“双碳”背景下电力源网荷储一体化和多能互补项目开发模式分析

2022-02-09彭恒张林

中国工程咨询 2022年12期

文/彭恒张林

一、前言

过去，电网系统调控主要采取“源随荷动”的模式，当用电负荷突然增高时，一旦电源侧发电能力不足，就会出现供需不平衡以致严重影响电网的安全运行。随着构建新型电力系统步伐加快，以风电、光伏为代表的新能源在能源系统结构中比重不断提升，但其波动性、间歇性和随机性特点也给电网安全稳定运行带来挑战。源网荷储一体化是以“电源、电网、负荷、储能”为整体规划的新型电力运行模式，可精准控制社会电力系统中的用电负荷和储能资源，有效解决电力系统因新能源发电量占比提高而造成的系统波动，提高新能源发电量消纳能力，提高电网安全运行水平。

国家发展改革委和国家能源局于2021年3月联合发布了《指导意见》，对源网荷储一体化和多能互补项目的开发建设提出了具体的思路方法。

二、电力源网荷储一体化与多能互补的内容及意义

“源网荷储一体化” 是一种可实现能源资源最大化利用的运行模式和技术，通过源源互补、源网协调、网荷互动、网储互动和源荷互动等多种交互形式，从而更经济、高效和安全地提高电力系统功率动态平衡能力，是构建新型电力系统的重要发展路径。

多能互补是按照不同资源条件和用能对象,采取多种能源互相补充,以缓解能源供需矛盾,合理保护和利用自然资源,同时获得较好的环境效益的用能方式。多能互补有多种组合形式，目前常见的商业化应用形式有“风光储一体化”“风光水（储）一体化”“风光火（储）一体化”等。

源网荷储一体化和多能互补发展是电力行业坚持系统观念的内在要求，是实现电力系统高质量发展的客观需要，是提升可再生能源开发消纳水平和非化石能源消费比重的必然选择，对于促进我国能源转型和经济社会发展具有重要意义：

1. 有利于提升电力发展质量和效益。强化源网荷储各环节间协调互动，充分挖掘系统灵活性调节能力和需求侧资源，有利于各类资源的协调开发和科学配置，提升系统运行效率和电源开发综合效益，构建多元供能智慧保障体系。

2. 有利于全面推进生态文明建设。优先利用清洁能源资源、充分发挥常规电站调节性能、适度配置储能设施、调动需求侧响应积极性，有利于加快能源转型，促进能源领域与生态环境协调可持续发展。

3. 有利于促进区域协调发展。发挥跨区源网荷储协调互济作用，扩大电力资源配置规模，有利于推进西部大开发形成新格局，改善东部地区环境质量，提升可再生能源电量消费比重。

三、源网荷储一体化与多能互补实施路径

（一）根据《指导意见》，各级行政区域实施源网荷储一体化的措施如下：

1. 区域（省）级源网荷储一体化。依托区域（省）级电力辅助服务、中长期和现货市场等体系建设，公平无歧视引入电源侧、负荷侧、独立电储能等市场主体，全面放开市场化交易，通过价格信号引导各类市场主体灵活调节、多向互动，推动建立市场化交易用户参与承担辅助服务的市场交易机制，培育用户负荷管理能力，提高用户侧调峰积极性。依托5G等现代信息通讯及智能化技术，加强全网统一调度，研究建立源网荷储灵活高效互动的电力运行与市场体系，充分发挥区域电网的调节作用，落实电源、电力用户、储能、虚拟电厂参与市场机制。

2. 市（县）级源网荷储一体化。在重点城市开展源网荷储一体化坚强局部电网建设，梳理城市重要负荷，研究局部电网结构加强方案，提出保障电源以及自备应急电源配置方案。结合清洁取暖和清洁能源消纳工作开展市（县）级源网荷储一体化示范，研究热电联产机组、新能源电站、灵活运行电热负荷一体化运营方案。

3. 园区（居民区）级源网荷储一体化。以现代信息通讯、大数据、人工智能、储能等新技术为依托，运用“互联网+”新模式，调动负荷侧调节响应能力。在城市商业区、综合体、居民区，依托光伏发电、并网型微电网和充电基础设施等，开展分布式发电与电动汽车（用户储能）灵活充放电相结合的园区（居民区）级源网荷储一体化建设。在工业负荷大、新能源条件好的地区，支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，结合增量配电网等工作，开展源网荷储一体化绿色供电园区建设。研究源网荷储综合优化配置方案，提高系统平衡能力。

（二）根据《指导意见》，各类多能互补项目的具体开发要求如下：

1. 风光储一体化。对于存量新能源项目，结合新能源特性、受端系统消纳空间，研究论证增加储能设施的必要性和可行性。对于增量风光储一体化，优化配套储能规模，充分发挥配套储能调峰、调频作用，最小化风光储综合发电成本，提升综合竞争力。

2. 风光水（储）一体化。对于存量水电项目，结合送端水电出力特性、新能源特性、受端系统消纳空间，研究论证优先利用水电调节性能消纳近区风光电力、因地制宜增加储能设施的必要性和可行性，鼓励通过龙头电站建设优化出力特性，实现就近打捆。对于增量风光水（储）一体化，按照国家及地方相关环保政策、生态红线、水资源利用政策要求，严控中小水电建设规模，以大中型水电为基础，统筹汇集送端新能源电力，优化配套储能规模。

3. 风光火（储）一体化。对于存量煤电项目，优先通过灵活性改造提升调节能力，结合送端近区新能源开发条件和出力特性、受端系统消纳空间，努力扩大就近打捆新能源电力规模。对于增量基地化开发外送项目，基于电网输送能力，合理发挥新能源地域互补优势，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模。在不影响电力（热力）供应前提下，充分利用近区现役及已纳入国家电力发展规划煤电项目，严控新增煤电需求；外送输电通道可再生能源电量比例原则上不低于50%，优先规划建设比例更高的通道；落实国家及地方相关环保政策、生态红线、水资源利用等政策要求，按规定取得规划环评和规划水资源论证审查意见。对于增量就地开发消纳项目，在充分评估当地资源条件和消纳能力的基础上，优先利用新能源电力。

四、主要开发模式及典型案例

源网荷储一体化项目开发模式是通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统。通常电源（新能源）与配网、负荷端配套建设，常见的负荷端有产业园区、制氢、制氨、数据中心、充电桩、岛屿负荷等类型。风光水火储多能互补项目有多种组合形式，如建设风电和光伏发电项目的同时配套建设储能电站；利用常规火电和水电（包括抽水蓄能）的调节功能，配套建设风电和光伏发电项目，等等。

以下详细介绍几个典型的示范项目。

（一）浙江海宁尖山“源网荷储一体化示范区”

海宁尖山新区是我国首个建立的“源网荷储一体化示范区”。截至2020年底，尖山新区新能源装机容量 314.4 兆瓦（其中光伏 229.4 兆瓦，风电 50 兆瓦，生物质 35 兆瓦），人均光伏容量9.7千瓦，超过浙江省人均0.23千瓦40倍以上。2020年全年本地新能源发电量5亿多千瓦时，占地区全社会用电量比例超过30%。

其在建设“源网荷储一体化”的主要措施有：

1.在电源侧，加强光伏等新能源建设。2020年7月浙江最大的分布式光伏项目——浙江联鑫板材科技有限公司11973千瓦分布式光伏发电项目在尖山并网，预计年发电量1100万度。下阶段将持续大力发展光伏、风电等新能源，同时对新能源企业给予政策支持，大幅提升尖山新区光伏、风电等新能源占比。

2.在电网侧，致力打造多元融合高弹性电网首域示范项目，其中包含分布式光伏集群自治与协同控制、配网枢纽点储能电站优质共享、多元配电网分布式毫秒级自愈等18个应用场景，有源配电网、配网资源整合优化、冷热电三联供等12个专项项目，从理论体系、技术手段、商业模式等多方面对新型电力系统进行深入研究和应用。

3.在负荷侧，目前尖山新区347家企业已经签约需求侧响应，实现企业与电网间的高效互动；8家企业实现2.17兆瓦的多系统协同秒级可中断负荷控制；进一步推广冷热电三联供、热电联产等高效的利用方式；在整个海宁，智慧负控将在智慧楼宇和中央空调控制系统实现全覆盖；直流电、新型充电桩等应用也在加紧铺开。

4.在储能侧，新能源项目装机容量10%配置储能的要求正全面落地。在光伏侧配置储能站，尖山已经拥有一座1兆瓦/2兆瓦时的大型储能站；下阶段将完成V2G充电设施全面覆盖并按比例配置储能。

（二）风光水火储多能互补项目

1.鄂尔多斯市东胜区风光火储一体化大型综合能源基地

该能源基地在鄂尔多斯市东胜区已规划建设4座2x1000兆瓦坑口煤电的基础上，开发1000兆瓦风+5000兆瓦光储一体化项目，总投资238亿元。该项目充分发挥“风光火储”一体化模式下清洁能源高效利用优势，有效整合当地坑口煤电资源，打造吉瓦级“风光火储”一体化大型综合能源基地。能源基地建成后，每年可生产约330亿千瓦时电能，其中新能源发电占比超过41%。

2.鲁能海西州多能互补集成优化示范工程

该项目是世界上首个集风光热储调荷于一体的多能互补科技创新项目。总装机容量70万千瓦，包括20万千瓦光伏项目、40万千瓦风电项目、5万千瓦光热发电项目及5万千瓦储能系统，这个集合了四种技术路线的综合性项目，能够实现小时级的平稳功率输出，分钟级平滑功率输出，并可以100%地摆脱火电调峰，实现新能源的高比例外送。