雅中—江西直流投产后江西新能源消纳能力分析

杨 超，郑蜀江，王 欣

（1.国网江西省电力有限公司经济技术研究院，江西南昌 330096；2.国网江西省电力有限公司电力科学研究院，江西南昌 330096）

0 引言

2020年江西全省新增并网新能源装机491万kW，全省累计新能源装机达到1 366 万kW，是水电装机规模的2.07 倍，新能源在全省电源装机中占比达到31%，其中风电510万kW，光伏发电776万kWp，生物质发电80万kW，风电和光伏发电在全省电源总装机占比达到29%，顺利完成《江西省电力发展“十三五”规划》中明确的风电装机400万kW、太阳能发电装机400 万kWp 的发展目标以及非化石能源装机比重35%的能源结构调整目标。新能源装机投运，降低了化石能源的占比，减轻了对化石能源的依赖，大大减少了环境污染，促进了我省国民经济的可持续发展。

1 江西新能源发展

1.1 “十四五”新能源发展预测

“十四五”开始，江西新能源发展将从过去补贴推动、跑马圈地转向以消纳为主导、全面无补贴平价发展新阶段。在新能源开发方面，一是持续优化布局，赣中地区光伏资源禀赋好，仍有较大的开发潜力，同时继续加大赣北和赣南地区分散式风电的开发利用。二是新能源基地规模化成为主导开发方式，改变过去小而分散的开发格局，实现新能源的集约高效开发。三是风光储一体化或“新能源+储能”开发模式的出现，提升新能源对电力系统的友好性，一定程度解决新能源弃电问题。

未来江西省风电开发以分散式风电和平价风电为主，风电开发难度加大，受风资源限制，生态红线和林地政策的影响，江西省风电发展面临了一定的“瓶颈”，预计“十四五”风电装机可超过700万kW。随着成本的不断下降，加上消纳条件和建设难度相对风电较低，光伏发电在江西的重要地位日益提高，预计光伏发电将成为今后江西新能源发电装机的主要增长来源，保持高速增长态势，预计“十四五”光伏发电装机超过1 100万kWp。

1.2 面临的问题

近年来江西省新能源发电规模保持较快增长，新能源发电出力频创新高，新能源最大装机占用电负荷比例达29%。江西电网调峰日益困难，新能源消纳矛盾逐渐凸显，存在的问题主要有以下几点：

一是电网调峰日益困难。江西电网工业负荷占比较小，第三产业和居民用电占比逐年提高，全省统调用电负荷峰谷差率居高不下，年最大峰谷差率已达55%以上，电网调峰比较困难。特高压入赣后，为满足四川水电外送需求，将进一步加大江西电网调峰难度。

二是新能源发电装机占比持续提升。预计到2025 年，江西电网全口径风电、光伏发电装机容量分别为700、1 100 万kWp，全口径新能源占比将由2019年的24.2%提升至28.2%，新能源发电装机占比持续提升。

三是部分时段电网新能源消纳能力不足。春节期间全网负荷较低，峰谷差较大，电网调峰难度加剧，新能源消纳矛盾日益凸显，即使通过优化机组开机方式、火电机组深度调峰或启停调峰等手段，保障新能源全额消纳仍将十分困难。

另外，在没有市场激励的前提下，电厂难以主动提高调节能力，调峰补偿、价格响应等市场机制尚未建立，客观上加剧了新能源消纳的难度。

2 江西新能源消纳机理

电力系统的特性是发、输、配、用电瞬时完成，电源调节能力、电网联通规模、负荷规模及响应能力共同决定了新能源消纳潜力。电力系统平衡的原则是调节常规电源出力跟踪负荷变化，当高比例新能源接入电力系统时，常规电源不仅要跟随负荷变化，还需要平衡新能源的出力波动，电源调节能力影响新能源消纳程度。电网互联能力强，可根据新能源出力灵活安排外送，能够最大程度利用通道容量，增大新能源消纳空间。

江西电网用电最大峰谷差已达50%左右，并呈逐步扩大的趋势，江西风电日波动幅度大，且呈现一定的反调峰特性，光伏发电受昼夜变化、天气变化、移动云层的影响，同样存在间歇性和波动性，大量新能源并网后将增加系统调峰难度。目前，江西电源结构以火电为主，抽水蓄能装机仅有120万kW，灵活调节电源偏少，且小型水电机组较多，调峰手段有限，电源总体调节性能主要取决于火电调峰深度，新能源高比例接入系统后，当新能源出力超过系统调节范围时，必须控制新能源出力以保证系统动态平衡，因此产生弃风弃光。

常规电源调峰能力、电网互联互通（联络线外送能力）、负荷规模，决定了新能源的消纳程度。常规电源调峰能力将是限制新能源发展的主要原因，电网互联不充分导致断面外送受阻是次要原因。随着新能源进一步发展，灵活调峰电源、火电调峰能力严重不足，是产生弃风弃光的最主要原因，而送端与主网的电网互联不充分导致断面外送受阻，是产生弃风弃光的次要原因。可以这么认为，江西新能源消纳问题根源主要是电源的调节性能灵活性不足。

3 新能源消纳分析方法

3.1 消纳计算方法

调峰平衡方法的出发点是调峰盈余决定了新能源消纳空间。通过测算系统的调峰需求与调峰供应，以调峰能力的盈余量并考虑一定折算系数来考虑支撑的新能源装机规模。该方法的好处在于：基本原理比较清晰，便于理解和上手，计算结果是系统全接纳新能源并不考虑发生弃能情况下的新能源装机规模，相当于给出了系统不发生弃能情况时的接纳上限。该方法的不足在于：从原理上决定了不能将弃能作为调峰手段加以考量，测算所得到的新能源装机规模是在最为苛刻条件下（负荷低谷阶段也不发生弃能）的装机规模，同时因为采用了典型情境，电源开机比例、调节能力，外送联络线曲线等，多采用一个平均值或者典型值加以设置，消纳空间测算结果的鲁棒性不强。

生产模拟方法的出发点是考虑给定系统源网荷边界条件下，考虑电力电量平衡约束、运行约束（包括电源类出力特性约束、联络线运行特性约束），逐时刻校验电力供需平衡情况，最终确定测算周期内各类电源的出力水平。该方法的好处在于：新能源出力和负荷的时序曲线可以直接作为输入数据，同时对电源、联络线等元件可以实现分类聚合建模，一定程度避免了典型参数取舍笼统的问题。该方法的不足在于：输入数据需求量大，特别是开展全周期时序生产模拟，对负荷和新能源出力需要全部输入；同时对各类机组的细化建模中，仍然存在典型参数设计选取的问题。

3.2 电力系统生产模拟

时序生产模拟是根据电力规划方案，对给定时间断面内的发电、输电调度运行情况进行时序模拟，得到规划方案下电力系统运行状态，从运行角度对电力规划方案进行全方位评价。生产模拟需要充分考虑电网实际运行中的各种边界条件的影响（备用、供热机组运行、断面、联络线、最小利用小时数、受阻等），适用于规划方案的电力供需平衡分析、新能源消纳评估、运行成本分析、生态环保分析等。典型日新能源的时序生产模拟如图1所示。

图1 新能源的时序生产模拟示意图

文中采用的时序生产模拟仿真方法，对全年每个时间断面系统运行情况进行模拟[1-4]，可考虑实际运行中机组启停、备用容量、火电供热、断面、联络线外送等各类边界条件。

4 雅中—江西直流对江西新能源消纳影响

4.1 雅中—江西直流运行特性

雅中—江西±800 kV特高压直流输电工程目前已开工建设，计划于2021年下半年投产，2022年雅中—江西直流受入电力为335万kW，2023-2025年雅中—江西直流受入电力为400万kW。雅中—江西直流的运行曲线符合外送通道江西受端高峰负荷需求及四川送端季节性电量差异特点，直流运行特性呈阶梯式，阶跃时间为上午10：00和晚上23：00，雅中—江西直流枯水期受电电力较小，丰水期受电电力较大。雅中—江西直流日运行特征见图2，雅中—江西直流年运行曲线见图3。

图2 雅中直流日运行特性

图3 雅中直流全年运行曲线

4.2 雅中—江西直流对新能源消纳的影响

直流计划大多数情况下以送端电源自身运行要求安排送电计划，极易出现“直线”甚至“反调峰”计划，导致受端电网调峰困难。特高压运行模式在很大程度上影响着当前系统的调峰能力及新能源消纳水平。随着常规直流逐步由柔性直流替代，电网形态将向灵活高效、多元融合、综合利用的能源网络形态转变。本节从雅中—江西直流运行特性的角度着手，分析雅中—江西直流对江西电网的新能源消纳情况影响。

若无雅中—江西直流受入，1 月、7 月、12 月负荷高峰月份会出现系统电源无法满足用电需求的情况，导致系统整体无法达到电力电量平衡，此时可在用电需求不匹配时段增大湖北联网功率的受入，使江西电网整体系统处于电力电量平衡状态。当雅中—江西直流受入电力时，电网整体新能源弃电率有所提高，但提高幅度不大（新能源弃电率由3.15% 提高3.79%）。其中雅中—江西直流对光伏消纳的影响（弃光率由1.56%提高2.87%）大于风电消纳（弃风率由4.30%提高4.45%），这是因为光伏大发时候集中在白天，而雅中—江西直流的受入高峰期也在白天，二者争抢江西电网的用电空间；而风电大发时刻是在凌晨，此时雅中—江西直流的受入电力处于低谷时段，因此雅中—江西直流对江西电网光伏发电的消纳影响更大。

分析得到以下结论：雅中—江西直流的受入导致江西电网新能源消纳空间被压缩，雅中—江西直流受入曲线为定功率曲线，系统整体灵活调节能力下降。如果雅中—江西直流日受入曲线形状为负荷高峰时刻多送、低谷时刻少送，可减小江西电网等效峰谷差，在一定程度上有助于系统的调峰能力。

5 新能源消纳能力测算

5.1 新能源规划方案消纳测算

推荐新能源装机为风电700 万kW、光伏1 000万kWp，2025 年新能源装机占比29.4%，其中风电光伏装机占比27.2%，风光总发电量为235 亿kW·h，总弃电量为6.13 亿kW·h，新能源综合利用率为97.46%，风电弃电率2.35%，光伏弃电率2.9%，调峰弃水为0。风电利用小时数1 827 h，光伏利用小时数1 038 h，火电利用小时数4 487 h，水电利用小时数2 479 h[5]。

全年中9 月发电量最大，2 月发电量最小，除8 月外各月均存在弃电现象。全年2月弃电量最高，占全年总弃电24.2%，主要原因是2月用电水平较低，电网调峰容量不足，引起新能源发电受限。全年弃电最严重发生在春节，该日同时出现弃风和弃光现象。春节期间生产活动大量停止，用电负荷低位运行，系统调峰空间达到全年最低，即使火电机组降至最低技术出力，洪屏抽蓄抽水用电，电网调峰裕度用尽，只能限制新能源发电保证电力平衡[6]。当天最高弃风154万kW，弃光495万kWp。

“十四五”江西新能源弃电时段均主要集中在2月，2 月春节期间负荷很小，火电机组出力已压至最低，系统调峰能力欠缺；对于丰水期雅中—江西直流受入电力较大的6-10 月，江西电网的弃电现象并不明显，这主要是因为此段时间江西电网负荷也很高，雅中—江西直流电力曲线与负荷变化规律相近，增强了系统在丰水期的调峰能力。江西电网弃电情况通常集中在凌晨后半夜和中午，凌晨后半夜正是风电大发且负荷低谷时段，中午处于光伏大发时段，电网调峰容量裕度减小，易发生弃风弃光现象。

5.2 新能源消纳空间测算

清洁能源消纳三年行动计划提出：2020 年全国平均风电利用率达到95%左右，光伏发电利用率高于95%。《国家电网有限公司关于下达2020 年新能源消纳目标的通知》提出风电、光伏发电利用率均达到95%以上的目标。但在能源转型要求下，“十四五”期间新能源将实现高比例增长，将大概率突破新能源装机规划方案，利用率较规划方案进一步降低。考虑我省风电开发难度大，风电到700 万kW 基本达到经济开发峰值，以风电700万kW 为基础，测算新能源综合利用率目标分别为93%~97%的光伏接纳空间。

表1 江西“十四五”新能源消纳空间 万kW

6 结语

对于受端江西电网来说，雅中—江西直流送电计划并不利于本省新能源的消纳，研究表明雅中—江西直流受入曲线如果采用的典型送电模式，一定程度削弱系统调峰能力，也间接的降低了新能源消纳空间，而且雅中—江西直流对光伏消纳的影响大于风电消纳。采用时序生产模拟仿真方法对江西电网2025 年新能源消纳能力进行了测算，到2025 年江西风电装机700 万kW，光伏装机1 100 万kWp，新能源综合利用率可达到97.46%，新能源利用保持95%以上较高水平。