节选自《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》案例解读

　　近年来，我国新能源实现了跨越式发展，装机规模稳居全球首位。同时，大规模高比例新能源接网和消纳对电力系统提出了新的挑战，需要加快规划建设新型电力系统，满足经济社会高质量发展的电力需求。《实施方案》明确了在提高电力系统调节能力、提高配电网接纳能力、稳妥推进新能源参与电力市场交易和完善可再生能源电力消纳责任权重制度等方面的具体举措。

　　（五）全面提升电力系统调节能力和灵活性

　　主要政策点1：完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。研究储能成本回收机制。鼓励西部等光照条件好的地区使用太阳能热发电作为调峰电源。

　　1、修订管理政策近年来，新能源发展迅猛，调峰调频电源建设面临新的挑战。为此，国家能源局修订发布了《电力并网运行管理规定》(国能发监管规〔2021〕60号)、《电力辅助服务管理办法》(国能发监管规〔2021〕61号)，进一步扩大了辅助服务提供主体，强调按照“谁提供、谁获利;谁受益、谁承担”的原则，确定补偿方式和分摊机制，提出逐步建立电力用户参与辅助服务分担共享机制和健全跨省跨区电力辅助服务机制。

　　2、煤电机组灵活性改造方面2021年11月，国家发展改革委、国家能源局深入推动煤电“三改联动”，联合印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出“十四五”期间实施灵活性改造2亿千瓦。

　　3、抽水蓄能方面国家能源局于2021年9月发布的《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》提出：到2025年，抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上;到2030年，抽水蓄能投产总规模达到1.2亿千瓦左右。

　　4、新型储能方面国家发展改革委、国家能源局相继印发了《关于加快新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051号)、《“十四五”新型储能发展实施方案》(发改能源〔2022〕209号)和《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》(发改办运行〔2022〕475号)，加快推动新型储能规模化、市场化进程。

　　要加快电力辅助服务市场建设从市场机制方面充分调动各类调节性电源发挥性能

　　煤电方面

　　煤电机组是保障我国电力供应的主力，煤电灵活性改造是电力系统调节能力提升的关键手段，要加快推进煤电由主体性电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型。

　　水电方面

　　调节性水电、抽水蓄能是技术较成熟、经济性较优、具备大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，抽水蓄能电站具有双向、双倍调节以及快速的变负荷能力，可显著提升电力系统有功调节在可调度性、容量、速度等方面的能力，增强系统应对波动、快速爬坡和保障平衡的能力。“十四五”开始风光等新能源实现跃升发展，电力系统中波动性电源比例持续增加，必须加快开工建设一大批抽水蓄能项目。

　　同时，电价机制是影响抽水蓄能行业发展的核心问题，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号)已明确，现阶段以两部制电价政策为主体，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场，充分发挥电价信号作用，调动各方面积极性，为抽水蓄能行业加快发展、充分发挥综合效益创造更有利的条件。

　　新型储能方面

　　作为重要的调节资源，储能可在源、网、荷三侧发力，对于促进新能源高比例消纳和保障电力系统稳定运行具有重要作用，当下新型储能的发展方向包括推进新能源项目合理配置新型储能、合理布局电网侧储能、积极支持用户侧储能多元化发展。针对独立储能、配建储能以及用户侧储能，应分类研究施策，完善相关市场机制，保障储能的合理收益。

　　光热发电

　　《实施方案》特别提出，鼓励西部等光照条件好的地区使用太阳能热发电作为调峰电源。光热发电最小技术出力可达到额定功率的15%—20%，出力响应速度堪比燃气发电，具备频繁启停的能力。此外，光热发电还可提供转动惯量，且具备成本低、安全性高的长时储热系统。借助于光热发电以上诸多优异的调节能力，光热发电与风电、光伏等新能源融合发展可成为新能源开发利用的重要模式。在沙漠、戈壁、荒漠地区的大型新能源基地，光热发电可作为调峰电源与风电、光伏打捆，探索通过规模化的储热发电代替火电和电储能，实现支撑高比例新能源的外送。

　　主要政策点2：充分发挥电网企业在构建新型电力系统中的平台和枢纽作用，支持和指导电网企业积极接入和消纳新能源。

　　电网是电力系统的核心，是能源转换利用、输送配置和供需对接的枢纽平台。在新能源资源和负荷中心逆向分布的大背景下，全国的特高压输送通道中新能源电量占比仍有提升空间，新能源的跨区域配置能力应尽快加强，以满足中东部负荷中心的新能源消纳需求。部分地方还存在电网接入条件与新能源开发不匹配不衔接的问题。此外，高比例新能源对电网的调度运行也提出了新的挑战。

　　《实施方案》明确了要充分发挥电网企业在构建新型电力系统中的平台和枢纽作用，提升跨区域资源优化配置能力，发挥大电网协同互济的作用，提升电力系统接入和消纳新能源的能力。外送通道方面，要科学推进新能源电力跨省跨区输送通道建设，稳步推广柔性直流输电等新技术，加强送受端电网协同调峰运行。主网架方面，推动电网之间柔性可控互联，加强分层分区电网间协同互济能力。配电网方面，加快配电网改造升级，推动智能配电网、智能微电网建设，提高配电网接纳新能源和多元化负荷的承载力和灵活性。各地风光资源不同、负荷情况各异、系统电网结构也不一样，坚持因地制宜、分省制定合理利用率目标。

　　主要政策点3：深入挖掘需求响应潜力，提高负荷侧对新能源的调节能力。

　　需求侧响应能力是电力系统调节能力不可忽略的组成部分，其在节约电网基础设施投资的同时，可有效提高新能源消纳水平。在《电力辅助服务管理办法》(国能发监管规〔2021〕61号)中，也明确将提供辅助服务主体范围由发电厂扩大到包括新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂等主体，这为挖掘负荷侧需求响应潜力提供了政策支持。

　　《实施方案》提出深入挖掘需求响应潜力，提高负荷侧对新能源的调节能力。负荷侧灵活响应潜力的挖掘，主要指通过科学合理的分时电价、辅助服务等市场价格信号或资金补贴等激励机制，引导鼓励电力用户优化储用电模式，高比例释放工业、一般工商业以及居民用电负荷的弹性，以促进电力供需平衡，尽可能为消纳新能源提供灵活响应支撑。部分大工业负荷存在较大的灵活响应潜力，应积极引导其通过改善生产工艺和流程，提升灵活响应能力，参与辅助服务市场。

　　聚合各类调节性负荷和储能的虚拟电厂也将是挖掘负荷侧灵活响应能力的重要模式。例如近年来快速增长的数据中心，其算力任务可根据实际需要在时间和空间上灵活调整，因而用电负荷具有较好的时空可控性，灵活响应潜力巨大，可通过电力与算力的协同优化调度，实现对系统的灵活响应。

　　（六）着力提高配电网接纳分布式新能源的能力

　　主要政策点1：发展分布式智能电网，推动电网企业加强有源配电网(主动配电网)规划、设计、运行方法研究，探索开展适应分布式新能源接入的直流配电网工程示范。

　　随着我国提出碳达峰、碳中和重大宣示，我国新能源装机容量快速增长，分布式电源特别是分布式光伏的发展取得突出成就。2021年分布式光伏新增装机2928万千瓦，占全部新增光伏发电装机的53%，新增装机首次超过集中式光伏。分布式新能源大规模接入电网使得传统的无源配电网成为有源配电网，源随荷动转变为源荷互动。

　　新形势下，分布式电源大规模接入对配电网规划、设计、运行方法提出更大的挑战。一是分布式新能源出力具有不确定性和间歇性特征，加上与负荷的双向互动，使得源荷特性更加复杂，配电网规划设计与运行需要充分考虑源荷储互动条件下与电网的交互特性，实现友好接入和就地消纳;二是由于传统电力系统的规划、设计、运行主要考虑以化石能源燃料为主的电厂特性，而分布式新能源的规划建设较大程度上受资源分布、消纳负荷的影响，输配电网需要进一步考虑到大规模分布式电源接入的问题;三是分布式新能源与配电网建设周期存在不匹配的情况，因此，当前部分地区，特别是新能源富集地区，出现了输配电网变电容量不够、分布式电源消纳空间不足等问题;四是规模化分布式新能源的接入会对上级电网的运行特性产生较大改变，在输电网规划运行过程中，也要充分考虑规模化分布式电源接入后对电网整体运行特性的影响，加强输、配电网之间的衔接。

　　有源配电网的规划建设，需要从电力系统整体网架结构出发，充分结合分布式电源消纳需求，加强输电网和配电网之间的衔接，迭代优化电网规划建设方案，将一贯从高电压等级向低电压等级输电的传统电网逐渐转型发展为输电网和配电网高效互动的新型电力系统。为此《实施方案》提出推动电网企业加强有源配电网(主动配电网)规划、设计、运行方法研究，以供电安全可靠保障为基础，统筹协调电网规划与新能源发展，规划建设与新能源消纳相适应的配电网网架结构。《“十四五”现代能源体系规划》也提出，加快配电网改造升级，推动智能配电网、主动配电网建设，提高配电网接纳新能源和多元化负荷的承载力和灵活性，促进新能源优先就地就近开发利用。

　　分布式新能源的发展是构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统的关键一环，有源配电网作为承载分布式新能源的基础，在提供供电能力的基础上，还将具备平衡多元电力需求的功能。未来围绕分布式新能源开展的多元化应用场景将不断开拓，依托“源网荷储”一体化、新能源微电网、光伏直流侧直接利用、直流配电网工程示范等新模式，有源配电网将向着分布式新能源与智慧交通、绿色建筑、工业园区等应用场景融合发展。新形势下，需要进一步深入研究不同环节对有源配电网规划、设计、运行提出的新要求，将有源配电网作为电力系统整体的一部分统筹考虑，统一规划、统一设计、统一管理。

　　主要政策点2：加大投资建设改造力度，提高配电网智能化水平，着力提升配电网接入分布式新能源的能力。

　　近年来国家一直鼓励配电网建设发展，随着风电、光伏、气电、储能、电动汽车等在配电网侧接入电网，配电网在电力系统中的作用愈发重要，成为连接能源生产、转换、消费的关键。配电网的发展目标也从较为单一的提供优质可靠供电服务向清洁低碳、安全可靠、泛在互联、高效互动、智能开放的发展方向逐步演进。与此同时，大规模分布式新能源接入给配电网带来了强不确定性和弱惯性，这对于配电网的安全稳定运行造成一定挑战。例如，目前我国华东地区已经出现支撑电源不足、负荷中心电源空心化的趋势，快速发展的分布式新能源难以像传统电源一样提供转动惯量、电压支持等系统支撑，有源配电网频率调节、电压控制等安全稳定运行问题凸显，系统潮流流向可能发生较大变化和波动。因此，为匹配分布式新能源的消纳需求，需要结合配电网现状，提高配电网智能化水平，统筹电网安全稳定运行与分布式电源接入，在保障系统稳定运行基础上实现分布式最大化接入。

　　配电网作为分布式新能源消纳的支撑平台以及多元电力信息集成的数据平台，是提高分布式新能源的承载力和灵活性的关键。因此，配电网的升级改造对于分布式新能源的规模化接入重要性尤为凸显。为此《实施方案》提出加大投资改造力度，提高配电网智能化水平。推动电网投资、技术支撑能力向配网倾斜，不断提升配电网对分布式新能源的主动响应和服务能力。推动新型电网智能化升级，感知全面的配电网、分布式新能源信息，实现对电力供需动态变化的跟踪监测，统筹分布式新能源与电网需求，提供智能化的能源服务。2022年1月发布的《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》(发改能源〔2022〕206号)也提出，大力推进高比例容纳分布式新能源电力的智能配电网建设，鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。

　　未来随着电网转型升级，分布式电源、电动汽车、储能等可控负荷的广泛接入，以及可再生能源替代、综合能源服务、基于数字技术的“虚拟电厂”的快速发展，都亟需更加灵活互动的配电网系统作为载体。通过智能化的数字技术为电网赋能，实现对分布式能源设施的广泛接入、调控能力，促进新能源就近供电、就地消纳。同时，配电网是电网系统中较为容易产生新业态新模式的环节，未来将通过一系列政策措施，鼓励结合相关项目开展配电网改造升级试点示范，支持新技术应用和商业模式，共同支撑配电网智能化水平与分布式电源协调发展。

　　主要政策点3：合理确定配电网接入分布式新能源比例要求

　　2021年，以整县(市、区)为单位推动屋顶分布式光伏开发政策出台，推动了整县(市、区)分布式发电资源统一规划、统一开发、统一建设，提升了分布式电源规模效应、经济效益和电网友好性，全国共计676个县(市、区)参与项目申报并被列为整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点，分布式光伏进入新的快速发展阶段。

　　在分布式电源接入电网要求方面，2019年发布的《分布式电源接入电网承载力评估导则》(DL/T 2041-2019)作为目前评估分布式光伏接网能力的主要依据，详细制定了分布式电源接网评估流程，将热稳定、短路电流、电压偏差等关键因素纳入评估范围，对分布式新能源接入配电网有重要的指导意义。但随着分布式光伏发展规模的不断提高，分布式新能源大范围、多点接入电网，对输配电网衔接、调节电源规模和布局等方面提出更高需求，需要各地区在充分考虑负荷增长幅度的前提下，科学合理评估配电网接纳分布式新能源能力。在落实国家双碳战略目标的新形势下，需要对配电网接入分布式新能源进行深入研究。

　　随着分布式新能源接入配网的规模不断增加，需要统筹协调分布式新能源发展与输配电网建设、改造时序，科学客观地确定各个台区接入分布式新能源的比例。因此《实施方案》提出合理确定配电网接入分布式新能源比例要求，因地制宜分析不同区域负荷特性、电网现状及规划目标、新能源资源禀赋及发展目标，从电力系统整体角度出发，充分考虑负荷增长、系统电力电量平衡、输配电网衔接等多重因素，对分布式新能源在配电网中的接入规模综合分析，统筹安排分布式新能源开发和配电网建设改造进度，科学合理提升分布式新能源接入比例，有效解决大规模分布式新能源接入配电网后带来的系统调峰资源不足、输配电网容量不够、影响电网安全稳定等问题。

　　同时，根据实际情况，可进一步考虑针对配电网分布式电源接入能力和提升措施建立常态化评估机制，形成完善的定期评估监管和发布机制，从源网荷储协调发展角度科学判断、量化评估，深刻剖析制约分布式新能源并网的问题。充分考虑电力系统技术创新进步，研究采用新型配电网技术、新型储能、需求侧响应、虚拟电厂等措施提高分布式新能源接入电网能力的可行性，以引导分布式新能源优化布局，促进分布式新能源与电网协调发展，推动实施相关分布式接网条件提升措施，保障分布式新能源健康可持续发展。

　　文章来源：智汇光伏