中国储能网讯:近日,国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案(2024—2027年)》(发改能源〔2024〕1128号,以下简称《行动方案》)。
《行动方案》提出,2024—2027年重点开展9项专项行动,其中提到推进构网型技术应用、创新新型有源配电网调度模式、建设一批智能微电网项目等当下储能领域高度关注的话题。
新型电力系统“双高”(高比例可再生能源和高比例电力电子设备)特性日益凸显,安全稳定运行面临较大风险挑战。
针对电力系统生产结构、运行机理和功能形态转变过程中可能出现的系统稳定问题,《行动方案》提出着力优化加强电网主网架、提升新型主体涉网性能、推进构网型技术应用、持续提升电能质量,为新型电力系统建设提供安全稳定保障。
目前,在运跨省区输电通道主要输送煤电、水电等传统电力,新能源电量占比较低。随着“沙戈荒”大型风电光伏基地、水风光综合基地的有序建设,新能源外送消纳需求将进一步增加。
为适应新能源快速发展需要,《行动方案》提出提高在运输电通道新能源电量占比、开展新增输电通道先进技术应用,依托先进的发电、调节、控制技术,实现大规模高比例新能源外送。
近年来,雨雪冰冻、台风、洪涝等自然灾害频发,用户供电可靠性受到影响;分布式新能源、电动汽车充电设施等新型主体大规模并网,对配电网承载力提出更高要求。
针对新型电力系统对配电网在电力保供和转型方面的新要求,《行动方案》提出组织编制建设改造实施方案,健全配电网全过程管理,制定修订一批配电网标准,建立配电网发展指标评价体系,实现与源、荷、储的协调发展。
随着大量新型主体接入,电力系统可控对象从以源为主扩展到源网荷储各环节,控制规模呈指数级增长,调控方式需从传统的“源随荷动”向“源网荷储融合互动”转变,调控技术手段和智能化水平亟待升级。
为优化完善适应新型电力系统的调度系统,《行动方案》提出加强智慧化调度体系总体设计,着力创新新型有源配电网调度模式。
重点在分布式新能源、用户侧储能、电动汽车充电设施等新型主体发展较快的地区,探索应用主配微网协同的新型有源配电网调度模式,鼓励其他地区因地制宜同步开展探索。通过完善市、县级电力调度机制,强化分布式资源管控能力,提升配电网层面就地平衡能力和对主网的主动支撑能力。
目前,风电在电力规划中参与平衡的比例较低,负荷晚高峰时段光伏参与平衡的比例基本为零,新能源可靠出力水平亟待提升。
为提升新能源系统友好性能、创新风光储互补及源网荷储协同发展模式,《行动方案》提出着力打造一批系统友好型新能源电站,实现新能源置信出力提升至10%以上;探索实施一批算力与电力协同项目,提高数据中心绿电占比;因地制宜建设一批智能微电网项目,提升新能源发电自发自用比例。
未来一段时期,煤电仍是我国电力可靠供应的重要支撑电源,实现碳达峰目标要加快低碳化改造,进一步提升运行灵活性。
针对新型电力系统对煤电加快转型升级的要求,《行动方案》以清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰为主线任务,开展新一代煤电试验示范;应用零碳或低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存等低碳煤电技术路线,促进煤电碳排放水平大幅下降;推动新一代煤电标准建设,重点完善系统设计及设备选型标准体系。
近年来,部分地区的新能源短期内快速发展,灵活调节资源与新能源在建设规模、时序上相互衔接不足,新能源消纳压力逐渐增加。
针对新型电力系统调节能力需求持续增长的实际,在用好常规调节措施的基础上,《行动方案》提出充分发挥新型储能调节能力,通过建设一批共享储能电站、探索应用一批新型储能技术,加快实现新型储能规模化应用,同步完善调用和市场化运行机制。
具体而言,围绕不同应用场景对爬 坡速率、容量、长时间尺度调节及经济性、安全性的需求,探索建设一批液流电池、飞轮、压缩空气储能、重力储能、二氧化碳储能、 液态空气储能、钠离子电池、铅炭电池等多种技术路线的储能电站,通过合理的政策机制,引导新型储能电站的市场化投资运营。
随着我国新能源汽车发展驶入“快车道”,保有量的大幅增加对配套充电基础设施建设提出了更高要求。同时,电动汽车电池作为储能资源,为电力系统灵活调节提供了更多选择。
针对电动汽车大规模充电需求及储能资源的有效利用,《行动方案》提出完善充电基础设施网络布局,加强电动汽车与电网融合互动,建立健全充电基础设施标准体系,加快推动电动汽车与能源转型融合发展。
负荷侧灵活调节资源的充分调用,有助于缓解尖峰负荷问题、促进低谷时段新能源消纳。
针对新型电力系统供需协同、灵活智能的建设要求,《行动方案》提出开展典型地区高比例需求侧响应,充分激发需求侧响应活力,典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%或以上,具备条件的典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的10%左右;利用源荷储资源建设一批虚拟电厂,建立健全标准体系,完善相关规则,提升电力保供和新能源就地消纳能力。