观察 | 多方合力让新能源“用得好”

来源：中国能源新闻网 时间：2023-09-08 14:24

中国能源新闻网记者  周倜然

　　新能源发电前景广阔，现阶段发展水平如何？面临哪些机遇和挑战？新型储能如何更好地进行商业运营？近日，由国网能源研究院有限公司主办的《中国新能源发电分析报告2023》（以下简称《分析报告》）和《基于典型场景的新型储能适用技术及运营机制》新书发布会在北京召开。

　　会上，国网能源院新能源研究所发布了我国新能源以及新型储能的最新研究成果。与会专家围绕研究报告交流研讨，强调多方合力、锐意探索，为推动新能源、新型储能科学有序创新发展、推进能源电力高质量发展持续贡献智慧力量。

新能源利用率继续保持较高水平

　　2022年我国新能源利用率达97.3%，其中风电利用率为96.8%，光伏发电利用率为98.3%。新能源利用率自2018年以来连续5年超过95%，与德国等发达国家水平相当——这是来自《分析报告》的一组数据。

　　据《分析报告》主创人员、国网能源院新能源研究所高级工程师叶小宁介绍，报告重点对我国新能源发电开发建设、运行和消纳、市场化交易、经济性、产业政策等进行研究，并对新能源发电领域焦点问题开展专题分析。

　　叶小宁说：“新能源连续3年新增装机超过1亿千瓦、新能源发电量和占比持续双升、新能源利用持续保持较高水平，是2022年新能源发展的三大特点。”

　　新能源高水平发展的背后，是大范围资源优化配置能力的持续提升。

　　四川凉山州布拖县的清洁水电，随银线从巴蜀大地输送至江苏常熟，跨越2080千米，点亮了长江沿岸的万家灯火，装扮了华东地区的璀璨夜色。这是2022年建成的白鹤滩—江苏±800千伏特高压直流工程，是全球首个混合级联特高压直流工程，也是跨省区消纳新能源的一个缩影。

　　2022年，电网企业集中投产一批省内和跨省跨区输电工程，建成投运多项提升新能源消纳能力的省内重点输电工程，全年建成特高压直流输电工程2项，交流输电工程2项。截至2022年底，全国跨省跨区输电能力达到3亿千瓦。

　　新型电力系统建设步伐加速推进。研究选择福建、浙江、青海作为省级示范区，重点研究送受端大电网与分布式、微电网融合发展方案，以及适应新能源发展的政策和市场机制；选择西藏藏中、新疆南疆、河北张家口作为地区级示范区，重点研究送端高比例新能源电力系统构建方案，推广“新能源+储能+调相机”发展模式；在系统调节能力方面，通过推进火电灵活性改造、提高抽水蓄能利用水平、提升新型储能调度利用水平等措施，持续提升系统平衡调节能力，为新能源高比例消纳和系统安全运行提供坚实保障。

　　《基于典型场景的新型储能适用技术及运营机制》研究专著指出，储能是支撑新型电力系统的关键支撑技术和重要基础装备，对推动能源绿色转型、保障国家能源安全、促进能源高质量发展具有重要意义。然而，储能作为一类特殊的电源，很难像常规电源主要通过参与电能量市场实现盈利，辅助服务市场、容量市场等反应灵活资源价值的市场机制，对于未来新型储能实现商业化运营尤为重要。

　　中国能源研究会双碳产业合作分会主任黄少中谈及未来新能源发展时指出：“用好包括煤电、气电、储能等灵活性调节资源，做好优化调度工作和需求侧管理，对于促进新能源消纳至关重要。下一步，行业也需要更深入研究新型储能如何更好地融入市场和实现盈利。”

电力市场为新能源发展保驾护航

　　“新能源快速发展、高水平发展，离不开政策、机制等全系统的合力扶持。可以说，电力市场提供了一个很好的平台，为新能源发展起到保驾护航的作用。”中国电力企业联合会原统计信息部主任薛静在发布会上表示。

　　2022年，电力交易机构扩大省内交易规模，推动新兴主体参与市场化交易，缩短交易周期，提高交易频次，丰富交易品种，创新推行分时段交易机制。2022年新能源市场化交易电量3858亿千瓦时，占新能源总上网电量的40.7%，新能源消纳水平进一步提升。

　　在总结跨区域省间富余可再生能源现货交易试点经验的基础上，2022年1月，省间电力现货市场正式启动试运行，全年交易电量占省间交易电量的2.1%，在提升全网电力供应能力、促进清洁能源消纳等方面成效显著。

　　以西北地区省间现货交易为例，2022年共跨区外送新能源21.3亿千瓦时，有力实现了跨区消纳。在迎峰度夏及度冬期间跨区外送44亿千瓦时，有力地支持了东中部地区用电；跨区购入19.6亿千瓦时，支撑了西北在部分用电高峰新能源小发时段的电力保供。西北各省电力公司及发电企业积极参与省间现货市场，全年累计成交电量96.4亿千瓦时，其中跨区外送69.5亿千瓦时。

　　与现货市场同样值得关注的是，2022年，辅助服务市场基本实现全覆盖，区域辅助服务市场实现了跨省备用、调峰资源的共享互济。据不完全统计，截至2022年底，国家电网26个省区已实现辅助服务市场全覆盖，包括调峰、备用、调频等品种。区域已全部开展调峰辅助服务市场，部分区域开展备用、容量辅助服务市场。

　　“截至2022年底，通过源网荷储协同互动平台，京津唐电网已接入负荷侧可调节资源容量808万千瓦，包括电动汽车充电桩、电采暖、工业负荷、自备厂、新型储能等。”叶小宁介绍说，“2022年，陕西辅助服务市场火电启停调峰17台次，累计减弃新能源10.8亿千瓦时，积极参与西北区域省间调峰辅助服务市场，通过西北区域省间调峰辅助服务市场增发省内新能源2.3亿千瓦时。”

　　国网能源院新能源研究所高级工程师时智勇在接受记者采访时表示，目前我国现货市场还在建设试点期、辅助服务市场机制不健全、容量市场尚未建立，新型储能完全依靠市场获得盈利难度很大。现阶段，新型储能实现盈利必须考虑容量价格补偿机制支持，如容量租赁、调峰容量市场建设等，同时，以竞争性方式形成电量电价。未来，逐步降低新型储能容量补偿占比，主要通过现货市场、辅助服务市场、容量市场等获得合理收益。

　　“深化电力体制改革的一个主要目的就是要建立健全电价的市场化形成机制，电力市场建设要充分发挥价格信号引导作用，更好地促进新能源发展。”薛静建议。

　　责任编辑：杨娜

　　校对：高慧君