若无省间交易西北弃电将达46%！实现高比例新能源，还需要什么招数？

中国科学院院士周孝信研究指出，综合考虑人均负荷需求、经济发展、环境要求等因素，到2030年，太阳能、风电等新能源装机总量将达到28.74亿千瓦。其中，风电装机约占63%，光伏占比将维持约17%。届时，新能源年发电总量将达到8.94万亿千瓦时。其中风电发电量将在80%左右。“到2050年，新能源装机总量将达到约52.08亿千瓦，风电和太阳能发电的占比将分别在32%和41%左右。年发电量也将达到约12.13万亿千瓦时，风电电量占比将下降至52%，太阳能发电量占比将达到27%。”

在装机总量和发电量如此增长的场景下，张启平表示，新能源在整体电力装机中的占比也将“突飞猛进”。“基于这样的场景推断，西北地区新能源装机占比将由2017年底的32.8%提高到2025年的44%和2030年的55%，华中、华东地区的新能源装机占比也将由2017年底的10%左右提高到2025年的20%左右和2030年的30%左右。”

基于新能源占比的不断推高，张启平表示，大规模消纳的同时要同步增加新能源装机60%以上的灵活性调节电源，为系统安全运行提供必要的频率、电压响应和转动惯量、短路容量支持等辅助服务。“即便是新型的储能系统也不能完全替代灵活性电源在保障系统安全上的作用。”

不仅仅是安全性，在经济性上，灵活性电源也有着明显优势。

“光伏和风电要成为电力系统中可靠的保障，必须配置至少6小时的储能电站。特别是光伏电站，要满足晚高峰的用电需求，如果不配备储能装置根本不能参与电力平衡。”张启平给记者算了这样一笔账，以光伏发电叠加磷酸铁锂电池储能的方式为例，电厂寿命按25年计算，磷酸铁锂电池在寿命期内需要更换2次，电池平均储能效率以80%计算，如果资本金内部收益率要达到10%，含税上网电价要达到1.5元/千瓦时。而同样收益条件下，光热发电的含税电价仅需1.048元/千瓦时。

此外，张启平也表示，煤电机组改造、集中式燃气轮机发电机组以及抽水蓄能电站都是灵活性调节电源的重要选项，而当前在相关领域还有大量问题需要克服。“例如在燃煤机组灵活性改造方面，机组灵活运行会带来改造与运行成本的增加。因此要确定合理的调峰深度和速度，还要建立长效的辅助服务机制，确保灵活性改造有序进行。”

在系统灵活稳定的前提下，外送通道的畅通坚固同样关乎新能源消纳的质量。国家电网有限公司副总经理刘泽洪援引国际能源署的最新研究预测，在未来20年，全球的电网建设投资将达到7万亿美元。“加强电网建设是提升新能源友好并网能力的重要支撑。”

“目前，哈郑线、酒湖线都面临受端网架薄弱的问题，致使线路运行效率难以达到设计值。随着新能源发电比例的增加，必须要及时消除电网结构中的薄弱环节。”为此，张启平强调，尽快建成华北和华中交流特高压主网架才能解放已投运特高压线路的输电能力。

与加快通道建设相比，完善电力交易市场的呼声则更为强烈。刘泽洪指出，市场设计中的不合理是造成新能源弃电的重要原因。以2017年西北地区电力市场交易为例，统计显示，2017年西北地区弃电率为21%。“若无省间交易，这一数据将在46%左右。”

为此，在电力交易市场健全方面，与会专家建议，可通过市场机制减少新能源间歇性出力影响，建立健全新能源对常规能源发电权的替代机制，同时丰富新能源交易品种，开拓消纳市场，通过市场手段鼓励需求侧定向消纳新能源。