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《风能》专栏丨张树伟: 电力系统灵活调节能力到底是什么?——从一则券商报告谈起

  • 2024.06.18

  • 风能专委会CWEA

  • 灵活性,不仅仅包括单一煤电启停时间、爬坡速率与最小出力的技术特性,更是一个开机组合的系统性问题。
  • 诸多国内外的相关研究均显示,关于15% 风光份额对应系统成本大幅上升临界点的提法,并无理论或实证依据。
  • 笔者有一个倾向性的假说:我国电力系统调节能力不足的更大原因在于开机组合,而并不是灵活性电源缺乏。


1月27日,国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》1,围绕电力系统智能化调度能力提升,对运行、技术、需求侧等层面提出了要求。在这份3000多字的文件中,“灵活”一词出现了8次,“调节”一词更是出现了32次。这不可避免地涉及过去各类文章、报告中提及的所谓“电力系统灵活调节能力”的说法。


本期专栏将通过实例来解释到底何为灵活调节能力,以及所谓“消纳能力”的概念界定为何包含重大方法论缺陷。


券商报告帮助我们理解开机组合如何阻碍系统灵活性


2024年年初,有券商机构在题为《如何理解电力系统对新能源的消纳空间》的分析报告中,给出如下方法论阐述2:“新增常规电源装机容量抬升系统最小技术出力,新增10GW核电/煤电/气电最小技术出力增加10GW/3GW/2GW,压缩消纳空间。”

这着实是一种令人惊讶的方法论。新增电源了,居然同时意味着电力系统调节范围下降。

然而,很不幸,这极有可能是目前电力系统安排运行的范式⸺_巨量的(热)备用(reserve),来应对需求波动及其他各种不确定性。《电力系统设计技术规程》(试行)(SDJ161―85)规定系统总备用(包括负荷备用、事故备用与检修备用)不低于20%。2020年发布的《电力系统技术导则》(GB/T38969―2020)规定,系统(热)备用容量为最大负荷的2%~5%,事故备用容量为最大负荷的10%,不小于系统一台最大机组或馈入最大容量直流的单级容量。虽然有这个规定,但从以上的思维方式来看,现实中的开机组合并非保持一个必要而不浪费的最小备用率,而是理论上所有的机组都最小出力“备着”,有需要时再提上去。也就是说,如果峰谷差是50%,高峰时刻若热备用率是7%3,那么谷段向上的备用率则是55%。

极高的备用率,对另一个方向的调节能力不是好消息。机组都待在系统中,而通

常每个机组都有最小出力限制,那么遇到风光大发时,进一步下降的能力必然受限。




举一个示意性的例子(图1),如果需求量为100,可以用1台100额度功率的机组来满足,则进一步上行潜力为0,下行潜力为70(最低稳燃出力为30%)。然而,如果用2台100额度功率的机组(每台机组出力为50)来满足,则上行潜力为100,下行潜力为40。如果使用4台100额度功率的机组(每台机组出力为25),那么开机组合将是无解的,因为没有机组可以将出力压到25。


需要关注开机组合


煤电机组灵活性改造,从最小出力50%改为30%,释放的仅是20%调节能力空间。而一台50%最小出力水平煤电机组是在系统中一直“热备用”,还是有需要再提上来,差别将是50%的容量空间。灵活性不仅仅包括单一煤电启停时间、爬坡速率与最小出力的技术特性,更是一个开机组合的系统性问题。

为了在“有需要”时能够提上来,基于预测及明确的价值标准来平衡系统,决定哪台机组上,哪台机组下,就成为一个不可回避的问题。如果系统调度不使用风电预测信息,很容易导致火电机组超规模开机计划。2024年2月7日,国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》4强调,电网企业要加强精细化管理,提高经济调度水平。我们认为此语所指,既包括实时的经济调度,也必须包含之前更早时间的开机组合计划。


无稽之谈:15%风光份额对应系统成本大幅上升的临界点,但15%的确有含义


另一个重要的数字是15%,对应于部分行业利益群体声称的“风光接入电网成本快速上升”的转折点,也对应于2024/2025年风光实现的比例。

有文章5曾指出:“国内外研究表明,新能源电量渗透率超过10%~15%以后,系统成本将进入快速增长的临界点,未来新能源场站成本下降很难完全对冲消纳新能源所付出的系统成本上升。”

诸多国内外研究均显示,这一界限并无理论或实证依据。我们的全国尺度模拟显示,平均来看,风光比重上升到32%,才是出现“净”系统增量成本的临界点,之前都是经济理性的选择,且之后的系统层面增加也是逐渐的,而不是缺乏精确界定的“快速上升”。

即使是10多年前对“波动性电源接入能力”的研究⸺_那时的风光成本及系统自动化水平都不及当前,也远比15%更乐观。比如,2011年(已经是13年前了)的联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)特别报告总结的主要经济合作与发展组织(OECD)成员国的风电发展与运行经验表明6,在20%发电份额以内,风电并网带给系统的技术挑战并非不可逾越,成本的增加同样是可管理的。当前,一方面,可再生能源长期度电成本已经低于煤炭等传统化石能源,其差别在总成本的30%~50%。这一成本优势足够抵消各种系统成本的增加因素,比如,可再生能源的波动性引发其他机组利用率下降(profile cost),以及不确定性带来备用与运行往复成本的略微增加(reserve cost)。

不过,15%的数字显然是“计算”过的。目前,水电和核电合计占20%左右,天然气占5%,剩下的空间是煤电的。除了中午光伏大发的时刻,(全部)煤电在60%~90%出力变化,基本可以满足一天所有时刻的要求。这一水平下,备用过多不至于挑战物理最小出力限制,系统运行仍保持既有范式的可行性。

因此,我国关于电力系统灵活调节能力的讨论,必须格外关注系统层面,而非单一机组的技术性指标。调度应改变系统平衡模式,从“指挥官”的角色变成一个平等的市场参与者,利用预测与精确的开机组合,而非巨量的备用来平衡系统。


回到基本定义:灵活性不仅是关于技术的


就基本定义而言,电力系统灵活性往往是指在广泛的条件下维持电力系统可靠运行的能力。而可再生能源的波动性和不确定性要求电力系统具备更高的灵活性。相信读者会在过去15~20年的大量国内外文献中找到这两个宣称或陈述(claim/argument),它们属于标准化、概括性的政策文件、报告乃至期刊文章的语言,也对应于诸多的政策建议、活动及集体性倡议。比如,2017年,第八届清洁能源部长级会议(CEM8)将“发电厂灵活性”作为核心议题进行运动式推广。

2022年,国际水电协会(International Hydropower Association,IHA)发起主题为“水电成就未来”(We can, with hydropower)系列活动,继续以灵活性为卖点。2023年,英国国家电网召集了超过百万户家庭和企业报名参与,测算需求侧灵活性。2024年3月,德国和法国同意根据气候中和目标,共同研究其灵活性政策的要素,包括需求侧响应、电池存储和可调度容量能力及电网基础设施。在我国,2021年国网电动汽车服务有限公司在15个省(市)建设了42个车网互动(V2G)项目、609个V2G终端,共有近4000台电动车参与过车网互动试验,为电力系统提供灵活性。

它们适用于各种情况与场合,是一概而论的,笔者并非不同意这些说法。然而,由于它们缺乏精确的时间、空间与参照系界定,所谓的“灵活性”是与什么相比,意味着多大需求,而供给面临何种激励与约束,却必然缺乏细节与现实相关性,从而沦为一种“无锚”(unanchored)的讨论。关于灵活性的讨论需要超越技术视角,进入系统方法论与视角。


现实中的悖论:投资外溢效应往往重于运营外溢


现实的悖论与困境是,投资往往都是大家乐见的,只要有投资,产业链上下游就会受益。要求享受投资外溢效应影响的群体,如前文提及的券商考虑运营的可持续性,以及运营的外溢影响,尤其是对转型、环境、地方经济乃至就业的影响,无疑是一厢情愿。

如何设计机制,让运营问题得到更大程度的关注与聚焦?这考验我国新型电力系统与新型能源体系的设计与推进。毕竟,对于整个社会而言,不仅仅投资有意义,投资后的资产如何运营才是关系到长久生产性能与生活质量的关键。


小结


“电力系统灵活调节能力”的表达,是一种将复杂细节问题概括化的方式,具有语义上的必要性。然而,这种概括也将一个综合性的问题简单化、模糊化与技术化。笔者有一个倾向性的假说:我国电力系统调节能力不足的更大原因在于开机组合,而非灵活性电源缺乏。对于这一假说的精确定量检验,我们留待今后进行。

2月6日,国家发展改革委、国家能源局发布指导意见,瞄准配电网高质量发展7。指导意见特别明确了2025年的工作目标:配电网承载力和灵活性显著提升,具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力。

2月29日,习近平总书记在中共中央政治局第十二次集体学习时强调8:“要适应能源转型需要,进一步建设好新能源基础设施网络,推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设,提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。”这对我国下一步能源转型目标/约束、基础设施保障,以及可再生能源并网目标提出了明确的要求。

短期内,我们仍然期待相关政策与监管措施的尽快完善。笔者认为这无疑吹响了一场真正能源革命的“号角”。让我们共同期待、见证、参与接下来的伟大历史。

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