低谷不要、高峰不送！風光大基地送電“瓶頸”原因是什么？怎么解決？

風光大基地項目面臨跨區(qū)送電“低谷不要、高峰不送”的問題，導致棄風棄光率高。特高壓雖是外送重要通道，但存在利用率不高的情況，原因是新能源的間歇性和電網(wǎng)穩(wěn)定性挑戰(zhàn)。受端接納意愿和電網(wǎng)結構也是制約因素。解決方法包括優(yōu)化電網(wǎng)、發(fā)展配套支撐電源、考慮“荷隨源動”策略，即調整需求側以適應新能源供電。未來需要綜合措施突破消納瓶頸。

隨著規(guī)模以億千瓦計的風光大基地項目逐步落地投產，發(fā)電消納的嚴峻挑戰(zhàn)隨之來臨。

用中國電力科學研究院新能源研究中心新能源調度運行室主任張金平近日在某論壇上的說法，最主要的挑戰(zhàn)是，“集中式新能源已經(jīng)出現(xiàn)跨區(qū)送電‘低谷不要、高峰不送’的現(xiàn)象”。

所謂“低谷不要、高峰不送”，主要是受限于風、光發(fā)電的間歇性及波動性特性，新能源電力大發(fā)時，恰值東中部受端用電低谷，要不了那么多外來電；而受端用電高峰時，西北地區(qū)又送不出來電。

這帶來的結果是，偏高的棄風棄光率。

陜西、甘肅、青海、新疆、寧夏西北五省，加上內蒙古，是中國重要的風光發(fā)電基地。截至2023年底，西北電網(wǎng)新能源裝機規(guī)模突破2億千瓦，新能源電力裝機占比過半，但這六省區(qū)的風、光利用小時數(shù)卻明顯不足。

按照規(guī)劃，風光大基地加上沙戈荒大基地，到2030年左右西北地區(qū)新能源裝機總量將超過6億千瓦，將是目前規(guī)模的三倍，屆時西北地區(qū)的新能源消納壓力還要上升數(shù)倍。

那么，是什么卡住了集中式新能源大基地的消納？西北地區(qū)新能源發(fā)展的出路何在？

特高壓還不夠“特”

風光大基地外送的重要通道是特高壓。盡管在建設時序上，目前特高壓建設遲滯于新能源場站的建設，但其實電網(wǎng)企業(yè)已經(jīng)在拼盡渾身解數(shù)上馬特高壓。

截至2023年年底，國網(wǎng)累計建成19項交流、16項直流，共35項特高壓工程。2023全年投產6項特高壓工程，包括駐馬店—武漢1000千伏特高壓交流工程等項目。2024年，將有武漢至南昌、川渝1000千伏特高壓交流等6項工程建成投運。

特高壓建的不少、也不慢。但目前的問題在于，新能源狂飆突進大比例接網(wǎng)后，特高壓顯露出疲態(tài)，出現(xiàn)“帶不動”的跡象。

理論上，一條特高壓直流輸電線路一般可送出約1200萬千瓦的新能源，可是現(xiàn)實卻往往不盡如人意。

比如，2023年，青海大概有2000萬千瓦光伏、近1000萬千瓦的風電，新能源向外省送電是靠青豫直流（±800千伏青海至河南），這條省內唯一的特高壓外送通道，2020年底建成投運，設計年送電能力400億度，但是直到2023年全年實際送電量也不及設計能力的四分之一。

華夏能源網(wǎng)注意到，不僅僅是青豫直流線路，西北地區(qū)特高壓利用率都嚴重不達標?！笆奈濉币?guī)劃要求，新建特高壓通道可再生能電量比例原則上不低于50%?？墒?，根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2022年，天中、靈紹、祁韶、昭沂、吉泉、陜武等特高壓通道的可再生能源占比分別僅為40%、20%、15%、28%和28%。

那么，特高壓“帶不動”新能源是什么原因呢？

以青豫直流為例，青豫直流近區(qū)高比例新能源缺少火電、水電等常規(guī)電源的支撐，無法提供慣動轉量以支撐電網(wǎng)穩(wěn)定運行，而新能源的不穩(wěn)定供電，給電網(wǎng)的安全運行帶來極大挑戰(zhàn)，這就造成特高壓輸送綠電效果欠佳。

即便在青豫直流近區(qū)建成了常規(guī)支撐電源，特高壓輸送綠電的比例也未必能大幅提升。

這背后更深層的原因，是新能源的隨機性、間歇性、波動性。中午新能源大發(fā)的時候，受端沒那么高的用電需求；而受端用電晚高峰之際，西部的新能源又發(fā)不出電來。送端與受端的供需錯配，導致綠電太多的時候要被棄掉，綠電太少或沒有的時候依然要依靠備用火電。這就使得特高壓根本就達不到輸送綠電的理論峰值。

據(jù)了解，青海省目前還在積極推動另外兩條特高壓通道——海西州送廣西、海南州送江蘇通道的建設。上馬一條特高壓，動輒要投入二、三百億的建設成本，青豫直流的現(xiàn)狀，使得新建特高壓線路備受市場質疑。

此外，西北地區(qū)網(wǎng)絡密度不夠，光靠特高壓也是“獨木難支”。西北電網(wǎng)以750千伏交流為主網(wǎng)架，新疆、青海、寧夏的電力都需要經(jīng)過甘肅的狹長地帶匯集后外送，與東部長三角、珠三角地區(qū)500千伏環(huán)網(wǎng)網(wǎng)架相比，西北網(wǎng)架結構相對薄弱，因而難以發(fā)揮輸送新能源的預期的最大能力。

有人會說，既然西北網(wǎng)架網(wǎng)絡密度不夠，那就大建特建電網(wǎng)“毛細血管”吧。客觀來看，西北地廣人稀，需求受限，電網(wǎng)投資“毛細血管”的意愿并不強，主要是算不過來經(jīng)濟賬。

受端沒那么容易“搞定”

西北綠電的送出，受到配套電源以及特高壓實際輸送能力的嚴重限制。除此之外，就算送端的通道輸送能力問題徹底解決，西北綠電送往中東部，也越來越受到受端接納意愿的考驗。

首先是，即便很多風光大基地、“沙戈荒”基地項目已開工建設，可到現(xiàn)在還沒有找到合適的受端電力需求方。

多數(shù)風光大基地項目是100萬千瓦起步，“沙戈荒”項目是1000萬千瓦起步。“十四五”時期，“沙戈荒”基地規(guī)劃總裝機約2億千瓦，外送占比75%；“十五五”時期規(guī)劃建設的風光基地總裝機約2.55億千瓦，計劃外送占比65%。

以內蒙古區(qū)域內“沙戈荒”基地項目為例，四大基地每個項目規(guī)劃新能源裝機1200萬千瓦，目前分別規(guī)劃配套建設蒙西至京津冀、庫布齊至上海、烏蘭布至京津冀和至冀魯豫、騰格里至江西四條特高壓，一條特高壓投資至少200億元。

其中，蒙西至京津冀這條通道，項目已經(jīng)納入“十四五”規(guī)劃。目前這條通道計劃落地河北省滄州市，但現(xiàn)在河北自己的分布式光伏也特別多，河北南網(wǎng)電力也是過剩的，加之蒙西與河北的新能源出力曲線相近，這就增加了外送難度。

也就是說，風光大基地、“沙戈荒”基地綠電外送，要想最終落地，和受端還有異常艱苦的談判。特高壓線路中間落地哪些省份，受端和送端的電價、電量如何確定，博弈激烈，好多項目至今還在談判中。

就是已經(jīng)建成并實現(xiàn)送電的存量項目，與東中部受端省份的博弈，也是漸落下風。

比如青豫直流是綠電直送河南，不過，以前依賴青海送電的河南，近年也在大干快上光伏電站，河南已成為分布式光伏裝機量第二省份，截至2023年底，河南省累計光伏裝機量突破了3700萬千瓦，其中分布式光伏占比超八成。

在此背景下，中午時段，部分河南的分布式光伏接到電網(wǎng)通知，要停機限電，甚至要限電四五個小時。目前，河南省內大部分區(qū)域光伏承載力等級都被評估為紅區(qū)，消納困難，電網(wǎng)承載力已達峰值。在此種局面下，青海送至河南的綠電，境遇可想而知。

從目前各地的實踐來看，遠距離送電為主的大基地項目經(jīng)濟性并不高，在與受端各種電源的競爭中基本上毫無優(yōu)勢。

4月1日起，國家發(fā)改委公布的《全額保障性收購可再生能源管理辦法》正式實施，曾經(jīng)的電網(wǎng)對可再生能源電量全額收購的做法成為歷史，新能源入市比例將越來越高，目前已占比近五成。

但是，包括大基地在內的新能源入市正面臨嚴峻考驗。這當中首先是作為價格接受者，新能源外送“賣不上價”，甚至是負電價。

華夏能源網(wǎng)注意到，不少省份也在陸續(xù)制定最新的分時電價政策，根據(jù)部分已出臺的政策來看，可謂是“簡單粗暴”。比如甘肅，光伏電站交易價格在9：00到17：00的時間段內，不得超過0.5倍燃煤發(fā)電基準價格——0.1539元/千瓦時，幾乎是全程谷價。

圖：以美國加州為例，新能源出力從“鴨子曲線”變“峽谷曲線”

其次，更為嚴峻的是，現(xiàn)在新能源入市交易不但要報量報價，還要求帶有出力曲線，這對新能源非?！爸旅?。因為依據(jù)新能源出力曲線，基本沒有其他電源愿意和新能源合作供電。而無法耦合其他電源24小時“全天候”供電，新能源就要在交易中自動出局、自愿棄風棄光。

“荷隨源動”或是出路

西電東送送出難、接收也難的現(xiàn)狀，讓“大基地+特高壓”觸碰到了消納“瓶頸”。那么，除了配套支撐性電源、擴容電網(wǎng)基建并提升電網(wǎng)性能，還有更好的解題辦法嗎？

眾所周知，在火電時代，由于火電機組具有高度的穩(wěn)定性和可控性，電力供給可以隨著電力需求的變動而任意變動。用電高峰時段，火電機組開足馬力供應就是了；用電低谷時段，火電機組減少出力就是了。這一過程就是“源隨荷動”。

“荷隨源動”則是反過來。試著讓電力負荷（需求側）去主動適配不穩(wěn)定的新能源發(fā)電，是不是也是一條可行的路徑呢？

在新能源大基地西電東送的同時，也可以有意識在西部布局用電大戶企業(yè)，并向西部轉移一些產業(yè)，將新能源西電東送與就地消納結合起來。

比如，青海近年以低價綠電吸引來大批光伏制造企業(yè)，組件龍頭天合光能、硅片新秀高景太陽能、多晶硅廠商青海麗豪等等紛紛進駐青海，主要集中在西寧經(jīng)濟技術開發(fā)區(qū)。

華夏能源網(wǎng)了解到，目前這一開發(fā)區(qū)用電量已經(jīng)接近青海省用電量的一半，區(qū)內多晶硅、單晶硅、光伏組件產量激增的同時，也大大促進了青海省新能源的消納。

再比如，內蒙古、寧夏、甘肅等地目前都在積極布局離網(wǎng)制氫。風光新能源系統(tǒng)占比不斷提高，推高了棄風、棄光率。業(yè)內共識是，綠氫作為長周期儲能的有效介質，在消納過剩的新能源電力上有巨大潛力。因此，在風光大基地就近離網(wǎng)制氫，可以降低風光發(fā)電對電網(wǎng)沖擊、就地消納新能源電力，因而有望成為未來重要的消納方式。

當然，像光伏制造這樣的產業(yè)，屬于連續(xù)的、不可調節(jié)負荷，新能源發(fā)電和光伏制造業(yè)的用電曲線匹配度低。這導致青海電網(wǎng)送電潮流頻繁切換，白天新能源大發(fā)往外送電，晚上要趕緊切換回來，外電返送青海以滿足包括光伏制造企業(yè)在內的用電需求，這也加大了電網(wǎng)運行控制的難度。

目前，青海正在吸引更多可調節(jié)的負荷入駐，除了希望企業(yè)本身的負荷具有可調性，企業(yè)有電力響應的能力，同時也希望企業(yè)能夠配備儲能，在企業(yè)降本的同時促進新能源消納。

那么，什么類型的產業(yè)，其負荷具有靈活可調節(jié)性呢？

有發(fā)電央企人士舉例稱，用戶側中，僅僅一個紡織行業(yè)的需求側靈活調節(jié)能力就達到35%，即這一行業(yè)的可調負荷占自身用電負荷的35%；鋼鐵、電解鋁等行業(yè)的可調負荷占比，最大也能達到20%。

荷隨源動、電力用戶側需求響應，是不是讓更多的紡織、鋼鐵、電解鋁等產業(yè)向西北綠電富集省份轉移？

其實，即便這些產業(yè)并不能夠全部轉移到西部去，仍然留在東中部，留在大基地新能源的受端省份，它們也可以嘗試發(fā)揮調節(jié)作用，用自身的靈活可調節(jié)性去主動適配西北地區(qū)的新能源，這也能間接促進新能源消納。

事實上，包括中國工程院院士劉吉臻在內的業(yè)界人士，都十分看重電力用戶側靈活調節(jié)的巨大潛力。在劉吉臻看來，用戶側是一個電力“富礦”，“用電側負荷一旦可平移、可調節(jié)、可中斷，必然就是電力系統(tǒng)的寶貴資源”。

跨區(qū)送電“低谷不要、高峰不送”的現(xiàn)實難題，風光大基地業(yè)已觸碰到了消納“天花板”。未來數(shù)年這一問題還將更加緊迫。而現(xiàn)在，是到了著手解決并突破這一“瓶頸”的時候了。

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