摘要 “雙碳”目標驅(qū)動下，受端電網(wǎng)新能源大規(guī)模并網(wǎng)，加之外來電力比重加大，電力平衡難度增加，受端電網(wǎng)實現(xiàn)清潔替代面臨多重困難?；趯嶋H運行數(shù)據(jù)，分析了新能源低出力特性及其與負荷的匹配特性，總結(jié)了高比例新能源電力系統(tǒng)面臨的關(guān)鍵問題。在此基礎(chǔ)上，建立電力系統(tǒng)時序生產(chǎn)模擬模型，基于2030年預(yù)測數(shù)據(jù)的標幺化，設(shè)計2060年案例場景，量化分析典型受端省級電網(wǎng)的新能源、煤電和調(diào)節(jié)資源的配置問題，以及不同新能源發(fā)展場景下實現(xiàn)清潔替代的方案，并提出相關(guān)措施和建議。
1 新能源出力特性分析
1.1 新能源低出力特性分析
隨著極端天氣頻發(fā)，新能源低出力特征顯著，其低出力特性分析將成為未來電力平衡分析和保供的基礎(chǔ)。
本文收集了國內(nèi)20個省級電網(wǎng)的2022年風(fēng)/光實際發(fā)電功率和負荷數(shù)據(jù)，并進行歸一化處理，以此開展特性分析，結(jié)果如圖1所示。由圖1可知，風(fēng)電出力小于10%裝機的全年低出力時長為154.25 h，單次持續(xù)時間最長28.75 h、最短0.25 h；光伏出力小于10%裝機低出力時長為2507.75 h，單次持續(xù)時間最長16.75 h、最短0.25 h；風(fēng)、光總出力小于10%裝機容量的低出力時長為1095 h，單次持續(xù)時間最長17.5 h、最短0.25 h。
風(fēng)電全年小于5%裝機的低出力僅發(fā)生一次，持續(xù)時長1.5 h；光伏小于5%裝機的低出力時長2089.25 h，單次持續(xù)時間最長15.75 h、最短0.25 h；風(fēng)、光總出力小于5%裝機的低出力時長為30.25 h，單次持續(xù)時間最長14.5 h、最短3.25 h。
考慮電力平衡范圍的影響，對比分析20個電網(wǎng)總加、5個電網(wǎng)總加以及1個電網(wǎng)的新能源低出力情況，結(jié)果如表1所示。由表1可知，隨著地域范圍的擴大，新能源的低出力年累計時長有所降低，單次最大持續(xù)時間也有所縮短，但20個省級電網(wǎng)大范圍總出力低于5%情況仍然存在。
1.2 新能源與負荷特性匹配分析
對20個電網(wǎng)總加的負荷歸一化數(shù)據(jù)開展分析，日負荷峰谷差率為10.6%~31.2%，平均峰谷差率20.8%。極高（低）負荷出現(xiàn)在冬夏用電高峰（節(jié)假日期間），年度最大負荷與最小負荷相差53%。
20個電網(wǎng)總加、5個電網(wǎng)總加以及1個電網(wǎng)的日負荷特性、尖峰負荷對比情況如表2、表3所示。分析可知：日負荷峰谷差率普遍較大，靈活調(diào)節(jié)能力需求大；年負荷峰谷差率更大，但尖峰負荷持續(xù)時間較短，超過年最大負荷95%的時間不到2%。
通過1.1和1.2節(jié)分析可得到以下結(jié)論，為后續(xù)新能源發(fā)展場景的生產(chǎn)模擬提供基礎(chǔ)。
1）對于風(fēng)電來說，在不同地域范圍內(nèi)，持續(xù)低出力時長均較長，盡管擴大電網(wǎng)范圍可緩解低出力，但仍會出現(xiàn)較長時間的極低出力場景；對于光伏發(fā)電來說，大范圍內(nèi)單次持續(xù)10%裝機以下低出力時長為7~18.5 h，夜間光伏完全不發(fā)電，需要常規(guī)電源等非新能源機組實現(xiàn)功率平衡。新能源低出力導(dǎo)致的供電短缺問題若全部用儲能來解決，其容量規(guī)模需求將非常大。2）全年來看，極高負荷出現(xiàn)在冬、夏用電高峰期，與高比例新能源低出力季節(jié)重疊，未來電力保供壓力巨大。3）尖峰負荷持續(xù)時間較短，負荷側(cè)參與調(diào)峰可減少備用電源需求，降低系統(tǒng)總成本。
2 基于時序生產(chǎn)模擬的新能源發(fā)展場景優(yōu)化模型
本章建立了計及碳排放約束的新能源電力系統(tǒng)時序生產(chǎn)模擬模型，量化分析了高比例新能源系統(tǒng)電力平衡問題。模型將系統(tǒng)負荷、新能源發(fā)電出力看作隨時間變化的序列，計及電網(wǎng)運行方式時序變化特性，在給定的電力系統(tǒng)運行邊界條件下，優(yōu)化新能源與調(diào)節(jié)資源容量配置，并時序模擬各類電源運行和新能源消納狀況。
2.1 優(yōu)化目標
考慮到中國電力清潔轉(zhuǎn)型要求，時序生產(chǎn)模擬模型的優(yōu)化目標為電力系統(tǒng)碳排放量最小，其目標函數(shù)為
式中：N為系統(tǒng)所包含的聚合電網(wǎng)總數(shù)；T為調(diào)度總時段數(shù)；Pw(t,n)、Ppv(t,n)、HP(t,n)、TP(t,n)分別為聚合電網(wǎng)n在時段t的風(fēng)電、光伏發(fā)電、水電、抽蓄/電化學(xué)儲能電站發(fā)電出力，為優(yōu)化變量；J為系統(tǒng)所包含火電機組類別總數(shù)；Pj(t,n)為聚合電網(wǎng)n在時段t的j類火電出力；Po(t,n)為聚合電網(wǎng)n在時段t的其他電源發(fā)電出力，如核電、生物質(zhì)發(fā)電、地?zé)岚l(fā)電、潮汐發(fā)電等；Kw、Kpv、Khp、Ktp、Ko、Kj分別為風(fēng)電、光伏、水電、抽蓄/電化學(xué)儲能電站、其他電源和第j類火電電源的碳排放系數(shù)。
2.2 約束條件
3 算例分析
碳中和場景下，預(yù)計中國清潔電量占比將達到80%~90%?？紤]到遠期源、網(wǎng)、荷具有較大不確定性，本文提出一種電力系統(tǒng)電力電量平衡標幺化的分析方法。以最大負荷作為功率基準值，對其他網(wǎng)源荷數(shù)據(jù)進行標幺化處理，分析不同清潔電量占比場景下電力系統(tǒng)的靈活性需求與常規(guī)電源容量需求?；?030年預(yù)測數(shù)據(jù)，設(shè)計2060年標幺化案例場景，基于隨機生成的多組風(fēng)/光出力時間序列樣本，通過大量時序生產(chǎn)模擬測算極高比例新能源場景下的新能源利用率及度電碳排放；在此基礎(chǔ)上，研究同時滿足確保電力可靠供應(yīng)、非化石能源占比要求及合理棄電水平下的靈活調(diào)節(jié)資源容量配置問題。
3.1 情景設(shè)計原則
基于2030年源網(wǎng)荷標幺化數(shù)據(jù)，構(gòu)建2060年新能源發(fā)展場景，設(shè)定風(fēng)光裝機規(guī)模以標幺值0.5為步長、儲能電站規(guī)模以標幺值0.25為步長進行案例測算，分析各場景非化石能源電量占比、新能源消納情況以及度電碳排放強度。其他須遵循的原則如下。
1）為保證含極高比例新能源的新型電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，保留一部分煤電托底保供，即降低煤電裝機占比至一定值，而氣電機組作為靈活調(diào)節(jié)電源，比例保持不變。2）采取不斷增加風(fēng)光裝機容量，直至非化石能源電量占比達80%~90%的方式分析。3）為提升系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力，參考第1章新能源出力特性分析結(jié)論，配置靈活調(diào)節(jié)資源，在抽水蓄能規(guī)劃的基礎(chǔ)上以電化學(xué)儲能和可調(diào)節(jié)負荷為主。4）考慮到風(fēng)光企業(yè)的投資意愿，為保障新能源場站內(nèi)部收益，新能源利用率下限設(shè)置為70%。5）燃煤、燃油、燃氣機組考慮不同的碳排放系數(shù)，同時考慮到小機組、自備機組等，標準煤耗按340 g/(kW·h)考慮。
3.2 計算邊界條件
1）電源結(jié)構(gòu)。以某受端省級電網(wǎng)為例開展研究，2030年電源結(jié)構(gòu)情況如表4所示。
①火電。為保障受端電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，火電標幺值取為0.5。其中，考慮到氣電碳排放強度將低于煤電，且更具靈活性，2060年場景中氣電標幺值保持0.15不變，煤電降至0.35。此外，考慮到電力保供及煤電啟停限制，設(shè)置煤電機組最小開機容量標幺值為0.08，最小技術(shù)出力為30%額定容量。
②水電。水電發(fā)展受地區(qū)資源量制約，2060年水電標幺值為0.04。目前中國水電機組年平均利用小時數(shù)已達3827 h，考慮到水電的清潔性，2060年水電機組設(shè)置年利用小時數(shù)不低于3500 h。
③風(fēng)電和太陽能發(fā)電。分別設(shè)置風(fēng)電和太陽能以1∶5、1∶3的比例發(fā)展，風(fēng)光資源考慮常年水平，風(fēng)光資源小時數(shù)分別為2100 h、1000 h。基于第1章的數(shù)據(jù)特征，采用隨機模擬的方法生成風(fēng)電和光伏發(fā)電8760 h理論出力序列。
④核電。核電發(fā)展受地理選址和公眾接受度影響，2060年核電標幺值保持為0.08。
⑤生物質(zhì)發(fā)電及其他。生物質(zhì)發(fā)電受燃料資源的限制，2060年生物質(zhì)及其他電源標幺值為0.04。生物質(zhì)電源設(shè)置年利用小時數(shù)不低于5000 h。
⑥儲能電站。考慮到資源地理分布和開發(fā)潛力的限制，2060年抽蓄裝機標幺值保持為0.075；設(shè)置電化學(xué)儲能時長包含2 h和4 h場景，裝機標幺值分0.25、0.5和1場景。
2）負荷需求。考慮到宏觀經(jīng)濟不確定性等因素影響，基于2030年小時級負荷預(yù)測曲線構(gòu)造2060年負荷需求曲線序列。此外，考慮到需求側(cè)響應(yīng)技術(shù)的發(fā)展，設(shè)置最高負荷約10%的負荷具備日內(nèi)轉(zhuǎn)移能力。
3）輸電通道。2030年該受端電網(wǎng)外來電量占比約22%，2060年保持該比例不變。聯(lián)絡(luò)線輸送電力均為清潔電力，不考慮外來電對受端電網(wǎng)總碳排放的影響。
3.3 仿真結(jié)果分析
基于上述邊界條件和模型，開展該受端電網(wǎng)2060年電力平衡仿真分析，考慮風(fēng)光發(fā)展占比及靈活調(diào)節(jié)資源類型，設(shè)置新能源與儲能聯(lián)合優(yōu)化、新能源儲能與可調(diào)負荷聯(lián)合優(yōu)化2種方式，分析該受端電網(wǎng)實現(xiàn)清潔替代的合理方案。
3.3.1 新能源與儲能聯(lián)合優(yōu)化
首先，以清潔電量需求為目標，不考慮儲能配置，研究新能源裝機容量需求；進一步考慮電力系統(tǒng)保供、消納和清潔因素，增加儲能配置，并分析其作用成效。表5展示了不同新能源和儲能配置下清潔替代、新能源消納和碳排放結(jié)果。
由表5可知，若風(fēng)光發(fā)展配比為1∶5，在不配置儲能的情況下，當新能源裝機達到4 p.u.時，系統(tǒng)才能滿足電力電量平衡要求；新能源裝機為4、5 p.u.時，非化石電量占比分別為83.1%、84.8%，新能源利用率分別為52%、49%，度電碳排放分別為0.125、0.113 kg/(kW·h)。在配置1 p.u.×2 h儲能后，新能源裝機為4、5 p.u.的非化石電量占比分別為89.4%、91.8%，較不配置儲能時分別提升了6.3和7.0個百分點；此時新能源利用率分別為69.5%、57.6%，較不配置儲能時分別提升了17.5和8.6個百分點；度電碳排放分別為0.084、0.067 kg/(kW·h)，較不配置儲能時分別減少了33%、41%。因此，通過配置儲能可“增發(fā)減棄”，有效回收新能源棄電，提升清潔電量占比，降低度電碳排放，從而減少新能源裝機總規(guī)模的需求，并且新能源裝機規(guī)模越大，儲能對實現(xiàn)清潔替代的促進作用越顯著。
3.3.2 新能源、儲能與可調(diào)負荷聯(lián)合優(yōu)化
由3.3.1節(jié)可知，即使儲能配置容量與最大負荷相當，新能源利用率仍然達不到70%的投資臨界值；由表2、表3可知，省級電網(wǎng)日負荷峰谷差率最大可達39.5%、年負荷峰谷差率達65.7%，但全年超過90%最大負荷的持續(xù)時間僅占3.3%，超過95%最大負荷的持續(xù)時間不足1%。因此本節(jié)在3.3.1節(jié)基礎(chǔ)上，增加可調(diào)節(jié)負荷手段，在負荷側(cè)進一步“削峰填谷”，并分析其作用成效。圖2~4分別為增加10%最大負荷的可調(diào)潛力，不同儲能規(guī)模、不同儲能時長情況下，各新能源發(fā)展場景的清潔替代、新能源消納和碳排放結(jié)果。
由圖2~4可以看出，隨著新能源裝機規(guī)模的增加，非化石能源發(fā)電量占比穩(wěn)步攀升，新能源利用率與度電碳排放強度持續(xù)下降；非化石電量占比與新能源利用率兩者呈現(xiàn)“蹺蹺板”關(guān)系，且曲線越接近高電量占比、高利用率、低碳排放，變化速率越緩，即發(fā)展相同規(guī)模的新能源裝機帶來的成效相對越差。新能源裝機規(guī)模一定時，儲能裝機越大、儲能時長越長，其促進新能源消納和提升系統(tǒng)清潔效益效果越明顯，且新能源裝機為3.5~4.5 p.u.時成效尤其顯著，須進一步考慮經(jīng)濟效益，優(yōu)化儲能配置方案。
基于上述研究，分別以清潔電量占比超80%、新能源利用率不低于70%、度電碳排放達0.068 kg/(kW·h)為標準，擇優(yōu)選取碳中和場景下的新能源與靈活調(diào)節(jié)資源配置方案，得到表6的10個方案。方案1、方案6為新能源與儲能聯(lián)合優(yōu)化結(jié)果，方案2~5、7~10為新能源、儲能與可調(diào)負荷聯(lián)合優(yōu)化結(jié)果。表6中，全系統(tǒng)成本包括規(guī)劃電源的投資成本、調(diào)節(jié)資源的投資成本以及火電機組的運行成本。
對比方案2、1以及方案7、6可知，未增加負荷側(cè)參與調(diào)峰時，新能源裝機達4~5 p.u.才可滿足目標清潔電量需求，增加負荷側(cè)參與調(diào)峰后，系統(tǒng)靈活性得以提升，進一步促進新能源消納、提升清潔電量占比、降低碳排放強度，較不配置可調(diào)負荷時清潔電量占比、新能源利用率分別提升0.6、1.0個百分點，全社會成本基本持平。
對比方案10、8可知，多裝新能源須多配儲能、少裝新能源須少配儲能，兩者利用率相差超5個百分點，成本相差28%，提升清潔電量占比需要付出一定的消納代價和經(jīng)濟代價。進一步對比方案4、3可知，合理配置新能源和儲能，可在節(jié)約成本的情況下，高消納水平實現(xiàn)碳中和目標，碳排放強度也有所降低。
對比方案5、2，方案9、7以及不同儲能時長的優(yōu)化結(jié)果曲線可知，儲能裝機相同情況下，4 h儲能曲線走勢普遍優(yōu)于2 h儲能曲線，“增發(fā)減棄”作用更顯著，可在考慮成本的情況下，酌情選擇新能源消納較好方案。
綜合考慮環(huán)境效益、新能源消納以及經(jīng)濟效益等因素，該受端電網(wǎng)實現(xiàn)90%非化石電量的最佳推薦方案為方案3和8。
3.3.3 新能源低出力敏感性分析
目前新能源出力存在低于5%的情況，若采用技術(shù)手段，將風(fēng)光出力最低值分別提升至5%、10%，此時實現(xiàn)碳中和的最佳方案與方案3、8對比，結(jié)果如表7所示。若風(fēng)光發(fā)展比例為1∶5，配合1 p.u.的4 h儲能，當新能源最低出力由1%提升至5%，新能源裝機由3.5 p.u.降為3 p.u.即可滿足碳中和條件，全系統(tǒng)成本可減少10%（對比方案11、3）；新能源最低出力進一步提升至10%，則新能源裝機進一步降至2.5 p.u.即可達目標，全系統(tǒng)成本可減少20%（對比方案13、3）。由此可知，提升新能源最低出力可一定程度上增加新能源利用小時數(shù)、減少新能源裝機發(fā)展需求，實現(xiàn)更小新能源裝機規(guī)模下的電力系統(tǒng)碳中和。
3.4 措施分析
未來新型電力系統(tǒng)中，新能源占比極高，建議受端電網(wǎng)從以下幾方面保障電力供應(yīng)和清潔能源合理利用。
1）積極拓展儲能應(yīng)用場景，規(guī)?；⒖茖W(xué)化發(fā)展布局儲能。在火電裝機保持不變的條件下，合理配置儲能與新能源，可在實現(xiàn)電量占比的同時，滿足發(fā)電企業(yè)的經(jīng)濟效益和環(huán)境效益。隨著儲能技術(shù)的不斷創(chuàng)新和進步，安全性不斷提升，也將迎來更為廣闊的市場前景。儲能作為未來靈活調(diào)節(jié)的主體資源，將在回收新能源棄電和保障電力供應(yīng)兩方面同時發(fā)揮作用，建議積極發(fā)展新型儲能，加大儲能系統(tǒng)的應(yīng)用，盡快完善價格機制，為構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)提供堅強支撐。
2）完善需求側(cè)響應(yīng)價格機制，推進需求側(cè)資源參與電力市場常態(tài)化運行。在新能源裝機和儲能裝機增長趨于飽和的情況下，可通過發(fā)揮負荷側(cè)靈活性，有效強化新能源消納保障，結(jié)合經(jīng)濟效益合理評估可調(diào)負荷配置方案。未來可加快負荷資源聚合，不斷探索需求響應(yīng)、負荷互動的市場化運營模式。此外，中國電力供需偏緊導(dǎo)致夏季拉閘限電事件時有發(fā)生，應(yīng)重視負荷側(cè)管理在電網(wǎng)安全運行、供用電持續(xù)平穩(wěn)等方面的作用。
3）優(yōu)化技術(shù)創(chuàng)新，提升新能源最低出力。推進高效太陽能電池、風(fēng)力發(fā)電機、生物質(zhì)能轉(zhuǎn)化等技術(shù)研發(fā)，如實現(xiàn)低風(fēng)速發(fā)電，提高能源轉(zhuǎn)換效率；優(yōu)化能源系統(tǒng)設(shè)計和運行，減少電網(wǎng)輸配電系統(tǒng)能源損耗，提高能源利用效率；綜合利用風(fēng)光互補特性混合發(fā)電，提高新能源出力的穩(wěn)定性和可靠性；按需在源側(cè)配置儲能，新能源大發(fā)時段回收棄電，新能源小發(fā)時段提供電力供應(yīng)保障，從而提升新能源最低出力。
4 結(jié)論
隨著新能源大規(guī)模高比例接入電網(wǎng)，受端電網(wǎng)面臨本地新能源出力隨機波動大、電力平衡難度大等巨大挑戰(zhàn)。本文建立了考慮碳排放約束的高比例新能源電力系統(tǒng)時序生產(chǎn)模擬模型，運用標幺化理念，分析不同新能源發(fā)展場景下，新能源和調(diào)節(jié)資源的配置原則與運行模式，以適應(yīng)實現(xiàn)碳中和路徑的新格局。
結(jié)果表明，新能源作為未來的主力電源，可信容量較低，需要火電、儲能等多種能源聯(lián)合互補作為電力保供支撐。為實現(xiàn)碳中和，當受端電網(wǎng)保留最大負荷50%的煤電和氣電裝機來保供，若預(yù)期清潔電量占比80%~90%，此時新能源總裝機需要至少達到最大負荷的3.5倍以上，且為了滿足新能源消納和電力保供需求，風(fēng)光比例1∶5場景下4 h級儲能裝機須達到最大負荷的1倍（風(fēng)光比例1∶3場景下儲能降至0.5倍），可調(diào)負荷容量需達最大負荷的10%。
為了保障高比例新能源系統(tǒng)的電力供應(yīng)，在電網(wǎng)規(guī)劃中，應(yīng)進一步優(yōu)化儲能配置，通過儲能平滑負荷峰谷差，通過源網(wǎng)荷儲匹配保障電力供需平衡；同時，應(yīng)升級負荷側(cè)管理，為電力系統(tǒng)提供豐富的調(diào)節(jié)資源，有效促進新能源消納；還可通過技術(shù)創(chuàng)新和源側(cè)配儲等手段提升新能源最低出力，增強電力供應(yīng)保障。
注：本文內(nèi)容呈現(xiàn)略有調(diào)整，如需要請查看原文。
