新能源与核电并网运行，导致电力系统调节能力下降，电网平衡能力受到挑战
来源：宝鄂实业
2019-04-22 11:29
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新能源发电具有随机性和波动性，多呈现“反调峰特性”。预计2035年新能源日最大功率波动可达6亿千瓦，将给电网带来15%~30%反调峰压力。此外，新能源机组大规模替代常规发电使系统总体惯量不断减小，抗扰动能力下降，容易诱发全网频率稳定和电压稳定问题。另一方面，核电发展将给电网带来更大调峰压力。我国当前核电装机4500万千瓦，在建机组装机持续保持世界第一，然而从技术标准、操作规范、运行经验等方面，国内核电还无法参与系统调峰。此外，核电并网运行还会减小常规电源的开机容量，影响常规电源灵活性的释放，进而导致系统整体平衡能力下降。
二是特高压输电通道发展，需要大型灵活性电源提供快速功率备用。我国未来还将陆续投建数条特高压工程，以实现能源资源在全国范围内的大规模优化配置。对于多直流馈入的受端电网，电网大功率缺失后，有功潮流将大范围转移，转移功率与相关断面正常输送功率叠加，会造成主要断面或局部设备长时间过载，甚至导致系统功角失稳，电网频率特性呈恶化趋势，有功控制压力激增，亟需在受端地区布局大型快速灵活性电源，抽蓄电站是最优选择之一。
(三)党的十九大报告指出，要积极推进混合所有制改革，激发各类市场主体活力。国家电网公司也已提出在抽水蓄能电站领域，引进社会资本参与合作。抽蓄电站投资建设迎来重要的机遇期和活力释放期。
习总书记在党的十九大报告、纪念改革开放四十周年大会以及2018年中央经济工作会议上均强调，要毫不动摇鼓励、支持、引导非公有制经济发展。为解决传统思想观念束缚、市场准入和融资难、合法权益得不到充分保障等问题，国务院、各部门、各地政府在政策制定和实际工作中开展了大量工作。
在抽水蓄能电站建设方面，国家相关政策鼓励逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主，按国家规划和政策要求投资建设抽水蓄能电站。在以上政策的鼓励下，非电网公司资本投资的抽水蓄能电站已经建成或正在深入推进前期工作。2019年初，国家电网公司“两会”工作报告创造性地提出“三型两网、世界一流”的目标追求，进一步明确了“共享型”企业的社会属性，未来一段时期必将更积极有序推进抽蓄电站投资和市场开放，吸引更多社会资本和各类市场主体参与能源互联网建设和价值挖掘。
(四)随着技术创新不断进步，火电机组灵活性运行、电化学储能等能源技术将成为决定未来抽水蓄能发展格局的最为重要影响因素之一。
一是火电灵活性改造进度滞后，为抽水蓄能建设提供了空间。火电作为我国的主力电源，通过灵活性改造可释放的灵活调节潜力巨大，且灵活性改造成本在50~200元/千瓦左右，远低于新建抽水蓄能成本。《电力发展“十三五”规划》明确要求“十三五”期间“三北”地区火电灵活性改造2.15亿千瓦，其中热电机组灵活性改造1.33亿千瓦，纯凝机组改造8200万千瓦。然而，从灵活性改造实际进展看，由于缺乏配套政策和市场机制，各发电企业积极性不高。根据各省调研收资情况，截至2018年11月底，“三北”地区已完成改造规模只有4009万千瓦，预计2020年底改造累计规模也只有7550万千瓦左右，与规划目标仍有较大差距。
二是电化学储能在经济性、安全性上的劣势明显，一定时期内无法取代抽水蓄能。在多种非抽蓄储能技术中，电化学储能被认为是最具发展前景的技术。与抽水蓄能相比，电化学储能具有建设周期较短、选址要求低和建设规模灵活等特点，应用范围广泛。近几年我国电化学储能市场发展迅速，但是由于经济性和安全性的制约，电化学储能仍无法实现大规模推广。综合多家权威机构预测结果，2030年前电化学储能经济性仍低于抽水蓄能，即使是电化学储能中经济性较好的铅炭电池和锂离子电池，其度电成本仍比抽水蓄能高1.5倍和2.5倍。此外，目前电化学储能仍存在较大的安全隐患，电化学储能相关消防风险安全评估和预案措施缺位，电池管理系统技术水平参差不齐，2018年以来已经发生了多起储能电站爆炸起火事故。
总体来看，稳步推进能源领域供给侧改革，是能源和电力实现高质量发展的主线。新能源大规模发展、跨省区配置通道和互济能力建设等都对电网调节能力等提出更高要求，梳理总结当前面临的关键问题、科学研判发展形势，对抽蓄电站紧抓未来一段时间的重要机遇期、助力现代能源体系建设有重要意义。
二是特高压输电通道发展，需要大型灵活性电源提供快速功率备用。我国未来还将陆续投建数条特高压工程，以实现能源资源在全国范围内的大规模优化配置。对于多直流馈入的受端电网，电网大功率缺失后，有功潮流将大范围转移，转移功率与相关断面正常输送功率叠加，会造成主要断面或局部设备长时间过载，甚至导致系统功角失稳，电网频率特性呈恶化趋势，有功控制压力激增，亟需在受端地区布局大型快速灵活性电源，抽蓄电站是最优选择之一。
(三)党的十九大报告指出，要积极推进混合所有制改革，激发各类市场主体活力。国家电网公司也已提出在抽水蓄能电站领域，引进社会资本参与合作。抽蓄电站投资建设迎来重要的机遇期和活力释放期。
习总书记在党的十九大报告、纪念改革开放四十周年大会以及2018年中央经济工作会议上均强调，要毫不动摇鼓励、支持、引导非公有制经济发展。为解决传统思想观念束缚、市场准入和融资难、合法权益得不到充分保障等问题，国务院、各部门、各地政府在政策制定和实际工作中开展了大量工作。
在抽水蓄能电站建设方面，国家相关政策鼓励逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主，按国家规划和政策要求投资建设抽水蓄能电站。在以上政策的鼓励下，非电网公司资本投资的抽水蓄能电站已经建成或正在深入推进前期工作。2019年初，国家电网公司“两会”工作报告创造性地提出“三型两网、世界一流”的目标追求，进一步明确了“共享型”企业的社会属性，未来一段时期必将更积极有序推进抽蓄电站投资和市场开放，吸引更多社会资本和各类市场主体参与能源互联网建设和价值挖掘。
(四)随着技术创新不断进步，火电机组灵活性运行、电化学储能等能源技术将成为决定未来抽水蓄能发展格局的最为重要影响因素之一。
一是火电灵活性改造进度滞后，为抽水蓄能建设提供了空间。火电作为我国的主力电源，通过灵活性改造可释放的灵活调节潜力巨大，且灵活性改造成本在50~200元/千瓦左右，远低于新建抽水蓄能成本。《电力发展“十三五”规划》明确要求“十三五”期间“三北”地区火电灵活性改造2.15亿千瓦，其中热电机组灵活性改造1.33亿千瓦，纯凝机组改造8200万千瓦。然而，从灵活性改造实际进展看，由于缺乏配套政策和市场机制，各发电企业积极性不高。根据各省调研收资情况，截至2018年11月底，“三北”地区已完成改造规模只有4009万千瓦，预计2020年底改造累计规模也只有7550万千瓦左右，与规划目标仍有较大差距。
二是电化学储能在经济性、安全性上的劣势明显，一定时期内无法取代抽水蓄能。在多种非抽蓄储能技术中，电化学储能被认为是最具发展前景的技术。与抽水蓄能相比，电化学储能具有建设周期较短、选址要求低和建设规模灵活等特点，应用范围广泛。近几年我国电化学储能市场发展迅速，但是由于经济性和安全性的制约，电化学储能仍无法实现大规模推广。综合多家权威机构预测结果，2030年前电化学储能经济性仍低于抽水蓄能，即使是电化学储能中经济性较好的铅炭电池和锂离子电池，其度电成本仍比抽水蓄能高1.5倍和2.5倍。此外，目前电化学储能仍存在较大的安全隐患，电化学储能相关消防风险安全评估和预案措施缺位，电池管理系统技术水平参差不齐，2018年以来已经发生了多起储能电站爆炸起火事故。
总体来看，稳步推进能源领域供给侧改革，是能源和电力实现高质量发展的主线。新能源大规模发展、跨省区配置通道和互济能力建设等都对电网调节能力等提出更高要求，梳理总结当前面临的关键问题、科学研判发展形势，对抽蓄电站紧抓未来一段时间的重要机遇期、助力现代能源体系建设有重要意义。
