多举措推动新能源高效利用
国家电网有限公司近日发布《服务新能源发展报告2024》显示,2023年,国家电网经营区新能源装机规模再上新台阶,经营区全年新增风光新能源装机容量2.26亿千瓦,新增规模约为2023年底美国新能源累计装机的80%、德国的1.5倍。电力电量屡创新高,全年新能源发电量达1.2万亿千瓦时,同比增长20%,占总发电量的16.9%。
新能源装机和电量创新高有多重原因。一方面,我国海陆风光资源丰富,可开发潜力巨大。国家深入推进实施“双碳”和能源转型战略,地方政府在规划、政策、审批等各环节予以大力支持,新能源持续快速增长。另一方面,发电企业开发积极性高,投产进度较快。同时,受光伏组件、风电机组成本大幅下降等因素影响,各类企业开发建设积极性进一步提升,近年来投产规模持续增长。
此外,电网企业积极服务新能源并网和高效利用也是重要原因。“电网公司持续加大各级电网建设,推动提升系统灵活调节能力,全力服务新能源并网,在新能源持续快速增长情况下,仍然保持了高水平利用。”国家电网有限公司发展部副主任张全说。
数据显示,装机规模大幅增长的同时,去年国家电网经营区新能源利用率达到97.4%,依然保持较高水平。且“十四五”以来,在新能源装机年均增长24%的同时,连续4年利用率保持在97%以上。
国家电力调度控制中心副主任李勇表示,过去一年,国家电网有限公司加快推进跨省和省内新能源外送通道建设,确保工程尽早投产,发挥作用。推进火电灵活性改造工作,加快抽水蓄能电站建设,完善新型储能调用机制,提升系统调节能力。积极主动服务新能源项目接网,做好各类项目并网服务工作。合理安排运行方式,统筹全网资源,促进新能源大范围消纳。完善市场体系,通过市场机制激发源网荷储各环节调节能力。
未来,新能源将逐步成为发电装机主体,电力系统运行特性发生显著变化,如何统筹好发展中的安全、转型和经济问题,成为全球共同面对的现实挑战。
从电力消费需求看,“十四五”以来,国家电网经营区最大负荷年均增长约7000万千瓦,未来电力行业还要承接交通、建筑、工业等领域转移的能源消耗,用电量仍将刚性增长。
从新能源特性看,新能源“靠天吃饭”,关键时刻保供能力仍不足。局部地区新能源建设速度超过消纳能力,利用率面临下滑风险。同时,新能源不提供转动惯量、电压支撑,大量替代同步发电机后,系统稳定基础削弱。系统故障后连锁脱网风险突出,易引发大范围连锁反应。
从系统成本看,西藏水电、沙戈荒外送在自然条件和技术上均进入“无人区”,面临弱系统新能源基地组网、高海拔建站、多端柔直设计等一系列技术挑战。随着新能源占比提高,为消纳新能源付出的系统成本将会明显上升,新能源发电成本下降不能完全实现对冲,需要全社会共同承担。
“公司将持续做好新能源消纳工作,有效提高电力系统消纳能力,服务新能源高质量发展。”张全说,重点是加快新能源配套电网工程建设,确保纳入开工投产项目清单的工程按期投产。依托大电网实施跨省跨区输送、调峰互济、备用共享,提高电网对高比例新能源的调控能力。充分发挥市场机制作用,扩大市场交易规模。
值得注意的是,为有效满足企业采购绿色电力的诉求,支持企业积极应对碳相关国际贸易政策,北京电力交易中心将进一步推动绿电绿证市场建设,积极扩大绿电绿证交易规模。
数据显示,自2021年启动绿电交易试点以来,北京电力交易中心累计成交绿电1831亿千瓦时。2022年启动绿证交易至今,累计成交绿证8398万张。北京电力交易中心已成为我国绿电绿证交易量最大的交易平台。
北京电力交易中心副总经理常青介绍,下一步将促进实现绿证全覆盖,扩大绿电资源供给。根据国家政策要求和市场发展需要,修订绿电交易实施细则;建立绿色电力消费核算机制,向企业数据出具绿色电力消费清单;加快绿色电力标准国内国际体系建设,促进绿电绿证国际互认;推动绿电绿证与碳市场衔接,在碳排放核算中体现绿色电力的碳减排价值。(经济日报记者 王轶辰)