国网经研院 郭铭群：构建新能源供给消纳体系

摘要：2022年1月，习近平总书记在中共中央政治局第三十六次集体学习时，首次明确提出“要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系”。“大型风光电基地”“煤电”“特高压输变电线路”三要素相辅相成、缺一不可，新能源供给消纳体系的提出对于推进我国能源清洁低碳转型、构建新型电力系统意义重大。

构建新能源供给消纳体系

——访国网经济技术研究院有限公司执行董事、党委书记郭铭群

“十四五”时期是碳达峰的关键期、窗口期，能源发展转型任务紧迫。《“十四五”现代能源体系规划》的出台为“十四五”时期能源发展指明了方向。针对其中提出的“规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系”，记者专访了国网经济技术研究院有限公司执行董事、党委书记郭铭群。

《中国电业与能源》

现阶段我国提出构建新能源供给消纳体系，意义何在？

郭铭群：为应对日益复杂的国际形势和日益严峻的气候变化挑战，2020年9月，我国正式提出碳达峰碳中和战略目标；2021年3月，中央财经委员会第九次会议上明确了“构建清洁低碳安全高效的能源体系”重点任务；2021年10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》提出构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，推动电力资源大范围优化配置。

加快构建清洁低碳安全高效的能源体系是保障国家能源安全，如期实现碳达峰碳中和目标的内在要求。2022年1月，习近平总书记在中共中央政治局第三十六次集体学习时，首次明确提出“要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系”。“大型风光电基地”“煤电”“特高压输变电线路”三要素相辅相成、缺一不可，新能源供给消纳体系的提出对于推进我国能源清洁低碳转型、构建新型电力系统意义重大。

一是大型风光基地集中式开发外送、分布式新能源、海上风电成为我国新能源开发利用的主要方式。结合我国风能、太阳能资源禀赋，2030年前我国新能源发展格局将表现为在西部北部地区进行新能源大规模集约化开发及外送，中东部就近分布式开发利用，沿海地区海上风电基地化开发。其中，我国西部北部地区面积辽阔，新能源资源蕴藏总量巨大，便于风电和光伏的集约化开发、大规模利用。今年全国两会期间，我国政府宣布将在西北戈壁沙漠上建设4.5亿千瓦总装机的风电与光伏发电基地，大力推动能源供给侧清洁化。

二是煤电发挥的电量作用逐渐弱化，定位逐步向以电力保障和调节支撑为主转变。在新能源消纳供给体系中，新能源发电承担更高比例的电量作用，但发电具有随机性、间歇性、不确定性，在负荷高峰时段对电力保障贡献度较低。现阶段我国电力系统仍是以惯量为主导的同步稳定系统，坚持能源供给体系“先立后破”，煤电将继续发挥电力保障作用，扮演支撑系统安全稳定的“压舱石”。配置一定规模煤电，对于实现大型风光基地的安全、可靠外送电力不可或缺。

三是现阶段优先围绕“资源优、电网强、距离近”的新能源基地进行开发外送，通过特高压跨区输电通道实现大范围资源优化配置。我国陆上优质新能源资源大部分分布在西部北部地区，电力就地消纳空间有限，新能源基地距离中东部负荷中心超过1000千米，采用特高压输电技术向中东部地区送电，可实现经济高效的大范围资源优化配置。现阶段将主要利用电网支撑、煤电建设、交通运输等条件较好的风光电基地，充分利用现有输电通道“打捆”送出，再根据需要新增一部分输电通道，将风电光伏基地清洁电力向中东部地区输送。

《中国电业与能源》

目前我国新能源发展和消纳的现状和特点是怎样的？

郭铭群：一是近年来我国新能源发展迅速，超预期实现国家发展目标。“十三五”以来，我国新能源装机规模持续快速增加，由2016年的2.2亿千瓦增加到2020年的5.4亿千瓦。“十三五”电力规划提出，2020年全国新能源装机规模为3.2亿千瓦，2020年底实际装机规模是国家规划目标的1.7倍。新能源发电量占比也由2016年的5.1%提高为2020年的9.5%。

二是新能源消纳整体向好，局部仍存在消纳压力。新能源发电具有波动性和反调峰特性，天然存在消纳难题。“十三五”初期，国家相继出台了风电和光伏监测预警等一系列管理措施，综合施策引导新能源科学有序发展；国家电网有限公司也通过加快输电通道和电网调峰能力建设、加强全网统一调度、促进跨省区交易等，多措并举促进新能源消纳。总体来看，近年来新能源消纳情况整体向好，部分省份由于新能源装机占比较高或短期内增速过快，新能源消纳仍局部存在压力。

三是跨区输电通道新能源电量占比逐年增加。“十三五”以来，国家电网经营区内的在运特高压直流输电线路由5回增加至14回，直流容量由3760万千瓦增长至11960万千瓦，跨区特高压直流线路的新能源输电总量由2016年的77亿千瓦时提高到623亿千瓦时，占“三北”地区新能源总发电量约11%，跨省区输电对促进新能源消纳发挥了重要作用。

《中国电业与能源》

建设新能源供给消纳体系面临什么样的形势和挑战？

郭铭群：在实现碳达峰碳中和目标和推动能源结构清洁低碳转型的路径中，新能源供给消纳体系构建面临如下形势和挑战：

一是中东部地区电力保供压力持续存在。近几年全国范围内煤电装机增速放缓，电力供需形势逐年偏紧。以输送新能源为主的输电通道，由于新能源“靠天吃饭”的发电特性，保供能力与输送常规电源的通道相比有所降低。以单回±800千伏、800万千瓦的直流输电线路配套1000万千瓦新能源装机、400万千瓦煤电装机、200万千瓦储能设施为例，在新能源发电条件较差的冬季保供期，向受端晚高峰时刻仅可提供直流容量50%~60%的可保障电力支撑。

二是电网特性和运行机理发生变化，给电力系统安全运行带来新的考验和挑战。随着大型风光电基地开发外送、分布式新能源、海上风电并举发展，以及电力系统中大规模直流接入，电力系统“双高”特征愈发显著，交直流耦合日趋紧密。在此趋势下，直流故障易引发系统内大范围的电压、频率稳定问题，电力系统动态调节能力将逐渐吃紧，受端电网“强直弱交”、支撑电源“空心化”的问题难以避免，电网安全面临巨大挑战。

三是新能源占比不断提升对系统调节和支撑能力提出更高要求。随着西部北部大型风光电基地以及海上风电基地化开发规模和范围不断扩大，新能源外送将面对源网支撑能力下降、直流调节需求提升、电网孤岛运行等挑战。对于新能源比例进一步提升以及纯新能源外送场景，电网需要适应更大范围的功率、频率、电压波动，系统内的存量调节能力难以满足需求，需要源网荷储各主体充分释放调节能力。

四是新能源消纳机制需要适应完善。跨区送受电方面，目前在运直流输电线路受到短期供需形势、地方利益、价格水平等因素影响，“高峰不给、低谷不要”情况时有发生，通道利用率不高、送端弃电、受端缺电问题并存。新能源本地消纳方面，电源辅助调节机制、省间调峰补偿机制、本地及跨省需求侧响应支援机制等均需要相适应完善。

《中国电业与能源》

您对新能源供给消纳体系建设有何建议？

郭铭群：为推进新能源供给消纳体系建设，需要从源侧互补、通道建设、电网支撑、技术创新、保障机制等几个方面共同发力。

一是立足多能互补，合理优化配置电源，充分发挥“风光火储”一体化综合效益。习近平总书记对新能源供给消纳体系中新能源发电和传统煤电的定位给出了明确论述。构建安全可靠、高效集约的大型风光电基地跨区输电通道，宜立足配套电源本身，输送高比例新能源电量，以煤电为支撑，在此基础上科学合理配置储能，在有条件的区域建设光热发电、压缩空气储能、长周期储能等灵活调节电源，通过合理配置风、光、火、储，形成具有较高送电可靠性的互补送电单元。在基地开发模式上，可优先考虑采用“一体化”业主开发模式，保证电源项目的运行经济性。

二是充分利用存量、科学谋划增量，推动源网协调、国土衔接。在跨区通道建设上，宜按照用好存量、科学布局增量的原则，分析与基地开发的匹配性，合理优化存量通道电源配置，高质量推动国家规划的“三交九直”等跨区输电通道建设。新能源的开发与建设要遵从规划，配套常规电源与直流通道落实“同步规划、同步建设、同步投产”，确保网源协调。提前开展国土空间资源统筹规划衔接，做好新能源基地、煤电厂址和换流站站址的布局，避免线路廊道过度密集，确保直流可靠供电和系统安全运行。

三是持续优化电网格局，为大规模电力输送消纳提供平台支撑。统筹安全与发展，深入论证大型风光电基地送受端电网格局，必要时加强区域电网互联，扩大电网规模、提高支撑能力，打造适应高比例新能源汇集接入、多直流馈入的坚强电网平台，全力提升大电网安全水平，充分发挥电网平台的调节支撑和电力输送作用，实现能源资源优化配置，确保电力安全可靠供应。

四是积极推动全环节技术创新与示范应用。积极推动发—输—储—用全环节技术创新，大力推进新能源并网能力提升、清洁煤电深度调节、特高压柔性直流、大容量低成本新型储能、用户侧需求响应等关键技术研发。在规划跨区直流通道中选择一至两回，开展以输送新能源为主的特高压输电工程示范，在技术和装备方面取得突破，推进新模式、新机制、新技术的示范应用。

五是综合制定政策支撑和市场保障机制。完善电力系统调节辅助服务市场机制，明确各类主体权责，有效疏导分摊基地开发、建设及运营成本。建立适应新能源供给消纳体系的新能源消纳和外送通道利用效率考核机制，促进基地可持续发展。

《中国电业与能源》

新型储能发展又将如何为新能源供给消纳体系建设提供重要支撑？

郭铭群：实现中长期“双碳”发展目标，构建新能源供给消纳体系，储能设备在系统调节和支撑方面具有广大的潜力空间。

一是可提升新能源利用率，提高新能源电量占比。在“火+风+光”配套电源的基础上配置一定规模的储能，发挥储能“削峰填谷”作用，将新能源大发、系统电力富余时段吸收的功率，转移至新能源小发、系统所需时段释放，促进新能源消纳利用。

二是可提升输电通道可靠送电能力，保障受端高峰时刻用电。储能设施相当于系统中的“充电宝”，为跨区输电通道起到“蓄水池”作用，比如100万千瓦储能设施（满充放时长4小时），在储满电情况下可发挥100万千瓦、4小时或50万千瓦、8小时的顶峰电力支撑作用。

三是长周期储能设施、储能设施调频调压技术具有较大应用需求。研究长周期储能设施技术适用性，有助于提升系统调节能力和新能源的利用效率效益。基于储能设施的功率灵活调节特性进行调频、调压，可实现对于常规电源的部分替代作用，有助于大型风光电基地高质量开发利用。

《中国电业与能源》

构建新能源供给消纳体系不可能一蹴而就，期间电力安全稳定供应如何保障？

郭铭群：在新能源供给消纳体系构建过程中，随着直流输电线路和新能源快速发展，跨区输电通道的功能定位逐步向输送清洁低碳电量为主转变，电力系统稳定出现新特征。要坚守安全底线，通过源、网、荷、储统筹发力、多措并举，综合提升电力系统安全和保供能力。

近期来看，一是加强受端支撑性煤电建设，发展分布式新能源，综合优化电力供给结构。在受端电网本地建设支撑性煤电，保证冬夏供电高峰期的电力供应，因地制宜发展分布式光伏、分散式风电和海上风电，有序推进水电、核电建设，实现本地能源电力供给结构优化。二是持续优化送受端电网结构，承载大规模直流通道送出与接入。优化完善区域主网架结构，加强区域及省间电网联络，合理分组直流，提高电力系统事故支援和潮流转移能力，支撑跨区直流安全、高效运行。三是推动需求侧响应能力建设，发掘系统负荷侧调节潜力。将需求侧可调节资源纳入电力电量平衡，发挥需求侧资源削峰填谷、促进电力供需平衡和适应新能源电力运行的作用，通过多种方式挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应。四是推动系统抽水蓄能、新型储能等灵活调节能力建设。积极推动新型储能技术研发及工程应用，推动多能互补和源网荷储一体化开发利用模式与示范工程，探索建立送受端跨区域灵活调节资源互济模式和调度机制。

远期来看，后续大型风光基地外送通道配套新能源比例逐步提升，送端暂态过电压和新能源引发的宽频振荡等问题，受端直流多馈入短路比不足、暂态电压稳定等问题，直流对故障的传导和放大导致的连锁故障问题，均威胁电力系统安全运行。为适应新能源发展和电力系统运行面临的新形势，一是提升新能源机组并网友好性。通过优化新能源机组控制策略、挖掘新能源机组调峰调频能力、提高新能源机组并网稳定性，推动新能源发电在电力系统中逐渐承担重要作用。二是推进新型换流器技术、柔性直流输电技术应用。电力系统“双高”特征不断凸显趋势下，送端系统对直流支撑不足，受端系统直流承载能力受限。在弱交流系统和孤岛方式下，融合了常规直流输电技术和STATCOM的新型换流器技术，具有无功调节灵活、振荡风险低、占地面积小、造价低等优势。在未来新能源供给消纳体系中，新型换流器技术以及柔性输电技术将展现出更大的技术适用性。三是进一步拓宽电力需求侧响应的实施范围。目前我国需求侧灵活调节潜力释放有限，未来还需进一步通过市场信号促进需求响应与新能源消纳有机融合，引导电动汽车、制氢等可削减、可转移的灵活负荷参与电力供给调节，共同构建健康良好的新能源供给消纳体系。

（转自《中国电业与能源》杂志，作者余璇 系中能传媒集团记者）

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