“十四五”电网如何应对新能源高比例并网

1、碳中和愿景下，十四五期间新能源装机高增确定性强

碳中和、碳达峰承诺下，电力部门深度脱碳是必经之路。2020 年以来，我国碳减排布署工作加速推进，以实现 2030 年碳达峰、2060 年碳中和的目标。据 IEA 机构发布的 2018数据，我国能源消费产生的二氧化碳排放量中，电力与热力部门碳排放占比高达 51%，电力部门深度脱碳是实现碳中和的重要途径。目前我国电源结构仍以煤电为主，2019 年煤炭发电占比达 62%。提高可再生能源发电占比，从而进一步降低煤电发电的占比，是电力部门实现能源减排的必由之路。

预计 2030 年风电、光伏装机有望达 22 亿千瓦。据我们测算，在碳中和及碳达峰愿景下，预计到 2030 年，风电、光伏发电量分别由 2019 年 0.4/ 0.2 万亿度，提升至 1.6/ 1.6 万亿度；装机容量分别由 2019 年 2.1/ 2.0 亿千瓦提升至 7.7/13.8 亿千瓦，合计 22 亿千瓦，高于 2020 年 12 月气候雄心峰会上提出的 12 亿千瓦最低目标。

2、多地、多企加大新能源部署力度，十四五新能源装机高增确定性强 

各地加快新能源开发力度，十四五期间新增新能源装机容量较高。近期，已有多个省份发布新能源十四五发展规划，提出要大力发展新能源和可再生能源。以江苏省为例，《江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划（征求意见稿）》提出，到 2025 年全省风电装机达到 2600 万千瓦，光伏发电装机达 2600 万千瓦。据投资文件估算，十四五期间江苏省光伏新增约 9GW；风电新增 11GW。 

此外，大型发电企业也响应政策号召，加快转型步伐，大力布局新能源。如华能集团表示，十四五期间要新增 8000-10000 万千瓦的清洁能源，初步估算投资额在 7000 亿元左右。据阳光工匠光伏网统计，九大央企十四五期间光伏装机至少 170GW。 

3、回顾新能源发展历程，新能源消纳能力是影响产业发展的重要因素

新能源装机容量快速增长，叠加消纳能力不足，我国弃风、弃光率曾一度较高。据中国电科院相关专家介绍，新能源消纳能力是指，在新能源资源及并网容量、常规电源装机、负荷水平条件下，受电力系统安全稳定运行约束下，能发多少电量的问题。过去，我国新能源装机容量快速增长，而受系统调峰能力不足、网架限电、供电负荷增长缓慢、外送计划电量偏低等多重因素影响，新能源电力消纳受限，导致我国部分地区，特别是新能源资源富余，但用电负荷增长较慢的“三北”地区，弃风、弃光率居高不下，新能源利用率也较低。例如 2015 年，甘肃、吉林、新疆总的弃风、弃光率分别高达 36.8/30.8/30.7%。 

受益于政策推动，及特高压、新能源交易市场等建设，我国新能源消纳能力有所提升，但仍是未来需要重点解决的问题。为解决新能源消纳问题，政府出台了一系列保障可再生能源电力消纳的政策措施，国家电网等机构也通过多种举措全力消纳新能源，同时特高压等新能源并网和送出工程建设力度持续加强，新能源市场交易也在不断扩大，我国新能源消纳矛盾逐渐得到缓解。2020 年前三季度，我国弃风/弃光率已分别下降至 3.4%/1.7%，部分地区弃风/弃光率仍有望进一步下降，如新疆弃风率 10.3%，西藏弃光率 8.7%。国家能源局法制和体制改革司司长朱明表示，“十三五”新能源发展面临的最大的问题就是消纳的问题，“十四五”面临消纳和接入两个问题并存，表明解决新能源消纳问题仍是十四五期间的工作重点。

4、“十四五”新能源高比例并网对电网提出更高要求

新能源高比例并网将导致电力平衡较为困难，对电网的调峰能力提出更高要求。由于在电力系统中，发电、供电同时完成，电网运行必须满足电力电量平衡约束，保持发、供电电力实时平衡。而新能源发电具有随机性、波动性的特点，据《新能源消纳关键因素分析及解决措施研究》文中介绍，风电日波动最大幅度可达装机容量的 80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜变化、天气变化、移动云层的影响，同样存在间歇性和波动性。新能源高比例接入电力系统后，将导致发电波动大幅增加，增加了维持电力平衡的难度，对电网的调峰能力提出更高要求。

新能源高比例并网增加了电网安全稳定运行风险，同时增大了电力外送需求，对网架输送能力提出更高要求。新能源接入电网后，可能会出现电网电压稳定性降低、线路传输功率超出热稳极限、系统转动惯量下降等一系列问题，增加了电网安全稳定运行风险，导致电网可消纳最大新能源发电电力存在极限值。若网架结构较为薄弱，即使电网具备足够的消纳空间，仍可能因为输电线路的输送功率超过电网稳定限值，从而使得新能源消纳受限。此外，我国新能源分布不均匀，跨区输电通道建设至关重要。新能源装机容量集中在西北地区，而这些地区的用电负荷通常较低，较易出现新能源过剩问题；此外，出于降低新能源度电成本等目的，十四五期间西北地区新能源大基地建设有望加速推进，新能源过剩风险进一步凸显。而我国东部经济发达省份新能源装机数量较少，消纳空间较大。新能源高比例并网背景下，需要进一步加强电网建设，扩大资源富集区外送规模，提升电网大范围资源配置能力。

5、电网可通过多种途径，提高新能源消纳能力1.3.1. 加快储能发展，提高电网调峰能力

储能可提高送端电网调峰能力，来提升新能源消纳。储能是指将电能转化为其他形式的能量存储起来，并在需要时转化为动能、势能等，在可再生能源并网、电网辅助服务、电网输配、分布式及微网、用户侧多个场景均可适用。从电网侧来看，在可再生能源发电系统中加入储能装置，一定程度上可以稳定输出电力，在电网中起到削峰填谷的作用，提高送端电网调峰能力，进而提升新能源消纳。

政策层面看，多省发文鼓励或强制要求新能源配套储能。截至目前已有 17 省份发布文件明确提出新能源配储能，而配置的比例各不相同。根据 CNESA 的统计，2020 年 1-9 月中国新增的电化学储能投运 533.3MW，其中新能源发电侧储能比重最大已达到 2/3。

经济性看，储能成本下降，有望驱动储能装机规模增长。2007 年，我国大规模锂电池储能系统的成本大约是 8000~10000 元/kWh，2019 年锂电池储能系统的成本已下降至1500 元/kWh 左右。据 BNEF 预测，完成安装的 4 小时电站级储能系统成本在 2030 年有望降至 167 美元/kWh。伴随着储能成本下降，国内有望逐步迈向“光储平价”，驱动储能装机规模增长。

5.1 推动能源互联网建设，提升电网智能调度能力

能源互联网可运用技术手段增强“源、网、荷、储”要素间的相互联动，提高电网智能调度能力，进而带动新能源消纳能力提升。据中国电力科学研究院有限公司总经理王继业介绍，能源互联网是源、网、荷、储、人、各社会要素及环境要素互联的平台性网络，实现多种能源的相互转化和用能的优化配置，通过互联互动、数字赋能，形成各要素之间的高效协同与资源的优化匹配。能源互联网能够以数字化手段补足当前能源系统电气物理特性带来的挑战，尤其是可以辅助提升电网平稳调控能力，应对安稳保护等方面的各类故障和事件，并做到超前响应和即时处理，进而驱动新能源的顺畅消纳。

我国已开始着手致力于能源互联网的建设。近十年来，欧美发达国家的能源互联网研究项目纷纷落地，德国于 2008 年在智能电网的基础上选择了 6 个试点地区进行为期 4 年的E-Energy 技术创新促进计划，成为实践能源互联网最早的国家，国内部分公司及组织也已开始着手致力于能源互联网的建设，例如在 2018、2019 年，南方电网和国家电网分别成立了大数据中心，此外它们也纷纷出台了能源互联网投资计划；2021 年 1 月，浙江电网首次实施虚拟电厂辅助电网调峰试点，标志着国网浙江电力，能源互联网形态下多元融合高弹性电网建设在虚拟电厂调控技术方面实现了“首面首域”突破，该试点项目实现零成本调峰，增加新能源消纳 108 万千瓦时。未来随着更多能源互联网项目落地，有望进一步推动新能源的高效利用。

5.2 加大特高压建设力度，提高远距离输送能力 

特高压输电是远距离、大容量、低损耗、少占地的“电力高速路”，助力实现新能源在更大范围内的消纳。我国源电力网注重的一般都是低电压的穿越，再加上风电调风性能较差，会造成能源的很大损耗。而特高压输电是远距离、大容量、低损耗、少占地的“电力高速路”，能大大提升我国电网的输送能力。2019 年，特高压线路累计送电 449TWh，可再生能源电量达 235TWh，其中，水电 178TWh、风电和光伏共 57TWh。截至目前，我国在运特高压达“13 交 16 直”，其中，国网经营区有“13 交 12 直”，南网经营区有“4直”。2020 年 2 月，国家电网编制了《2020 年特高压和跨省 500 千伏及以上交直流项目前期工作计划》，加快 5 交 5 直特高压工程年内核准以及前期预可研工作。