中國新能源裝機在以超預期的速度飛漲。
據(jù)官方統(tǒng)計數(shù)據(jù)，原計劃要在2030年實現(xiàn)的風光總裝機12億千瓦目標，在2023年底就已完成了10億千瓦。照此速度，2024年就可以完成12億千瓦裝機目標，整整提前六年。
然而，另外一個數(shù)據(jù)也非常值得注意——2023年，煤電電量占比從59%回升至63%，終止了連續(xù)4年的下降趨勢，漲回到了2019年的水平。
兩項數(shù)據(jù)對比說明，風光發(fā)電的電量占比，并沒有隨著裝機大幅增長而上升。新能源“有裝機，無電量”的尷尬現(xiàn)狀，與中國正在加緊構建的以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)并不匹配。
究其原因，有電源側、用戶側的種種不適應，其中最關鍵的，還是大電網(wǎng)所表現(xiàn)出的超級不適應。電網(wǎng)消納的瓶頸問題，正在成為走向碳中和進程中最薄弱的一環(huán)。
對這個問題，電網(wǎng)企業(yè)其實已經(jīng)深刻意識到了。華夏能源網(wǎng)（公眾號hxny3060）注意到，近日，國家電網(wǎng)在2024年工作會議上鄭重提出，將“加快建設新型電網(wǎng)，打造數(shù)智化堅強電網(wǎng)”。為此，國家電網(wǎng)2024年將投資超5000億元。
“新型電網(wǎng)”的提法，對標的新型電力系統(tǒng)建設目標。這一提法的深意在于，現(xiàn)有的大電網(wǎng)對間歇性的、不穩(wěn)定的風光新能源“消化不良”，為適應高比例新能源接入電網(wǎng)的時代，大電網(wǎng)需要從頭到腳來一次徹底的革命。
特高壓“困局”
近年來，為了適配新能源大發(fā)展，國家電網(wǎng)一直在真金白銀加大投入，2020年至2023年，國家電網(wǎng)的電網(wǎng)投資分別為4605億元、4882億元、超5000億元、超5200億元。
國家電網(wǎng)投資的一大方向是特高壓，即輸電環(huán)節(jié)。截至2023年年底，西北地區(qū)新能源發(fā)電裝機容量達2.1億千瓦，占比超50%。未來幾年，西北地區(qū)風光大基地、沙戈荒項目還將有逾5億千瓦的裝機落地。要將西北地區(qū)豐富的風光資源輸送到東部，加強特高壓建設刻不容緩。
截至2023年底，國家電網(wǎng)累計建成19項交流、16項直流，共35項特高壓工程；2023全年投產(chǎn)6項特高壓工程，包括駐馬店—武漢1000千伏特高壓交流工程等項目。2024年，結合各地多條重點特高壓工程的建設進展，還有武漢至南昌、川渝1000千伏特高壓交流等6項工程，有望在年內(nèi)建成投運。
但是，即使特高壓在狂飆突進加快建設，西北地區(qū)的棄風棄光現(xiàn)象還是驟然抬頭。過去一年中，在風光新能源裝機占比達到65%的青海省，中午高峰時段，電網(wǎng)已經(jīng)要求新能源場站停止發(fā)電三到四個小時。
在西北地區(qū)，由于電網(wǎng)系統(tǒng)面臨在發(fā)、輸、配、受端不匹配的問題，窩電、調(diào)峰不到位等矛盾也很突出。
比如，青海窩電嚴重，主要就受限于省內(nèi)唯一特高壓外送通道——青豫直流的外送能力上。青豫直流2020年底建成投運，設計年送電能力400億度，但直到2023年全年實際送電量尚不及設計能力的四分之一。
青豫直流利用率不達標的原因之一是技術因素。高比例新能源缺少常規(guī)電源支撐，疊加新能源的間歇性、不穩(wěn)定性，給電網(wǎng)帶來巨大沖擊。在為新能源配套的煤電發(fā)電機組尚未到位投產(chǎn)的情況下，青豫直流外送電力組織困難。
盡管青海省正在積極推動第二條特高壓通道——海西州送廣西通道的建設，但是鑒于青豫直流的前車之鑒，新建特高壓線路的必要性備受質(zhì)疑。
除了根深蒂固的技術因素，風光大基地、沙戈荒基地新能源發(fā)出來的電，最終能不能順利送出去，也很成問題。目前沙戈荒基地外送通道都還只是意向，要想最終落地，送端和受端還要經(jīng)過艱苦的談判與博弈。
以已納入“十四五”規(guī)劃的庫布齊中北部基地的“蒙西至京津翼”通道為例，本來這條通道按規(guī)劃要落地在河北省滄州市，要實現(xiàn)蒙西發(fā)電為中部地區(qū)所用，但現(xiàn)在河北南網(wǎng)的電力也是過剩的，河北省內(nèi)的分布式光伏突飛猛進，和蒙西地區(qū)的新能源出力曲線相近。也就是說，河北可能不需要如此大量的外送電力。
此外，在特高壓通道路線設計上，中間落地哪些省份，受端和送端的電價、電量如何確定，相關各方也博弈激烈。
按照要求，新建特高壓通道可再生能源電量比例原則上不低于50%。然而，由于新能源的間歇性給電網(wǎng)帶來不穩(wěn)定性，當前西北地區(qū)的特高壓利用小時數(shù)受限，現(xiàn)有特高壓線路規(guī)劃中的新能源比例，也遠低于可再生能源50%的要求。據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2022年，天中、靈紹、祁韶、昭沂、吉泉、陜武等特高壓線路可再生能源占比分別為40%、20%、15%、28%和28%。
大手筆投建的特高壓通道，需要直面上述種種運營上的窘境。如何突破特高壓的特有困局，有待國家電網(wǎng)提出的“新型電網(wǎng)”概念來進一步破題。
配電網(wǎng)迷途
“大基地+特高壓”支撐的“電從遠方來”模式，受到了行業(yè)人士質(zhì)疑，如中國工程院原副院長、中國工程院院士杜祥琬就極力呼吁“電從身邊來”的模式，也就是鼓勵中東部分布式新能源的“就地開發(fā)、就地消納”。
但不容樂觀的是，中東部的分布式新能源目前正在受到配電網(wǎng)的抑制，消納難的問題成為“攔路虎”。
中國76%的國土面積上的風能和幾乎100%的國土面積上的太陽能都具有開發(fā)潛力。以太陽能光伏發(fā)電為例，業(yè)內(nèi)專家測算，如果充分利用我國東部地區(qū)的太陽能資源發(fā)電，可以提供2050年全社會總用電量（15萬億度）的三分之一。
目前，中東部分布式新能源開發(fā)卡在了配電網(wǎng)建設不足上。近一年多來，分布式光伏開發(fā)走在前面的冀魯豫等地區(qū)，由于配電側可接入容量有限，特別是農(nóng)村電網(wǎng)普遍薄弱，隨著戶用光伏大量接入，很多區(qū)域出現(xiàn)配變、線路、主變上送重過載問題。冀魯豫部分市縣，由于配電網(wǎng)臺區(qū)與線路的承載能力已達到飽和，戶用光伏在380伏側接入已無容量可用，因而暫停了380伏側的并網(wǎng)申請，待擴容后再開放。
伴隨著容量超限問題的持續(xù)發(fā)酵，一度讓市場產(chǎn)生了政策口徑不一的錯覺：上面要求“應并盡并”，下面卻不得不嚴令“應停當停”。
要解決電網(wǎng)承載力問題，電網(wǎng)公司需要根據(jù)戶用光伏接入有源配電網(wǎng)需要，加大配電網(wǎng)改造力度，提高戶用光伏在低壓側的接入能力。我國北方省份戶均配電容量大多在3千瓦左右，而國際上如德國等發(fā)達國家和國內(nèi)浙江等省份，這一數(shù)據(jù)在6-8千瓦。
配電網(wǎng)在現(xiàn)有基礎上擴容一倍，當然是解決方案之一。但問題是，誰來扛起配電網(wǎng)擴容的責任呢？巨額投資誰來承擔？這背后有一個機制體制與積極性的問題。
2017年，國家發(fā)改委、能源局出臺文件，鼓勵分布式發(fā)電項目與就近的電力用戶以多種方式實現(xiàn)電量的就近消納，電網(wǎng)公司可針對分布式市場化交易收取“過網(wǎng)費”。但是，由于政府希望降低分布式光伏的開發(fā)難度，進而規(guī)定農(nóng)戶不繳納上一級電壓等級的輸電價格，且“過網(wǎng)費”的標準準過低。
現(xiàn)行“過網(wǎng)費”標準減去了輸配電價中的交叉補貼、政府性基金和附加，每度電僅有1.5分到5分，如在同一電壓等級之下，“過網(wǎng)費”甚至為零。這一標準執(zhí)行前，在同檔情況下，電網(wǎng)公司收取的包括交叉補貼和政府性基金及附加在內(nèi)的輸配電價一般都在0.2元/千瓦時以上。
也就是說，“過網(wǎng)費”標準過低、機制不科學，導致在配電網(wǎng)擴容上陷入了“誰建誰賠錢”的尷尬。
事情的復雜性還不止于此。戶用光伏所發(fā)電量，最好的消納方式是“隔墻售電”，但是，“隔墻售電”知易行難。隨著分布式新能源越來越多，隔墻用戶真的有那么多的用電需求嗎？
此外，還不是多與少的問題，現(xiàn)有的配電網(wǎng)從根本上來說還與分布式新能源不相適應。
風能和太陽能的間歇性和不確定性，使得風光機組很難單獨運行，需要配套一些功率補償或平滑的燃煤機組、儲能，以及需求響應和電動汽車。后兩者既是靈活性措施，又具有不確定性。這就需要一個能集成這一切的新型電網(wǎng)。
現(xiàn)有的配電網(wǎng)絡是按單向潮流設計的，不具備有效集成大量分布式電源的技術潛能，需要升級成接納高比例分布式可再生能源、適應雙向潮流的電力交換網(wǎng)絡，這便是國家電網(wǎng)投巨資建設“新型電網(wǎng)”的應有之義。
系統(tǒng)結構之變
在火電時代，由于火電機組具有高度的穩(wěn)定性和可靠性，電力供給可以隨著電力需求的變動而變動。用電高峰時段，火電機組開足馬力全力供應；用電低谷時段，火電機組減少出力。這一過程中，源隨荷動，電網(wǎng)調(diào)度是這一系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的核心。
到了新能源時代，一切都變了。新能源根本就不聽電網(wǎng)的調(diào)度，電力系統(tǒng)需要新能源多出力時，它可能夜間一度電也發(fā)不出來；電力系統(tǒng)需要新能源減少出力的時候，它中午的強光照耀根本停不下來。
也就是說，新能源成為主體電源后“源隨荷動”那套傳統(tǒng)玩法就玩不轉了。到那時，電網(wǎng)的不適應性就不是特高壓夠不夠、配電網(wǎng)夠不夠的問題了。電網(wǎng)企業(yè)不改變原有“源隨荷動”的舊思維，建再多的特高壓、配電網(wǎng)也無濟于事。
在新型電力系統(tǒng)下，要從“源隨荷動”轉變到雙向互動，或者說是“源網(wǎng)荷儲一體化”。新能源發(fā)電要通過風光火打捆、儲能等手段去適應變動不居的電力負荷，電力負荷也要去主動適配不穩(wěn)定的新能源發(fā)電。
目前已成共識的是，新型電力系統(tǒng)的構建，應該把用戶側需求響應的潛力充分發(fā)揮出來。有發(fā)電央企人士舉例稱，用戶側中，僅僅一個紡織行業(yè)的需求側靈活調(diào)節(jié)能力就達到35%，即可調(diào)負荷占行業(yè)用電負荷的35%。鋼鐵、電解鋁等行業(yè)的可調(diào)負荷占比，最大也能達到20%。
中國光伏行業(yè)協(xié)會副秘書長劉譯陽此前曾表示，現(xiàn)在的“風光大基地+特高壓”、“分布式新能源+配電網(wǎng)”的模式，并非新型電力系統(tǒng)的終極解決方案，未來還是要過渡到能源互聯(lián)網(wǎng)、源網(wǎng)荷儲一體化的發(fā)展模式。
源網(wǎng)儲荷一體化、雙向互動的愿景美好，實施起來離不開電源方、制造業(yè)、電網(wǎng)公司等多方形成合力。作為整個系統(tǒng)的關鍵，現(xiàn)行電網(wǎng)體系將面臨靈魂之問：早已習慣了中心化調(diào)度、源隨荷動的電網(wǎng)企業(yè)，做好變革的準備了嗎？
以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，將很難用傳統(tǒng)大電網(wǎng)的科層式管理邏輯去“理清”。就像分布式新能源“隔墻售電”業(yè)務，現(xiàn)有的、高度中心化的電網(wǎng)管理體制就很難與之相適應。數(shù)千萬個分布式發(fā)電設備，與幾十億上百億的各類用電負荷之間，進行高頻、小額、本地化的電能量交換，不可能靠大電網(wǎng)的集中管理和集中市場交易去實現(xiàn)。
就像中心化的銀行，永遠做不了支付寶的“花唄”“借唄”業(yè)務一樣，集中式、中心化的大電網(wǎng)不是技術方面不行，而是無法適應分布式這樣一個全新的生態(tài)結構。
這也要求，電網(wǎng)企業(yè)在大手筆建設“新型電網(wǎng)”的過程中，除了上馬特高壓、配電網(wǎng)等硬件，更需要加強新型電網(wǎng)的軟件建設。向著新型電網(wǎng)轉型，電網(wǎng)企業(yè)甚至需要有“革自己命”的勇氣，這是一場深刻的、系統(tǒng)的變革。
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