“我国电能需求还未饱和，2050年全社会总用电量可能会比现在翻一番，约为15万亿千瓦时。如果仅就太阳能发电而言，为2050年提供全社会用电量的1/3是可能的，而且其成本竞争力已到了‘平价’关口。而可再生能源应用的主流形式是分布式，分布式发电不仅能节省电网建设、运行费用，还可提高供电可靠性和韧性。解决‘风光’发电间歇性、多变性和不确定性问题的最好方式是就地开发与消纳。” 中国工程院院士余贻鑫近期在“第五届世界智能大会”上表示。
余贻鑫指出，为了实现碳达峰、碳中和目标，我国必须发展高比例的“风光”发电；开发模式的选择对高比例“风光”发电的顺利实现、未来电网格局及相关配套产业的发展有着重大影响；在此背景下，分布式“风光”就地开发与消纳是关键。
（文丨本报记者 赵紫原）
经济性比较是重要依据
余贻鑫表示，我国的电力负荷中心位于中东部省份，中东部省份在发展高比例“风光”发电时面临两种开发模式：大规模远距离输送、就地开发与消纳。
其中，大规模远距离输送是指利用西部、北部地区较好的“风光”资源，建设大规模的“风光”基地，然后把电能远距离输送到中东部负荷中心。就地开发与消纳，是指在中东部负荷中心就地开发“风光”发电，该模式下分布式“风光”广泛、分散地接入当地电网并就地消纳。余贻鑫说：“这种模式并不排斥‘风光’发电机组的集中建设。”
部分专家认为，如果西部、北部地区“风光”资源的优势可以弥补远距离输电线路的投资，那么大规模远距离输送模式的供电成本将比就地开发与消纳的模式低。
余贻鑫指出，上述专家观点有待商榷。“供电经济性比较”是制定相关战略决策的重要依据。“风光”发电具有强烈的间歇性、多变性和不确定性，它们不能独立向负荷地区供电。根据电力系统的运行原理，西部送端系统的风电和光伏发电需要与当地的火电、水电等出力可控机组打捆成比较平稳的功率，再输送给终端的电力用户。“所以，在对两种开发模式开展经济性比较时，正确的评估方法应该从全社会成本的角度开展对比分析，需要综合计及打捆电源的成本、电能的过网费差异、网络损耗的差异、对供电可靠性的影响等多种要素。”
就地开发与消纳优势显著
余贻鑫通过研究测算发现，就地开发与消纳一度“风光”电能的全社会供电成本优势显著，且该模式下中东部负荷中心能实现更高的“风光”电量渗透率。
“仅采用大规模远距离输送模式能够实现渗透率约12%，两种开发模式同时采用能够实现约25%的渗透率，仅采用就地开发与消纳的模式能实现‘风光’电量渗透率28%。如果叠加改造火电机组、调动需求侧响应、安装储能设备等辅助，就地开发与消纳能使‘风光’电量渗透率提高到60%以上。”余贻鑫举例说。
余贻鑫进一步指出，“风光”就地开发与消纳可以降低中东部省份的电能对外依存度，“电从身边来”是提高电力系统韧性、保障供电安全的根本保证。“全球范围内台风、暴雪等极端天气出现的频率越来越高，叠加一系列潜在因素的影响，大大提高了对电力系统韧性的要求。如果采用大规模远距离输送模式，一旦输电线路发生故障或者被破坏，送端和受端系统均面临巨大的冲击，很可能导致长时间、大面积的停电。而采用就地开发与消纳的模式，海量的分布式电源能够继续向重要负荷供电，有效地抵御灾害性事件。”
离不开智能电网的支持
在余贻鑫看来，高比例“风光”就地开发与消纳离不开智能电网的支持。他介绍，电网第一次智能化始于上世纪70年代，主要原动力是可靠性、安全性等诉求。“由于当时通信和计算机成本高，主要集中应用在22万伏以上的大电网，并未推广到配电网。”
余贻鑫指出，“智能电网”是电网的第二次智能化，其最强劲的原动力是为实现碳中和目标，接纳数量巨大、广泛分布、多变的“风光”可再生能源。“第二次智能化的重点在11万伏及以下的电网。与传统电网相比，智能电网通过电力和信息的双向流动，建立起高度自动化和广泛分布的能量交换网络。这样的电网具有‘自愈’能力，能够容纳全部发电和储能，终端用户成为电力的生产型消费者，参与电力市场和电网优化运行。”
余贻鑫进一步指出，智能电网可激励新产品、新服务和新市场，为数字经济提供买得起、高质量的电能，保障国家能源安全，并实现资产优化利用和高效运行，对系统干扰、自然灾害等破坏可作出迅速反应，使其恢复运行。
“然而，我国对智能电网，特别是分布式电源的认识还有待深入。”余贻鑫指出，“没有智能电网的支持，难以接入和消纳高比例的分布式可再生能源；反过来，若离开广泛的分布式电源，智能电网也就失去了其最艰巨的挑战，而且挑战和机遇并存。”
