日前，国家发改委、国家能源局发文指出，新能源机组和配套送出工程建设的不同步将影响新能源并网消纳。各地和有关企业要采取切实行动，尽快解决新能源并网消纳矛盾，满足快速增长的并网消纳需求。

 

根据国家能源局的要求，电网企业要落实电力体制改革相关要求，把工作重点放在加强配电网升级改造和接网服务等方面，切实保障试点地区分布式光伏等新能源的大规模接入需求，确保电力消纳。

 

据了解，在“双碳”目标下，各地新能源发展预期大增，这使得电网转型的外部压力进一步加大。只有尽快转型，才能真正对新能源规模化并网张开怀抱。

 

电网运行机理和模式将改变

 

新能源的快速发展和新型用能设备的广泛接入，对电网的挑战正在加剧，从传统电网到新型电网，电力系统的运行特征正在发生显著变化。而构建以新能源为主体的新型电力系统，意味着风电和光伏将成为电源主体，开始进入电量倍增阶段。

 

7月14日，在国家电网有限公司召开的推动新型电力系统建设研讨会上，国网再次明确，要积极推动构建以新能源为主体的新型电力系统，加快建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业。

 

在国家电网有限公司董事长辛保安看来，新型电力系统是传统电力系统的跨越升级。从供给侧看，新能源将逐步成为装机和电量主体；从用户侧看，发用电一体“产消者”大量涌现；从电网侧看，呈现以大电网为主导、多种电网形态相融并存的格局；从系统整体看，运行机理和平衡模式出现深刻变化。

 

清华大学孙宏斌教授团队表示，构建新能源为主体的新型电力系统是实现碳中和的重要路径，也是电网转型的首要目标。研究报告显示，我国可再生能源发电比例将从2019年的30%提高到2060年的90%，这对电网转型提出了硬要求。

 

此外，伴随分布式光伏整县推进行动的试点启动，新能源接入并网需求再度被激发，电网迫切需要转型，以应对碎片化新能源时代的到来。

 

不转型难以保障新能源消纳

 

一位发改委专家以浙江为例向记者表示，“十四五”期间，浙江经济和电力将保持中速增长，全社会最高用电负荷、全社会用电量预计年均增长6%、5.4%，非化石电源装机占比将超过48%。同时风电、光伏等新能源装机体量“倍增”；省外来电占最高负荷比例持续保持约1/3。“高比例新能源、高比例外来电、高峰谷差，‘三高’挑战让电网风险加大。”

 

风电和光伏并不能平衡瞬时电力负荷，同时新能源发电取决于天气状况。“这就意味着，需要顶峰时顶不上，需要暂停时停不下来。”上述发改委专家表示，“与此同时，我国用电需求呈现冬、夏双峰特征，峰谷差仍在不断扩大，电力保障供应难度系数不断加大。电网不转型，不但无法应对新能源消纳难题，就连自身安全稳定也会出现问题。”

 

另外，为适应“三高”、冬夏“双峰”形势下新能源并网和消纳形势，电网各环节建设和运营成本也要增加。

 

根据数据显示，2020年，浙江最高电力负荷9268万千瓦，日最大峰谷差达3314万千瓦，统调尖峰负荷95%以上累计时间为27小时，为了一年中的这27小时尖峰用电，需要建设约5台百万千瓦的发电机组和相关配套设施给予保障，投资高达数百亿元。

 

这就意味着，电网传统的技术手段和生产模式，已不能适应高占比新能源的运行需求。新型电力系统建设，就是推动电网解决保障消纳安全、实现低碳发展、降低用能成本的“三元矛盾”。

 

电网如何走好转型路

 

辛保安认为，新型电力系统是清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动的系统。对于国网来说，推动电网向能源互联网升级的过程，就是推动构建新型电力系统的过程，二者是一个问题、两个视角。

 

孙宏斌团队则从“源网荷储”四个方面，给出了电网转型重点任务建议。在“源”侧构建新能源为主体的电力现货市场，逐步增加现货市场的份额，推动加快市场主体由火电向新能源发电过渡。支持多样化市场主体参与市场，建设多种资源协同的辅助服务体系，明确火电未来的角色定位和转型思路，探索新能源发电固定成本补偿机制。

 

“在‘网’侧，最重要的就是完善输电成本核算机制，完善跨区域交易机制。”孙宏斌团队表示，“在‘荷’、‘储’两侧，则要促进低碳多样化能源生态的电价体系发展，要以电网为首，促进推动氢能相关技术发展，为储能拓展多种商业模式，加大电网的智能化和数字化转型力度。”

 

上述发改委专家表示，电网规划方面，当前亟待解决的问题是加强网架建设，加强网源荷储一体化协同规划，消除新能源送出“卡脖子”环节；中长期则要提高电网柔性，逐渐加强电网友好性，提升对新能源的主动接纳能力，适时进一步增加省间互联，减少大规模新能源送出受阻及带来的稳定性问题。