從電源調節性能來看,我國抽蓄、燃機等靈活調節電源比重低,“三北”地區靈活調節電源僅為新能源裝機的17.9%,其中東北為新能源裝機的7%、西北為新能源裝機的2.4%。西班牙、德國、美國的靈活調節電源占總裝機的比例分別為31%、19%、47%,美國和西班牙靈活調節電源達到新能源的8.5倍和1.5倍。我國火電裝機超過1TW,但調峰能力普遍只有50%左右,“三北”地區的火電機組在供暖期只有20%的調節能力。相比之下,西班牙、丹麥等國家的火電機組都具備深度調峰能力,可調節出力高達80%。

從電網互聯互通水平來看,不能滿足“三北”新能源外送需要。截至2015年底,西北電網新能源裝機60GW,跨區電力外送能力僅16.1GW。東北電網新能源裝機已達25.5GW,電力富余20GW以上,跨區外送輸電能力只有3GW。而丹麥與挪威、瑞典等國間輸電容量8GW,是本國風電裝機的1.6倍;葡萄牙新能源裝機5.3GW,與周邊國家聯網容量達2.8GW。

總體來看,我國新能源消納問題與負荷規模、電源調節、電網互聯等關鍵因素呈強相關性。“三北”地區現有新能源消納條件不足,而東中部地區的消納空間沒有通過電網互聯得到充分利用,是產生棄風、棄光問題的主要原因。此外,我國正在建設全國電力市場,調峰補償、價格響應等市場機制尚未建立,發電計劃由各地政府制定,各省優先考慮本地電廠多發,接受外來新能源的意愿不強,省間壁壘嚴重,客觀上加劇了新能源消納的難度。

3.2 典型省(地區)電網關鍵因素定量分析

選取山東、甘肅、蒙東、吉林以及葡萄牙電網作為新能源消納的典型場景,按照式(10)定量分析新能源消納關鍵因素的作用。新能源消納空間電量與新能源理論電量之間的關系如表3所示。

山東電網新能源裝機僅為最大負荷的14%,遠小于負荷規模,新能源理論電量為消納空間電量的13.6%,消納條件與葡萄牙相當,沒有棄風、棄光。

甘肅、蒙東電網新能源裝機已經超過最大負荷,外送通道容量不足,加之蒙東電網供暖期調節能力大幅下降,是導致其消納問題的主要原因。

吉林電網供暖期電源調節能力低,新能源發電需求遠超消納空間,消納問題突出。非供暖期消納條件大幅改善,新能源理論電量為消納空間電量的42.3%,實際運行中吉林電網非供暖期棄風率也控制在10%以內。

葡萄牙電網電源調節性能高出山東、甘肅1倍,且外送通道容量大,能夠充分利用歐洲電網整體調節能力,新能源理論電量與消納空間電量的比值為29.7%,消納條件良好。

參考吉林非供暖期的新能源理論電量與消納空間電量的比值,以40%作為理想消納條件,如果單純采用提高系統調節能力措施,甘肅電網電源調節性能β需要增加到0.63,增長57%;供暖期的蒙東和吉林電網電源調節性能β需要增加到0.59和0.45,分別增長136%和80%,涉及純凝及供熱機組大面積改造,代價高、技術難度大。如果采用加強電網互聯互通的措施,甘肅需要增加外送電量82.0TW•h,供暖期的蒙東和吉林需要增加外送電量70.3TW•h和34.8TW•h,非供暖期的蒙東和吉林需要增加外送電量4.0TW•h和1.5TW•h。按照6000利用小時數核算,甘肅、蒙東、吉林分別需要增加外送通道容量13.7、12.4、6.1GW。從實施效率和成本來看,解決新能源消納問題最有效的途徑,是從電源、電網、負荷三方面綜合采取措施。

4 新能源消納解決措施及生產模擬

4.1 新能源消納措施

為解決我國新能源消納問題,“十三五”期間考慮綜合采取多項措施：

1）提高電源調節能力。對東北、西北電網火電機組進行靈活性改造,供熱機組最小技術出力降低至55%,凝汽機組最小技術出力降低至30%。同時,加快推進東北抽蓄電站建設,到“十三五”末裝機規模達到4.1GW。

2）提高電網互聯互通水平[10-11]。推進跨區跨省輸電通道建設。加強送受端交流電網建設,保證跨區直流能夠滿功率運行。“十三五”期間,東北、西北電網新建跨區直流外送通道如表4所示。

3）推進“電能替代”,加強需求側管理[12-13]。東北、西北電網通過電能替代,各新增用電量80TW•h;2020年東北、西北電網預計電動汽車數量可達61萬輛和50萬輛;引入需求側響應機制,實現全部負荷的10%參與響應。