中國儲能網(wǎng)訊：近期，國家能源局發(fā)布《關于2022年度全國可再生能源電力發(fā)展監(jiān)測評價結(jié)果的通報》（以下簡稱《通報》）?！锻▓蟆贩治隽宋覈?022年度可再生能源電力發(fā)展總體情況、消納責任權重完成情況、重點地區(qū)新能源利用小時數(shù)以及直流特高壓可再生能源電力輸送情況。整體來看，直流特高壓輸送新能源電量的能力較差，大基地開發(fā)仍需另覓消納渠道。
一、2022年新能源消納成果
2022年我國新能源繼續(xù)飛速發(fā)展，全年新增裝機超過120GW，發(fā)電量首次突破萬億千瓦時，達到11900億千瓦時，2023年上半年新能源裝機更是超過100GW，光伏1-8月份裝機超預期達到113GW。
與此同時，行業(yè)普遍關注的新能源消納數(shù)據(jù)也很漂亮：2022年全國非水電可再生能源電力消納量為13676億千瓦時，占全社會用電量比重為15.9%，同比增長2.2個百分點。除新疆、云南外，其他省級單位均完成了非水消納責任權重，其中24省達到激勵值。全國風電平均利用率為96.8%，與2021年基本持平，青海、新疆等地區(qū)風電利用率同比顯著提升。光伏發(fā)電利用率98.3%，同比提升0.3個百分點，光伏消納困難的青海省光伏利用率大幅提升4.9個百分點。
重點地區(qū)風電、光伏利用小時數(shù)呈現(xiàn)出漲跌互現(xiàn)的情況。風電方面：風資源I類區(qū)域（蒙西、新疆部分地區(qū)）利用小時數(shù)降低；甘肅、寧夏、山西下降明顯；新疆III類風資源區(qū)、東北（含蒙東）、河北利用小時整體上漲。光伏方面，新疆、甘肅I類資源區(qū)、海西地區(qū)利用小時下降明顯，除海西外的青海、東三省、河北、山西上漲明顯，其他重點區(qū)域增減幅度不大。
二、新能源大基地電力輸送難題
（一）沙戈荒大基地開發(fā)原則
以上成績難以掩蓋新能源大基地發(fā)展的隱憂。由于新能源功率隨機波動性和間歇性，以及通過電力電子并網(wǎng)帶來的電網(wǎng)穩(wěn)定性的降低，使新能源并網(wǎng)消納問題越來越尖銳，特別對于西部地區(qū)沙戈荒大基地，新能源需要大規(guī)模接入電網(wǎng)，給當?shù)仉娋W(wǎng)功率調(diào)節(jié)、安全支撐帶來了更大的挑戰(zhàn)。
2022年發(fā)布的大基地規(guī)劃布局方案，明確提出到2030年在沙戈荒地區(qū)規(guī)?；ㄔO總裝機為4.55億千瓦的新能源。當前，盡管第一批9705萬千瓦沙戈荒基地項目已全面開工，根據(jù)計劃將于2023年底全部完成并網(wǎng)，但整體來看第一、二批風光基地的進度不及預期。
顯然，原因在于西部地區(qū)電力負荷以及調(diào)節(jié)性、支撐性資源的增長，遠遠落后于新能源開發(fā)建設進度，帶來嚴重的消納難題。為了緩解消納矛盾，早在2022年1月，中央就提出了大力度規(guī)劃建設以大型風光電基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節(jié)能的煤電為支撐、以穩(wěn)定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系。在特高壓交流未實現(xiàn)跨區(qū)互聯(lián)（除華北、華中弱聯(lián)接外）前，對于大基地遠距離跨區(qū)外送，靠的是直流特高壓輸電線路。
（二）風光火+特高壓外送存在的問題
盡管風光與支撐性煤電打捆，對于提升直流特高壓外送系統(tǒng)穩(wěn)定支撐能力和輸電效率非常必要，但仍存在一定問題：
一是新能源間歇性和低密度特性使輸電效率降低。新能源發(fā)電基本“靠天吃飯”的特性，同等裝機功率下發(fā)電利用小時數(shù)低，即便考慮風電、光伏發(fā)電功率互補以及送端調(diào)峰，直流特高壓輸送新能源的效率仍然較低。
二是配置大量火電可能擠占一定的輸電空間。從安全穩(wěn)定運行方面，新能源+煤電是應對電力系統(tǒng)客觀物理特性不得已的選擇，在兩者比例方面基本上是“面多了加水、水多了加面”。根據(jù)騰格里沙漠和庫布齊沙漠基地項目為例，大約按照特高壓額定功率的1：0.5：0.5：0.25分別配置光伏、風電、煤電和儲能，盡管從總電量上看直流特高壓輸送新能源的等效時間能達到3000小時，也滿足“可再生能源占比不低于50%”的要求，但考慮煤電發(fā)電以及電力平衡后，真實輸送效果可能大打折扣。
三、直流特高壓輸送新能源的成績單
《通報》發(fā)布的2022年直流特高壓輸電成績單，在新能源輸送方面也驗證了以上問題。
（一）直流特高壓輸電情況
2022年，我國新投產(chǎn)直流特高壓3條，全部在運直流特高壓共計20條，總輸電能力約1.58億千瓦時，同比增長18%?！锻▓蟆凤@示直流特高壓全年輸送電量5638億千瓦時，其中可再生能源電量3166億千瓦時，同比提高10.3%，可再生能源電量占全部輸送電量的56.2%，同步降低2.6個百分點。2022年全國直流特高壓的平均輸電小時數(shù)約為3555小時，同比降低2.09個百分點。各直流輸電情況見表1：
表1 2022年直流特高壓輸電情況
（二）直流特高壓輸送新能源能力堪憂
我國2022年在運直流特高壓地域分布如下圖，從直流特高壓的電力來源可以大致分為兩組：一是復奉、錦蘇、賓金等南方10條直流特高壓，用于將西南的水電輸送至華東、南方等區(qū)域電網(wǎng)；二是天中、靈紹等10條直流特高壓，用于將三北地區(qū)的風光火水打捆輸送至東部負荷中心。
圖1 2022年底我國特高壓骨干網(wǎng)架示意圖（此圖參考全球能源互聯(lián)網(wǎng)合作組織：《中國“十四五”電力發(fā)展規(guī)劃研究》）
結(jié)合表1數(shù)據(jù)，盡管2022年直流特高壓可再生能源占比達到56.2%，滿足“新建通道可再生能源電量比例原則上不低于50%”的要求，但主要貢獻來自于水電基地外送的直流特高壓，包括西南水電基地對應的10條特高壓和青豫直流，此類直流輸送電量中絕大部分為水電。剔除上述11條直流后，風光火打捆外送的9條直流特高壓（表中序號標黃）可再生能源占比則非常低。風光火打捆外送直流總額定容量為8200萬千瓦，2022年總輸送電量為3384億千瓦時，平均利用小時數(shù)為4126小時。輸送可再生能源（可以認為基本上為新能源）電量922億千瓦時，占比僅為27.25%，而在全國新能源總發(fā)電量占比中僅為7.75%。
上述數(shù)據(jù)表明，特高壓輸送新能源的能力并不及預期，一則特高壓利用小時數(shù)受限（低于國家要求的4500小時），二則新能源所占比例遠低于可再生能源50%的要求。而要提高特高壓輸送新能源的能力，需要配置大容量的調(diào)節(jié)電源，將帶來成本的快速增加。根據(jù)相關研究成果，要使外送通道利用小時數(shù)達到6000小時，新能源發(fā)電量占比達到50%，綜合發(fā)電成本在0.392元/千瓦時，發(fā)輸電成本合計0.447元/千瓦時，高于全國平均水平。
國家電網(wǎng)提出“十四五”期間，將規(guī)劃建設特高壓工程“24交14直”，而“十三五”期間建成投產(chǎn)直流特高壓為9條。如果加大直流特高壓建設規(guī)模，2030年之前配套新能源大基地開發(fā)再建成10條直流特高壓，即便達到4500小時/50%新能源的指標，能新增1800億千瓦時的新能源電量外送。而4.55億千瓦大基地全部投產(chǎn)后，新增新能源發(fā)電量將達到1萬億千瓦時，意味著直流特高壓新增新能源外送能力僅占總電量不足20%。而如果直流特高壓新能源輸送效率仍維持當下指標，則新增新能源外送僅為新增新能源電量的10%左右。
四、破解新能源大基地消納問題
直流特高壓建設時序滯后，以及其輸送新能源能力不及預期，使大基地并網(wǎng)消納押寶特高壓外送，既是遠水難救近火，也有杯水車薪之感。大基地外送難題難尋解決之道，但筆者認為采用以下措施能有所裨益：
一是創(chuàng)新就地消納模式。新能源的波動性、間歇性和低密度特性，必然帶來遠距離輸送的技術難度以及成本的增加。發(fā)揮市場調(diào)節(jié)作用，創(chuàng)新就地消納模式是必然出路，內(nèi)蒙古自治區(qū)已推動新能源制氫一體化、源網(wǎng)荷儲一體化等新能源市場化項目，對于本地化消納新能源已發(fā)揮了顯著效果。特別對于新能源制氫一體化模式，配合氫能下游在工業(yè)、交通的有效應用，對于促進新能源更大規(guī)模發(fā)展，以及推進工業(yè)、交通等領域的深度脫碳意義重大。
二是加強技術創(chuàng)新和應用。提升壓縮空氣儲能等具備物理轉(zhuǎn)動慣量儲能系統(tǒng)的比例，能提高本地電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定支撐能力，顯著提升特高壓通道的功率極限，提高通道的利用效率和新能源占比。加大柔性直流等新型特高壓技術的研發(fā)與應用，柔性直流具有靈活的有功、無功支撐能力，能降低直流系統(tǒng)對送受端電網(wǎng)的安全依賴，具備多端直流組網(wǎng)功能，有利于新能源電力的多點組織和匯集，特別適用于偏遠地區(qū)、電網(wǎng)薄弱地區(qū)新能源大基地的外送。
