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新型电力系统到底“新”在哪里？

[宁波电工电气协会]发表于 2022-04-26 10:15:52 阅读次数：0 次

   按照全国电网运行与控制标准化技术委员会给出的新型电力系统的定义，新型电力系统是以承载实现碳达峰碳中和，贯彻新发展理念、构建新发展格局、推动高质量发展的内在要求为前提，确保能源电力安全为基本前提、以满足经济社会发展电力需求为首要目标、以最大化消纳新能源为主要任务，以坚强智能电网为枢纽平台，以源网荷储互动与多能互补为支撑，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基本特征的电力系统。这个定义非常全面，提到了新型电力系统的基本前提、首要目标、主要任务、实现手段和基本特征。但也不难发现，定义虽然“全面”，其不足也很突出，很难总结出我国要建设的新型电力系统到底“新”在哪里。如果我们给出的定义过于宽泛，核心要点过多，容易把握不住本质的“新”，就会分散投资的方向，甚至在错误的方向上付出巨大的成本，从而引发电价的不合理上涨。
 
   电力系统不断升级下的新旧相对论
 
   回顾我国的电力系统发展，历次电力系统升级都曾产生过当时的“新型电力系统”。
   根据电力规划总院的相关研究成果，到目前可分为起步发展、省级电网互联、区域电网互联三个阶段。回头看看那些被替代的电力系统，也曾经是新型电力系统，例如省级电网互联的电力系统相对起步发展阶段的电力系统就可以称为新型电力系统，区域电网互联的电力系统相对省级电网互联的电力系统也可以称为新型电力系统。
 
   起步发展阶段
 
   此阶段指从19世纪80年代我国电力起步到1980年左右省级电网初步形成的阶段。起步发展阶段，我国电力系统以小电源、单个电网为主。由初期孤立电厂外送直接供电，发展到多个电厂互联和以电厂为中心向四周供电的局部电力系统，电力就地平衡，系统分散，不均衡发展；后期，随着220千伏线路的建设，城市电网形成。至1980年，省级电网基本形成，全国有容量10万千瓦以上电网32个，其中100万千瓦12个。全国发电设备容量达6587万千瓦。该阶段电网伴随电源建设特点明显，电网结构薄弱，自动化水平较低，电网频繁出现稳定问题，仅“四五”时期发生的稳定事故就有100起左右。
 
   省级电网互联阶段
 
   此阶段指1980年到1995年，相比较起步发展阶段，区域电力系统形成时期。改革开放以来，集资办电等一系列政策的实施，极大地促进了电力建设，带动我国电力系统快速发展。该阶段是市场经济体制的确立与探索时期，加快适应国民经济发展仍然是该时期电力工业建设的主要任务。电力行业管理体制实现政企分开。这个阶段电力系统的“新”体现在电网用于互济与互联功能显著提高，超高压电网高速发展，区域电网初步形成。本阶段电力工业进入超高压时期，电力系统建设一方面适应大容量机组远距离外送，另一方面满足电力系统的安全稳定运行；以区域内资源配置为主，立足省内平衡，辅以省间互济，围绕省内负荷中心重视省网建设。除台湾、香港等地区外，全国形成了东北、华北、西北、华中、华东等5 个区域电网、南方联营电网和 10 个独立省区电网的电力系统格局。
 
   全国电网互联阶段
 
   1996年以来，电力工业的建设在社会主义市场经济的大背景下飞速发展，大型梯级水电站和煤电基地相继投产，严重缺电局面开始扭转。进入新世纪，我国启动电力体制改革，实施政企分开、厂网分离。与此同时，国家实施西部大开发和“西电东送”战略，大电源基地、大电网建设进入快速发展阶段。相对于第二阶段，本阶段电力系统的“新”体现在西电东送与区域电网互联。电力系统以区域电网为基础，以超高压、特高压交直流电网为载体，发展跨省大跨区的大规模电力资源配置，电网大范围资源配置能力显著增强。在满足电力系统安全可靠运行，预防事故发生的前提下，立足在能源基本格局下区域平衡，优化主网架结构。截至2020年底，除台湾外，我国各省级电网全部实现交直流联网，基本形成全国联网格局，跨省跨区特高压输电通道22回，交流最高电压等级1000千伏，直流最高电压等级，建成了全世界规模最大的多区域互联、交直流混联电力系统。
   从我国电力系统发展史来看，实际上“新”是与“老和旧”相对的，是个描述事物比较状态的形容词，今天我们建设的新型电力系统，也许20年后就会被更新型的电力系统所替代。上述三个阶段电力系统的演进是以省（城市）电网-区域电网-区域电网互联为主要标志进行的，其间电源侧也经历了燃煤机组从几千千瓦到百万等级、水电机组从几百到七十万等级、核电从无到有、可再生能源成为重要组成部分的巨大进步，但是电源侧的变化并没有成为阶段划分的标志，并没有出现跨越式的、性质的变化。
 
   新型电力系统有其内在核心的“新”
 
   本轮电力系统发展要建设的新型电力系统，就其本身而言，核心本质就是发电侧要大规模、高比例使用可再生能源。其他诸如坚强智能电网、网源荷储互动与多能互补、清洁高效煤电这些特征，其实在我国电网发展的第二三阶段都有提及，甚至部分技术在百年前已经面世，并非是本轮新型电力系统建设的核心特征，而应当定位其为顺应发电侧大规模、高比例使用可再生能源需要采用的可能手段。可再生能源的发电特性是间歇性、不连续性，这与用户侧要求的连续稳定供电相矛盾，也与电力系统安全、连续、稳定供电的基本要求相矛盾，即使是本轮的新型电力系统，也未改变用户侧的需求和电力系统本身的需要，那么就要采用其他手段对冲可再生能源不符合用户侧和电力系统要求的发电特性。当然，技术在不停地进步，20年的时间仍然很长，何时出现新的技术、何时旧有技术经济性取得突破都无法预计，2040年的新型电力系统可能会使用我们暂时还没有发现的技术路径和技术组合。我们现在的分析，是在考虑经济性的前提下，基于现有技术组合和技术路径可行性进行的论证。
 
   为什么要使用坚强智能的电网？
 
   将可再生能源的间歇性与不连续性转变为用户侧所需要的连续稳定供电，有两种方式供选择，一种方式是通过储能（含制氢），使可再生能源生产的电能“离线”形成库存，并在用户侧需要时平稳的释放；另一种方式是通过电网形成平台，由其他能源（主要是传统能源）生产的电能，对可再生能源间歇性与不连续性“在线”进行实时调节服务。本轮新型电力系统的建设之所以选择后一种方式，主要还是考虑经济性因素。由于我国在历年正常气候下，均有3-7日风光出力极小，部分地区甚至可达无风无光的程度，在此情况下如果仅依靠储能，我国电价的水平会上涨到经济无法承受的程度[1]。因此，在目前的技术水平之下，坚强智能的电网是承载大规模、高比例可再生能源的唯一经济性选项。
 
   为什么仍然要发展清洁高效的煤电？
 
   所有以电网为平台的电力系统，都需要三种商品，一是电能量，二是调节能力，三是有效容量（可靠性）。电能量无需过多解释。调节能力是指跟随负荷变化或应对电源侧事故保证系统稳定运行的能力。有效容量是指在极端天气或负荷尖峰时刻能够保证出力、实现系统稳定供电的容量。传统电源一般来说既能提供电能量，又能提供调节能力，还能提供有效容量，因此在本轮新型电力系统建设之前，电源为系统提供的商品是同一主体身兼数职的，经济性较好。可再生能源由于一次动力“看天吃饭”，从事电能量生产是没有问题的，但是在不加装“外设”的前提下，很难提供调节能力，甚至由于一次动力的间歇和不连续，还要大幅增加系统对调节能力的需求。同时，可再生能源出力受天气限制，我国目前负荷高峰的发展趋势是冬季逐步逼近夏季或超过夏季高峰，晚高峰大于日高峰。系统尖峰大概率出现在气候较为极端的时间，该时段往往是可再生能源出力很低、甚至完全没有出力的时段。因此，未来新型电力系统需要可再生能源生产电量以减少碳排放，需要传统电源提供调节能力和有效容量。换言之在保证电力系统可靠性的要求下，未来的尖峰负荷有多大，就应当保留多少容量的传统电源[2]。此外，由于我国缺油少气，且水电资源剩余可开发量不大（且冬季水电往往处于小出力的枯水期），将来支撑新型电力系统有效容量的电源类型只能是清洁的煤电，并将由其提供系统需要的主要调节能力。
 
   为什么要网源荷储互动与多能互补？
 
   从国际经验来看，可再生能源就地平衡的经济性最好，同时在能源供给侧，采用不同能源种类联动会产生互补效益。实际上，随着可再生能源比重增加，仅仅依靠传统电源提供调节和有效容量成本巨大。这好比传统电源同时提供电能量、调节和有效容量模式，像“一个和尚挑水吃”，可再生能源生产电能量，传统电源提供有效容量和调节能力，像“一个和尚（可再生能源）挑水吃，一个和尚（传统电源）等着帮忙抬水吃”，自然而然成本就上升了。通过粗略估算，就能看到可再生能源自身投资成本的下降，远远无法抵消消纳成本的上升，要想办法减少“帮忙抬水和尚”的数量。因此，具有一定调节能力和中断用电能力的用户侧必须要参加调节和提供有效容量。原来用户侧参与调节和提供有效容量的情况很少，主要原因是缺乏有吸引力的价格。而现在由于高比例可再生能源的大规模接入，推动了电价一定程度的上涨，形成了具有一定吸引力的价格。当然，用户侧参与调节和提供有效容量，以单个用户为主体既不可靠、也不具有经济性，利用用户侧资源的方式应当是“网源荷储”一体化和多能互补，这既可以为新型电力系统需要的调节能力和有效容量提供较为廉价的补充，又可以对提高可再生能源就地消纳有一定的促进作用。
 
   新型电力系统的“新”并未止于其本身
 
   实际上，与电力系统前三个发展阶段相比，本轮新型电力系统的外部环境发生了根本性的变化。电力系统发展的前三个阶段，由政府主管部门审批投资、核定电价并分配发电计划，电网企业按照核定电价和政府确定的发电计划，统购统销电量，这实质上是一个“管生又管养”的过程，电源投资没有风险，这也是过去发电企业“跑马圈地”的原因之一。但是本轮新型电力系统建设所处的外部环境是电力市场化，也就是电源项目未来不再是政府“管生又管养”的机制，而是变成了“政府准生、市场谋生”的模式。这恐怕是新型电力系统建设过程中与其他阶段电力系统发展外部条件最大的“新”。
   “市场谋生”的机制对新型电力系统的建设有着重大的意义，因为我们需要的新型电力系统，是为社会经济发展服务的，是不能超越社会经济正常发展所需电价水平的。电力系统发展的任何阶段，能源“不可能三角”都在持续发挥作用，可靠（安全）、绿色、经济永远不可能同时达到。目前技术条件下，在必须安全，且大规模使用绿色电力的前提下，电价上涨是必然的。虽然上涨无法避免，但是上涨的幅度是可以通过精准控制实现最优的。这个精准控制的办法就是市场机制。本轮新型电力系统建设，由于引入了用户侧调节做补充，可采用的技术和商业模式很多，发电侧在电价上升的预期下，也有很多可以使用的技术，各方主体难免出现“王婆卖瓜”，让决策者难以决定产业政策重点支持的技术。但是通过市场机制，可以实现“登台唱戏、同台竞争”的局面，最好、最有发展前途的技术一定是规模化之后可以经受住残酷市场竞争后被筛选出的技术。通过市场竞争筛选出大规模、高比例可再生能源消纳所需要的技术，才是最有经济性的技术，才能确保实现新型电力系统建设成本最小化的目的。
   当然，“市场谋生”还需要坚持技术中立原则的市场设计。既然新型电力系统之下将电力商品分为了电能量、调节和有效容量三种，那么就要相应设计对应的市场。首先，通过现货市场，准确计算可再生能源的消纳成本，以便精准设计场外的政府授权合约和配额制度，以避免过激励，同时通过发用双方承担平衡责任体现电能量商品的特殊性。其次，通过现货市场和辅助服务市场设计，体现电力调节商品的价值。再次，通过容量市场的设计体现有效容量商品的价值。
   总结上述内容，可以明确新型电力系统的“新”来自于两个方面，内在的“新”源于发电侧要大规模、高比例使用可再生能源生产电能量，外在的“新”则是指新型电力系统的投资回报需要在市场竞争中获得。掌握了这两个“新”，就能够获得“慧眼”，穿透技术和经济的“迷雾”，确定工作努力的方向。
   “双碳”新时代，呼唤新型的电力系统。把握了新型电力系统核心的“新”，就能分清哪些是目的、哪些是手段，哪些是“道”、哪些是“术”。只有深刻认识新型电力系统内在和外在的“新”，才能明确要用什么方法去规划投资和评估收益，以及检验不同技术的可行性。
   大道至简，衍化至繁，致远方可行稳！
   [1] 现有储能的经济性仅体现在提供小时级或日级的服务层面。
   [2] 在不考虑用户侧参与调节的情况下。
（来源：微信公众号“电联新媒”作者：谷峰）
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