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低谷不要、高峰不送，风光大基地送电“瓶颈”何解？

华夏能源网 · 公众号 · · 2024-04-14 20:56

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作者 | 刘洋

编辑 | 杨亦

随着规模以亿千瓦计的风光大基地项目逐步落地投产，发电消纳的严峻挑战随之来临。

用中国电力科学研究院新能源研究中心新能源调度运行室主任张金平近日在某论坛上的说法，最主要的挑战是， “集中式新能源已经出现跨区送电‘低谷不要、高峰不送’的现象”。

所谓“低谷不要、高峰不送”，主要是受限于风、光发电的间歇性及波动性特性，新能源电力大发时，恰值东中部受端用电低谷，要不了那么多外来电；而受端用电高峰时，西北地区又送不出来电。

这带来的结果是，偏高的弃风弃光率。

陕西、甘肃、青海、新疆、宁夏西北五省，加上内蒙古，是中国重要的风光发电基地。截至2023年底，西北电网新能源装机规模突破2亿千瓦，新能源电力装机占比过半，但这六省区的风、光利用小时数却明显不足。

按照规划，风光大基地加上沙戈荒大基地，到2030年左右西北地区新能源装机总量将超过6亿千瓦，将是目前规模的三倍，届时西北地区的新能源消纳压力还要上升数倍。

那么，是什么卡住了集中式新能源大基地的消纳？西北地区新能源发展的出路何在？

特高压还不够“特”

风光大基地外送的重要通道是特高压。尽管在建设时序上，目前特高压建设迟滞于新能源场站的建设，但其实电网企业已经在拼尽浑身解数上马特高压。

截至2023年年底，国网累计建成19项交流、16项直流，共35项特高压工程。2023全年投产6项特高压工程，包括驻马店—武汉1000千伏特高压交流工程等项目。2024年，将有武汉至南昌、川渝1000千伏特高压交流等6项工程建成投运。

特高压建的不少、也不慢。但目前的问题在于，新能源狂飙突进大比例接网后， 特高压显露出疲态，出现“带不动”的迹象。

理论上，一条特高压直流输电线路一般可送出约1200万千瓦的新能源，可是现实却往往不尽如人意。

比如，2023年，青海大概有2000万千瓦光伏、近1000万千瓦的风电，新能源向外省送电是靠青豫直流（±800千伏青海至河南），这条省内唯一的特高压外送通道，2020年底建成投运，设计年送电能力400亿度，但是直到2023年全年实际送电量也不及设计能力的四分之一。

华夏能源网注意到，不仅仅是青豫直流线路，西北地区特高压利用率都严重不达标。“十四五”规划要求，新建特高压通道可再生能电量比例原则上不低于50%。可是，根据国家能源局数据，2022年，天中、灵绍、祁韶、昭沂、吉泉、陕武等特高压通道的可再生能源占比分别仅为40%、20%、15%、28%和28%。

那么，特高压“带不动”新能源是什么原因呢？

以青豫直流为例，青豫直流近区高比例新能源缺少火电、水电等常规电源的支撑，无法提供惯动转量以支撑电网稳定运行，而新能源的不稳定供电，给电网的安全运行带来极大挑战，这就造成特高压输送绿电效果欠佳。

即便在青豫直流近区建成了常规支撑电源，特高压输送绿电的比例也未必能大幅提升。

这背后更深层的原因，是新能源的随机性、间歇性、波动性。中午新能源大发的时候，受端没那么高的用电需求；而受端用电晚高峰之际，西部的新能源又发不出电来。送端与受端的供需错配，导致绿电太多的时候要被弃掉，绿电太少或没有的时候依然要依靠备用火电。这就使得特高压根本就达不到输送绿电的理论峰值。

据了解，青海省目前还在积极推动另外两条特高压通道——海西州送广西、海南州送江苏通道的建设。上马一条特高压，动辄要投入二、三百亿的建设成本，青豫直流的现状，使得新建特高压线路备受市场质疑。

此外，西北地区网络密度不够，光靠特高压也是“独木难支”。西北电网以750千伏交流为主网架，新疆、青海、宁夏的电力都需要经过甘肃的狭长地带汇集后外送，与东部长三角、珠三角地区500千伏环网网架相比，西北网架结构相对薄弱，因而难以发挥输送新能源的预期的最大能力。

有人会说，既然西北网架网络密度不够，那就大建特建电网“毛细血管”吧。客观来看，西北地广人稀，需求受限，电网投资“毛细血管”的意愿并不强，主要是算不过来经济账。

受端没那么容易“搞定”

西北绿电的送出，受到配套电源以及特高压实际输送能力的严重限制。除此之外，就算送端的通道输送能力问题彻底解决，西北绿电送往中东部，也越来越受到受端接纳意愿的考验。

首先是，即便很多风光大基地、“沙戈荒”基地项目已开工建设，可到现在还没有找到合适的受端电力需求方。

多数风光大基地项目是100万千瓦起步，“沙戈荒”项目是1000万千瓦起步。“十四五”时期，“沙戈荒”基地规划总装机约2亿千瓦，外送占比75%；“十五五”时期规划建设的风光基地总装机约2.55亿千瓦，计划外送占比65%。

以内蒙古区域内“沙戈荒”基地项目为例，四大基地每个项目规划新能源装机1200万千瓦，目前分别规划配套建设蒙西至京津冀、库布齐至上海、乌兰布至京津冀和至冀鲁豫、腾格里至江西四条特高压，一条特高压投资至少200亿元。

其中，蒙西至京津冀这条通道，项目已经纳入“十四五”规划。目前这条通道计划落地河北省沧州市，但现在河北自己的分布式光伏也特别多，河北南网电力也是过剩的，加之蒙西与河北的新能源出力曲线相近，这就增加了外送难度。

也就是说，风光大基地、“沙戈荒”基地绿电外送，要想最终落地，和受端还有异常艰苦的谈判。特高压线路中间落地哪些省份，受端和送端的电价、电量如何确定，博弈激烈，好多项目至今还在谈判中。

就是已经建成并实现送电的存量项目，与东中部受端省份的博弈，也是渐落下风。

比如青豫直流是绿电直送河南，不过，以前依赖青海送电的河南，近年也在大干快上光伏电站，河南已成为分布式光伏装机量第二省份，截至2023年底，河南省累计光伏装机量突破了3700万千瓦，其中分布式光伏占比超八成。

在此背景下，中午时段，部分河南的分布式光伏接到电网通知，要停机限电，甚至要限电四五个小时。目前， 河南省内大部分区域光伏承载力等级都被评估为红区，消纳困难，电网承载力已达峰值。在此种局面下，青海送至河南的绿电，境遇可想而知。

从目前各地的实践来看，远距离送电为主的大基地项目经济性并不高，在与受端各种电源的竞争中基本上毫无优势。

4月1日起，国家发改委公布的《全额保障性收购可再生能源管理办法》正式实施，曾经的电网对可再生能源电量全额收购的做法成为历史，新能源入市比例将越来越高，目前已占比近五成。

但是，包括大基地在内的新能源入市正面临严峻考验。 这当中首先是作为价格接受者，新能源外送“卖不上价”，甚至是负电价。

华夏能源网注意到，不少省份也在陆续制定最新的分时电价政策，根据部分已出台的政策来看，可谓是“简单粗暴”。比如甘肃，光伏电站交易价格在9：00到17：00的时间段内，不得超过0.5倍燃煤发电基准价格——0.1539元/千瓦时，几乎是全程谷价。

图：以美国加州为例，新能源出力从“鸭子曲线”变“峡谷曲线”

其次，更为严峻的是，现在新能源入市交易不但要报量报价，还要求带有出力曲线，这对新能源非常“致命”。因为依据新能源出力曲线，基本没有其他电源愿意和新能源合作供电。而无法耦合其他电源24小时“全天候”供电，新能源就要在交易中自动出局、自愿弃风弃光。

“荷随源动”或是出路

西电东送送出难、接收也难的现状，让“大基地+特高压”触碰到了消纳“瓶颈”。那么，除了配套支撑性电源、扩容电网基建并提升电网性能，还有更好的解题办法吗？

众所周知，在火电时代，由于火电机组具有高度的稳定性和可控性，电力供给可以随着电力需求的变动而任意变动。用电高峰时段，火电机组开足马力供应就是了；用电低谷时段，火电机组减少出力就是了。这一过程就是“源随荷动”。

“荷随源动”则是反过来。 试着让电力负荷（需求侧）去主动适配不稳定的新能源发电，是不是也是一条可行的路径呢？

在新能源大基地西电东送的同时，也可以有意识在西部布局用电大户企业，并向西部转移一些产业，将新能源西电东送与就地消纳结合起来。

比如，青海近年以低价绿电吸引来大批光伏制造企业，组件龙头天合光能、硅片新秀高景太阳能、多晶硅厂商青海丽豪等等纷纷进驻青海，主要集中在西宁经济技术开发区。

华夏能源网了解到，目前这一开发区用电量已经接近青海省用电量的一半，区内多晶硅、单晶硅、光伏组件产量激增的同时，也大大促进了青海省新能源的消纳。

再比如，内蒙古、宁夏、甘肃等地目前都在积极布局离网制氢。风光新能源系统占比不断提高，推高了弃风、弃光率。业内共识是，绿氢作为长周期储能的有效介质，在消纳过剩的新能源电力上有巨大潜力。因此， 在风光大基地就近离网制氢，可以降低风光发电对电网冲击、就地消纳新能源电力，因而有望成为未来重要的消纳方式。

当然，像光伏制造这样的产业，属于连续的、不可调节负荷，新能源发电和光伏制造业的用电曲线匹配度低。这导致青海电网送电潮流频繁切换，白天新能源大发往外送电，晚上要赶紧切换回来，外电返送青海以满足包括光伏制造企业在内的用电需求，这也加大了电网运行控制的难度。

低谷不要、高峰不送，风光大基地送电“瓶颈”何解？

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