中國新能源裝機在以超預期的速度飛漲。
據官方統計數據，原計劃要在2030年實現的風光總裝機12億千瓦目標，在2023年底就已完成了10億千瓦。照此速度，2024年就可以完成12億千瓦裝機目標，整整提前六年。
然而，另外一個數據也非常值得注意——2023年，煤電電量占比從59%回升至63%，終止了連續4年的下降趨勢，漲回到了2019年的水平。
兩項數據對比說明，風光發電的電量占比，并沒有隨著裝機大幅增長而上升。新能源“有裝機，無電量”的尷尬現狀，與中國正在加緊構建的以新能源為主體的新型電力系統并不匹配。
究其原因，有電源側、用戶側的種種不適應，其中最關鍵的，還是大電網所表現出的超級不適應。電網消納的瓶頸問題，正在成為走向碳中和進程中最薄弱的一環。
對這個問題，電網企業其實已經深刻意識到了。華夏能源網注意到，近日，國家電網在2024年工作會議上鄭重提出，將“加快建設新型電網，打造數智化堅強電網”。為此，國家電網2024年將投資超5000億元。
“新型電網”的提法，對標的新型電力系統建設目標。這一提法的深意在于，現有的大電網對間歇性的、不穩定的風光新能源“消化不良”，為適應高比例新能源接入電網的時代，大電網需要從頭到腳來一次徹底的革命。
特高壓“困局”
近年來，為了適配新能源大發展，國家電網一直在真金白銀加大投入，2020年至2023年，國家電網的電網投資分別為4605億元、4882億元、超5000億元、超5200億元。
國家電網投資的一大方向是特高壓，即輸電環節。截至2023年年底，西北地區新能源發電裝機容量達2.1億千瓦，占比超50%。未來幾年，西北地區風光大基地、沙戈荒項目還將有逾5億千瓦的裝機落地。要將西北地區豐富的風光資源輸送到東部，加強特高壓建設刻不容緩。
截至2023年底，國家電網累計建成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，結合各地多條重點特高壓工程的建設進展，還有武漢至南昌、川渝1000千伏特高壓交流等6項工程，有望在年內建成投運。
但是，即使特高壓在狂飆突進加快建設，西北地區的棄風棄光現象還是驟然抬頭。過去一年中，在風光新能源裝機占比達到65%的青海省，中午高峰時段，電網已經要求新能源場站停止發電三到四個小時。
在西北地區，由于電網系統面臨在發、輸、配、受端不匹配的問題，窩電、調峰不到位等矛盾也很突出。
比如，青海窩電嚴重，主要就受限于省內唯一特高壓外送通道——青豫直流的外送能力上。青豫直流2020年底建成投運，設計年送電能力400億度，但直到2023年全年實際送電量尚不及設計能力的四分之一。
青豫直流利用率不達標的原因之一是技術因素。高比例新能源缺少常規電源支撐，疊加新能源的間歇性、不穩定性，給電網帶來巨大沖擊。在為新能源配套的煤電發電機組尚未到位投產的情況下，青豫直流外送電力組織困難。
盡管青海省正在積極推動第二條特高壓通道——海西州送廣西通道的建設，但是鑒于青豫直流的前車之鑒，新建特高壓線路的必要性備受質疑。
除了根深蒂固的技術因素，風光大基地、沙戈荒基地新能源發出來的電，最終能不能順利送出去，也很成問題。目前沙戈荒基地外送通道都還只是意向，要想最終落地，送端和受端還要經過艱苦的談判與博弈。
以已納入“十四五”規劃的庫布齊中北部基地的“蒙西至京津翼”通道為例，本來這條通道按規劃要落地在河北省滄州市，要實現蒙西發電為中部地區所用，但現在河北南網的電力也是過剩的，河北省內的分布式光伏突飛猛進，和蒙西地區的新能源出力曲線相近。也就是說，河北可能不需要如此大量的外送電力。
此外，在特高壓通道路線設計上，中間落地哪些省份，受端和送端的電價、電量如何確定，相關各方也博弈激烈。
按照要求，新建特高壓通道可再生能源電量比例原則上不低于50%。然而，由于新能源的間歇性給電網帶來不穩定性，當前西北地區的特高壓利用小時數受限，現有特高壓線路規劃中的新能源比例，也遠低于可再生能源50%的要求。據國家能源局數據，2022年，天中、靈紹、祁韶、昭沂、吉泉、陜武等特高壓線路可再生能源占比分別為40%、20%、15%、28%和28%。
大手筆投建的特高壓通道，需要直面上述種種運營上的窘境。如何突破特高壓的特有困局，有待國家電網提出的“新型電網”概念來進一步破題。
配電網迷途
“大基地+特高壓”支撐的“電從遠方來”模式，受到了行業人士質疑，如中國工程院原副院長、中國工程院院士杜祥琬就極力呼吁“電從身邊來”的模式，也就是鼓勵中東部分布式新能源的“就地開發、就地消納”。
但不容樂觀的是，中東部的分布式新能源目前正在受到配電網的抑制，消納難的問題成為“攔路虎”。
中國76%的國土面積上的風能和幾乎100%的國土面積上的太陽能都具有開發潛力。以太陽能光伏發電為例，業內專家測算，如果充分利用我國東部地區的太陽能資源發電，可以提供2050年全社會總用電量（15萬億度）的三分之一。
目前，中東部分布式新能源開發卡在了配電網建設不足上。近一年多來，分布式光伏開發走在前面的冀魯豫等地區，由于配電側可接入容量有限，特別是農村電網普遍薄弱，隨著戶用光伏大量接入，很多區域出現配變、線路、主變上送重過載問題。冀魯豫部分市縣，由于配電網臺區與線路的承載能力已達到飽和，戶用光伏在380伏側接入已無容量可用，因而暫停了380伏側的并網申請，待擴容后再開放。
伴隨著容量超限問題的持續發酵，一度讓市場產生了政策口徑不一的錯覺：上面要求“應并盡并”，下面卻不得不嚴令“應停當停”。
要解決電網承載力問題，電網公司需要根據戶用光伏接入有源配電網需要，加大配電網改造力度，提高戶用光伏在低壓側的接入能力。我國北方省份戶均配電容量大多在3千瓦左右，而國際上如德國等發達國家和國內浙江等省份，這一數據在6-8千瓦。
配電網在現有基礎上擴容一倍，當然是解決方案之一。但問題是，誰來扛起配電網擴容的責任呢？巨額投資誰來承擔？這背后有一個機制體制與積極性的問題。
2017年，國家發改委、能源局出臺文件，鼓勵分布式發電項目與就近的電力用戶以多種方式實現電量的就近消納，電網公司可針對分布式市場化交易收取“過網費”。但是，由于政府希望降低分布式光伏的開發難度，進而規定農戶不繳納上一級電壓等級的輸電價格，且“過網費”的標準準過低。
現行“過網費”標準減去了輸配電價中的交叉補貼、政府性基金和附加，每度電僅有1.5分到5分，如在同一電壓等級之下，“過網費”甚至為零。這一標準執行前，在同檔情況下，電網公司收取的包括交叉補貼和政府性基金及附加在內的輸配電價一般都在0.2元/千瓦時以上。
也就是說，“過網費”標準過低、機制不科學，導致在配電網擴容上陷入了“誰建誰陪錢”的尷尬。
事情的復雜性還不止于此。戶用光伏所發電量，最好的消納方式是“隔墻售電”，但是，“隔墻售電”知易行難。隨著分布式新能源越來越多，隔墻用戶真的有那么多的用電需求嗎？
此外，還不是多與少的問題，現有的配電網從根本上來說還與分布式新能源不相適應。
風能和太陽能的間歇性和不確定性，使得風光機組很難單獨運行，需要配套一些功率補償或平滑的燃煤機組、儲能，以及需求響應和電動汽車。后兩者既是靈活性措施，又具有不確定性。這就需要一個能集成這一切的新型電網。
現有的配電網絡是按單向潮流設計的，不具備有效集成大量分布式電源的技術潛能，需要升級成接納高比例分布式可再生能源、適應雙向潮流的電力交換網絡，這便是國家電網投巨資建設“新型電網”的應有之義。
系統結構之變
在火電時代，由于火電機組具有高度的穩定性和可靠性，電力供給可以隨著電力需求的變動而變動。用電高峰時段，火電機組開足馬力全力供應；用電低谷時段，火電機組減少出力。這一過程中，源隨荷動，電網調度是這一系統安全穩定運行的核心。
到了新能源時代，一切都變了。新能源根本就不聽電網的調度，電力系統需要新能源多出力時，它可能夜間一度電也發不出來；電力系統需要新能源減少出力的時候，它中午的強光照耀根本停不下來。
也就是說，新能源成為主體電源后“源隨荷動”那套傳統玩法就玩不轉了。到那時，電網的不適應性就不是特高壓夠不夠、配電網夠不夠的問題了。電網企業不改變原有“源隨荷動”的舊思維，建再多的特高壓、配電網也無濟于事。
在新型電力系統下，要從“源隨荷動”轉變到雙向互動，或者說是“源網荷儲一體化”。新能源發電要通過風光火打捆、儲能等手段去適應變動不居的電力負荷，電力負荷也要去主動適配不穩定的新能源發電。
目前已成共識的是，新型電力系統的構建，應該把用戶側需求響應的潛力充分發揮出來。有發電央企人士舉例稱，用戶側中，僅僅一個紡織行業的需求側靈活調節能力就達到35%，即可調負荷占行業用電負荷的35%。鋼鐵、電解鋁等行業的可調負荷占比，最大也能達到20%。
中國光伏行業協會副秘書長劉譯陽此前曾表示，現在的“風光大基地+特高壓”、“分布式新能源+配電網”的模式，并非新型電力系統的終極解決方案，未來還是要過渡到能源互聯網、源網荷儲一體化的發展模式。
源網儲荷一體化、雙向互動的愿景美好，實施起來離不開電源方、制造業、電網公司等多方形成合力。作為整個系統的關鍵，現行電網體系將面臨靈魂之問：早已習慣了中心化調度、源隨荷動的電網企業，做好變革的準備了嗎？
以新能源為主體的新型電力系統，將很難用傳統大電網的科層式管理邏輯去“理清”。就像分布式新能源“隔墻售電”業務，現有的、高度中心化的電網管理體制就很難與之相適應。數千萬個分布式發電設備，與幾十億上百億的各類用電負荷之間，進行高頻、小額、本地化的電能量交換，不可能靠大電網的集中管理和集中市場交易去實現。
就像中心化的銀行，永遠做不了支付寶的“花唄”“借唄”業務一樣，集中式、中心化的大電網不是技術方面不行，而是無法適應分布式這樣一個全新的生態結構。
這也要求，電網企業在大手筆建設“新型電網”的過程中，除了上馬特高壓、配電網等硬件，更需要加強新型電網的軟件建設。向著新型電網轉型，電網企業甚至需要有“革自己命”的勇氣，這是一場深刻的、系統的變革。
（轉載請標明出處，文章來源：華夏能源網）
據官方統計數據，原計劃要在2030年實現的風光總裝機12億千瓦目標，在2023年底就已完成了10億千瓦。照此速度，2024年就可以完成12億千瓦裝機目標，整整提前六年。
然而，另外一個數據也非常值得注意——2023年，煤電電量占比從59%回升至63%，終止了連續4年的下降趨勢，漲回到了2019年的水平。
兩項數據對比說明，風光發電的電量占比，并沒有隨著裝機大幅增長而上升。新能源“有裝機，無電量”的尷尬現狀，與中國正在加緊構建的以新能源為主體的新型電力系統并不匹配。
究其原因，有電源側、用戶側的種種不適應，其中最關鍵的，還是大電網所表現出的超級不適應。電網消納的瓶頸問題，正在成為走向碳中和進程中最薄弱的一環。
對這個問題，電網企業其實已經深刻意識到了。華夏能源網注意到，近日，國家電網在2024年工作會議上鄭重提出，將“加快建設新型電網，打造數智化堅強電網”。為此，國家電網2024年將投資超5000億元。
“新型電網”的提法，對標的新型電力系統建設目標。這一提法的深意在于，現有的大電網對間歇性的、不穩定的風光新能源“消化不良”，為適應高比例新能源接入電網的時代，大電網需要從頭到腳來一次徹底的革命。
特高壓“困局”
近年來，為了適配新能源大發展，國家電網一直在真金白銀加大投入，2020年至2023年，國家電網的電網投資分別為4605億元、4882億元、超5000億元、超5200億元。
國家電網投資的一大方向是特高壓，即輸電環節。截至2023年年底，西北地區新能源發電裝機容量達2.1億千瓦，占比超50%。未來幾年，西北地區風光大基地、沙戈荒項目還將有逾5億千瓦的裝機落地。要將西北地區豐富的風光資源輸送到東部，加強特高壓建設刻不容緩。
截至2023年底，國家電網累計建成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，結合各地多條重點特高壓工程的建設進展，還有武漢至南昌、川渝1000千伏特高壓交流等6項工程，有望在年內建成投運。
但是，即使特高壓在狂飆突進加快建設，西北地區的棄風棄光現象還是驟然抬頭。過去一年中，在風光新能源裝機占比達到65%的青海省，中午高峰時段，電網已經要求新能源場站停止發電三到四個小時。
在西北地區，由于電網系統面臨在發、輸、配、受端不匹配的問題，窩電、調峰不到位等矛盾也很突出。
比如，青海窩電嚴重，主要就受限于省內唯一特高壓外送通道——青豫直流的外送能力上。青豫直流2020年底建成投運，設計年送電能力400億度，但直到2023年全年實際送電量尚不及設計能力的四分之一。
青豫直流利用率不達標的原因之一是技術因素。高比例新能源缺少常規電源支撐，疊加新能源的間歇性、不穩定性，給電網帶來巨大沖擊。在為新能源配套的煤電發電機組尚未到位投產的情況下，青豫直流外送電力組織困難。
盡管青海省正在積極推動第二條特高壓通道——海西州送廣西通道的建設，但是鑒于青豫直流的前車之鑒，新建特高壓線路的必要性備受質疑。
除了根深蒂固的技術因素，風光大基地、沙戈荒基地新能源發出來的電，最終能不能順利送出去，也很成問題。目前沙戈荒基地外送通道都還只是意向，要想最終落地，送端和受端還要經過艱苦的談判與博弈。
以已納入“十四五”規劃的庫布齊中北部基地的“蒙西至京津翼”通道為例，本來這條通道按規劃要落地在河北省滄州市，要實現蒙西發電為中部地區所用，但現在河北南網的電力也是過剩的，河北省內的分布式光伏突飛猛進，和蒙西地區的新能源出力曲線相近。也就是說，河北可能不需要如此大量的外送電力。
此外，在特高壓通道路線設計上，中間落地哪些省份，受端和送端的電價、電量如何確定，相關各方也博弈激烈。
按照要求，新建特高壓通道可再生能源電量比例原則上不低于50%。然而，由于新能源的間歇性給電網帶來不穩定性，當前西北地區的特高壓利用小時數受限，現有特高壓線路規劃中的新能源比例，也遠低于可再生能源50%的要求。據國家能源局數據，2022年，天中、靈紹、祁韶、昭沂、吉泉、陜武等特高壓線路可再生能源占比分別為40%、20%、15%、28%和28%。
大手筆投建的特高壓通道，需要直面上述種種運營上的窘境。如何突破特高壓的特有困局，有待國家電網提出的“新型電網”概念來進一步破題。
配電網迷途
“大基地+特高壓”支撐的“電從遠方來”模式，受到了行業人士質疑，如中國工程院原副院長、中國工程院院士杜祥琬就極力呼吁“電從身邊來”的模式，也就是鼓勵中東部分布式新能源的“就地開發、就地消納”。
但不容樂觀的是，中東部的分布式新能源目前正在受到配電網的抑制，消納難的問題成為“攔路虎”。
中國76%的國土面積上的風能和幾乎100%的國土面積上的太陽能都具有開發潛力。以太陽能光伏發電為例，業內專家測算，如果充分利用我國東部地區的太陽能資源發電，可以提供2050年全社會總用電量（15萬億度）的三分之一。
目前，中東部分布式新能源開發卡在了配電網建設不足上。近一年多來，分布式光伏開發走在前面的冀魯豫等地區，由于配電側可接入容量有限，特別是農村電網普遍薄弱，隨著戶用光伏大量接入，很多區域出現配變、線路、主變上送重過載問題。冀魯豫部分市縣，由于配電網臺區與線路的承載能力已達到飽和，戶用光伏在380伏側接入已無容量可用，因而暫停了380伏側的并網申請，待擴容后再開放。
伴隨著容量超限問題的持續發酵，一度讓市場產生了政策口徑不一的錯覺：上面要求“應并盡并”，下面卻不得不嚴令“應停當停”。
要解決電網承載力問題，電網公司需要根據戶用光伏接入有源配電網需要，加大配電網改造力度，提高戶用光伏在低壓側的接入能力。我國北方省份戶均配電容量大多在3千瓦左右，而國際上如德國等發達國家和國內浙江等省份，這一數據在6-8千瓦。
配電網在現有基礎上擴容一倍，當然是解決方案之一。但問題是，誰來扛起配電網擴容的責任呢？巨額投資誰來承擔？這背后有一個機制體制與積極性的問題。
2017年，國家發改委、能源局出臺文件，鼓勵分布式發電項目與就近的電力用戶以多種方式實現電量的就近消納，電網公司可針對分布式市場化交易收取“過網費”。但是，由于政府希望降低分布式光伏的開發難度，進而規定農戶不繳納上一級電壓等級的輸電價格，且“過網費”的標準準過低。
現行“過網費”標準減去了輸配電價中的交叉補貼、政府性基金和附加，每度電僅有1.5分到5分，如在同一電壓等級之下，“過網費”甚至為零。這一標準執行前，在同檔情況下，電網公司收取的包括交叉補貼和政府性基金及附加在內的輸配電價一般都在0.2元/千瓦時以上。
也就是說，“過網費”標準過低、機制不科學，導致在配電網擴容上陷入了“誰建誰陪錢”的尷尬。
事情的復雜性還不止于此。戶用光伏所發電量，最好的消納方式是“隔墻售電”，但是，“隔墻售電”知易行難。隨著分布式新能源越來越多，隔墻用戶真的有那么多的用電需求嗎？
此外，還不是多與少的問題，現有的配電網從根本上來說還與分布式新能源不相適應。
風能和太陽能的間歇性和不確定性，使得風光機組很難單獨運行，需要配套一些功率補償或平滑的燃煤機組、儲能，以及需求響應和電動汽車。后兩者既是靈活性措施，又具有不確定性。這就需要一個能集成這一切的新型電網。
現有的配電網絡是按單向潮流設計的，不具備有效集成大量分布式電源的技術潛能，需要升級成接納高比例分布式可再生能源、適應雙向潮流的電力交換網絡，這便是國家電網投巨資建設“新型電網”的應有之義。
系統結構之變
在火電時代，由于火電機組具有高度的穩定性和可靠性，電力供給可以隨著電力需求的變動而變動。用電高峰時段，火電機組開足馬力全力供應；用電低谷時段，火電機組減少出力。這一過程中，源隨荷動，電網調度是這一系統安全穩定運行的核心。
到了新能源時代，一切都變了。新能源根本就不聽電網的調度，電力系統需要新能源多出力時，它可能夜間一度電也發不出來；電力系統需要新能源減少出力的時候，它中午的強光照耀根本停不下來。
也就是說，新能源成為主體電源后“源隨荷動”那套傳統玩法就玩不轉了。到那時，電網的不適應性就不是特高壓夠不夠、配電網夠不夠的問題了。電網企業不改變原有“源隨荷動”的舊思維，建再多的特高壓、配電網也無濟于事。
在新型電力系統下，要從“源隨荷動”轉變到雙向互動，或者說是“源網荷儲一體化”。新能源發電要通過風光火打捆、儲能等手段去適應變動不居的電力負荷，電力負荷也要去主動適配不穩定的新能源發電。
目前已成共識的是，新型電力系統的構建，應該把用戶側需求響應的潛力充分發揮出來。有發電央企人士舉例稱，用戶側中，僅僅一個紡織行業的需求側靈活調節能力就達到35%，即可調負荷占行業用電負荷的35%。鋼鐵、電解鋁等行業的可調負荷占比，最大也能達到20%。
中國光伏行業協會副秘書長劉譯陽此前曾表示，現在的“風光大基地+特高壓”、“分布式新能源+配電網”的模式，并非新型電力系統的終極解決方案，未來還是要過渡到能源互聯網、源網荷儲一體化的發展模式。
源網儲荷一體化、雙向互動的愿景美好，實施起來離不開電源方、制造業、電網公司等多方形成合力。作為整個系統的關鍵，現行電網體系將面臨靈魂之問：早已習慣了中心化調度、源隨荷動的電網企業，做好變革的準備了嗎？
以新能源為主體的新型電力系統，將很難用傳統大電網的科層式管理邏輯去“理清”。就像分布式新能源“隔墻售電”業務，現有的、高度中心化的電網管理體制就很難與之相適應。數千萬個分布式發電設備，與幾十億上百億的各類用電負荷之間，進行高頻、小額、本地化的電能量交換，不可能靠大電網的集中管理和集中市場交易去實現。
就像中心化的銀行，永遠做不了支付寶的“花唄”“借唄”業務一樣，集中式、中心化的大電網不是技術方面不行，而是無法適應分布式這樣一個全新的生態結構。
這也要求，電網企業在大手筆建設“新型電網”的過程中，除了上馬特高壓、配電網等硬件，更需要加強新型電網的軟件建設。向著新型電網轉型，電網企業甚至需要有“革自己命”的勇氣，這是一場深刻的、系統的變革。
（轉載請標明出處，文章來源：華夏能源網）
