力系统特点相似。为达成“双碳”目标,中国正构建以新能源为主体的新型电力系统。到2060年,国内水、风、光发电占比将达70%以上。

可再生能源在电力系统中占比过高,电网稳定性就易受到极端天气影响,使得电力保供面临挑战。

界面新闻获悉,目前,因新能源渗透率逐步提高,西北五省(区)已出现时段性电力供应紧张常态格局,且呈现出概率化特征。

四川此次缺电是短期可控的,但长期看,中国电力需求持续刚性增长,叠加新型电力系统生产和消费双侧面临愈加明显的波动性,未来迎峰度冬、度夏时期如何防止限电,已成为近在眉睫的问题。

这意味着,未来电力危机可能成为常态,需要提前谋划应对,提高电力系统应对极端情况冲击的能力。

为缓解用电负荷高峰期缺电问题,去年起,国内多地调整分时电价政策,提高尖峰段电价,扩大分时电价峰谷价差。除大工业用户外,一些省份还将峰谷分时电价纳入居民电价,工商业用户也在扩大峰谷分时电价的范围和价差。

电价形成机制是电力市场建设的关键,引入竞争机制可以促进电力平衡,使得电力资源得到优化配置。但在中国的国情下,电是特殊商品,电价在国民经济中的作用巨大,具有明显公共事业属性,很难实现电力完全市场化,且电价完全放开。

在此背景下,需求侧响应规模化常态化应用、保留战略备用煤电装机、区域电网发展下沉,增大电网互联互通和配网投资、完善容量市场,给予尖峰补贴、善区域电力市场建设等,将是未来缺电难题的有效破解之法。

需求侧响应常态化应用,保留煤电备用装机

去年出现电力缺口后,电网公司对需求侧响应的重视程度增加。

今年7月,四川启动超500万千瓦的经济型需求响应,占全省用电最高负荷的10%左右;迎峰度夏期间,浙江预留了1250万千瓦的可中断负荷,还扩大了参与需求响应客户的范围,挖掘工业生产、商业楼宇等领域的柔性可调节资源。

需求侧响应是指用户针对价格或者激励机制的变化做出响应从而改变其电力消费的市场参与行为。经济型需求响应一般占电网最大电力负荷5%。

华北电力大学经济与管理学院教授袁家海告诉界面新闻,需求侧响应不仅可以帮助削峰填谷,扛过一年中约100小时的尖峰负荷时段,还可以更好的进行实时电力平衡管理,帮助新能源更好的消纳。

“现在省级电网基本上具备经济型需求响应能力。到2030年,常态化10%的需求响应能力,将成为可以实现的目标”,袁家海称。

在电力系统内保留常规煤电机组作为备用电源,进行战略备用,也极为关键。

相对火电等常规电源而言,新能源仅有电量替代效益而无容量替代效用。新能源大量并网,将使电力供给容量保障短缺风险将日益突出。火电是容量需求的主要提供者,能够提供足够的备用容量以应对极端情况。

袁家海认为,未来煤电总体由主力电源向基础保障型和灵活调节型电源转变,其容量价值、灵活调节价值和兜底保障价值会更加凸显。

“全国电力系统内需保留12亿千瓦左右常规煤电机组,保留5000万千瓦应急备用机组,应鼓励合规老旧机组转为应急备用机组。”袁家海说。

到期应该退出市场运行的老旧机组,可以进行容量招标并签订备用合同,或者通过政策确保在合同期内收回投资者的成本,来激励尖峰容量的投资。在系统遇到可靠性问题时,这些机组由调度机构统一调用,从而确保供电安全。

“这部分机组属于专门预留,只有当电量市场无法提供充足容量时,战略备用机组才会投入使用,以保证电力系统所期望的高峰容量备用得到满足。”袁家海解释道。

今年迎峰度夏期间,为保供电,四川1800万千瓦的煤电装机满负荷发电。“但部分机组按照汛期计划处在停机检修状态、备煤不足,加上川渝地区煤矿品位度低、含硫量高煤质不好,以及因高温、缺水等因素,火电机组存在600万千瓦的出力受限。”袁家海告诉界面新闻。

他认为,对燃煤机组可实施价格机制上的容量补偿,实行浮动性补贴,在最尖峰时刻给予为电网保供作出贡献的机组短时容量补贴,可以促进当地火电厂提前维护机组、储备高卡煤,提升现有发电机组生产能力促使一次能源市场和电力市场之间更好地衔接。

发挥电网互联互济作用,打破刚性调度

今年四川缺电期间,仍需履约水电外送。因为“西电东送”国家战略四川大型水电站的发电量国家统调统分,调度权在电网公司的国调中心,为政府决定省间电力分配方案

目前,中国电网规划调度和平衡方式刚性,四川往华东送电为单向送电,为“大飞线”式的输电规划。这种方式存在出力变化不频繁,送电僵直的弊端。

一位国家电网内部人士告诉界面新闻,经历此次缺电问题后,今后电网部门或在对外送合同上,针对特殊年份增加灵活条款。

袁家海告诉界面新闻,13座龙头水电站虽建在四川,但进行年度电力电量平衡和生产计划时,同时算入浙江、江苏和四川省网的电源中,水电站电量统一分配。要想把电留在四川电网里,在技术层面,接入点和输电断面也会受阻。

在电力跨区域交易中,主要为“点对网”和“网对网”两种送电统筹方式,其中以“网对网”为主流。“网”指的是电网,“点”指的是发电企业。

四川特高压直流线路则主要为“点对网送电,即大多数水电站电量直接入特高压电网外送,有个别电站与当地电网链接,但电力输送非常有限。若转向“网对网”的方式,将有助于四川留下电力实现自身保供

“决策者和电力管理者需改变观念和制度规则”,袁家海表示,应建设区域电力市场,发挥市场配置资源作用,通过区域间的自发需求引导电网更好的规划和建设。

“例如,可以让市场决定将部分电量留给四川,而不是现在刚性的执行国家统调统分,从而能极大缓解缺电难题。”袁家海认为。

2015年3月中央下发的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发【2015】9号)明确要求,重新定位电网企业功能,改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况。

国家发改委、国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见也提出,稳步推进省(区、市)/区域电力市场建设。充分发挥省(区、市)市场在全国统一电力市场体系的基础作用,提高省域内电力资源配置效率,保障地方电力基本平衡。

未来的电网将更好地发挥互联互通互济作用,解决“有电送不出、外电进不来”的问题。

据中电联,2021年全国跨区输电能力达到17215万千瓦,跨区送电量完成7091亿千瓦时,比上年增长9.5%,电网更大范围内优化配置资源能力显著增强。

电网间跨省交流互联能力仍需提升。

据清华四川能源互联网研究院近日发表的《对四川高温限电的深度思考——新型电力系统建设中如何抗灾保供》,直流输电线路容量大、效率高,但一般返送能力相对较弱,新能源送端汇集点往往和送端电网的负荷中心不重叠,在送端电网发生用电短缺时,能够发挥的紧急支援作用有限。

上述文章建议加强电网间的跨省交流互联,增强电网间的功率交换能力,从调剂余缺走向互为备用,以提高整个电网在空间上的再平衡能力。

《四川日报》旗下的川观智库指出,应推动四川电网提档升级,特别是加快建设各地至负荷中心输电通道、加强外电入川电力通道建设。

另外,应提升四川和西北等地跨省电力互济的能力,争取国家支持从甘肃、西藏方向建设电力入川通道,确保四川稳定服务国家西电东送战略的同时,也保障全省能源电力供应。

8月30日,国家电网董事长辛保安指出,“十四五”期间四川用电需求仍将快速增长,将加快推进“外电入川”工程,年内推动甘孜-天府南-成都东等重点工程核准,加快阿坝-成都东1000千伏特高压交流工程前期工作。

此外,迎峰度冬前投产500千伏大林输变电工程和东坡、水洛变电站主变扩建工程。年内开工建设500千伏攀西电网优化工程,推动省内送电通道向清洁能源基地延伸。推进电源结构多元开发,推动抽水蓄能、新型储能发展等。

加快水风光多能互补,区域和配网投资下沉

中国水力发电工程学会原副秘书长张博庭认为,加快发展新能源,加快水风光互补,可以缓解电力缺口问题。

他对界面新闻表示,中国是水电大国,水电与抽水蓄能具有天然的调峰调频优势,大型水电站配上风光发电大基地,小水电配合电化学储能调节新能源,形成分布式供能,从技术和经济上都可实现,这不仅可以缓解电力供应压力,还有助于“双碳”目标的达成。

今年3月,国家能源局开展全国主要流域可再生能源一体化规划研究工作,启动全国流域可再生能源综合开发基地。

国家能源局指出,水电响应能力较强,可进一步平滑新能源出力曲线,通过调峰调频从而改善风光消纳问题。此外,风、光与水电年内的发力峰谷存在错位,存在较好的互补性,风光“枯期”水电发力,水电枯期风光可提供一定支撑。

新能源大基地的发展,需用“两个一体化”保障大规模新能源顺利消纳,即电源侧的“风-光-水-火-储”一体化,以及系统层面的“源-网-荷-储”一体化。

此外,未来新能源应用的形式将更注重分布式。袁家海认为,这决定了电网投资下沉,区域内部电网的互联互通及配网投资增加将变得更加重要。

“配网不升级、不市场化,就无法接入更多的分布式资源,无法更多的将储能纳入进来,也难以让虚拟电厂真正发挥作用。”袁家海提出。

虚拟电厂是提升电力系统调节能力的重要手段,可以弥合电力供需矛盾,是解决电网尖峰负荷最经济的选项之一,可以有效缓解缺电难题。

杭州数元电力科技有限公司副总经理俞庆撰文称,当前中国电力行业的产业结构,在发电环节属于寡头竞争,输配环节侧属于电网的自然垄断,用电环节几乎没有成熟的服务商和市场环境,虚拟电厂很难找到合适的生存土壤,离成熟尚远。

与传统电网相比,未来新型电力系统下的电网发展,将形成大电网主导、多种电网形态相融并存的格局。电力系统也由“发-输-变-配-用”的单向过程,形成“源-网-荷-储”的一体化循环过程。

此时,以家庭、社区、园区等不同大小的区域形成多层级微电网,更多的分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易,电源、电力用户、储能、虚拟电厂将参与进来,区域电网发挥调节作用。

这将使得配电网电力交易活跃,需要真正地让市场机制发挥作用,不仅实现资源效率配置的提升,更精准的发现价格,增强就近消纳新能源的能力,也将有助于抵御未来的缺电风险,保障电力系统安全。

未经正式授权严禁转载本文,侵权必究。