Research on Reasonable Consumption Rate of New Energy Transmission Under the New Power System

2020年9月22日，习近平总书记在第七十五届联合国大会庄严宣告“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。“双碳”正引起一场广泛而深刻的经济社会变革^[1-2]。为实现碳达峰、碳中和，能源是主战场，电力是主力军。2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议中首次提出，“深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”^[3]。新能源是我国电力能源安全、清洁、高效转型的重要支撑，风电、光伏作为新能源发电的主要载体，随着技术成本快速下降，未来将迎来高速增长，大规模高比例新能源渗透将成为未来电力系统的重要特征^[4-5]。

目前体制下，电网企业已形成较为完善的以安全性为核心的规划体系。电网规划往往在保证新能源高水平消纳的前提下，从电网投资及运行成本最低的角度出发，得出最优的规划方案^[6]。但新能源整体利用小时数偏低，随着新能源比例的不断提高，若一味提升新能源消纳水平，可能会造成电网设备利用率低下，从全社会的角度看未必是最优的选择。未来新型电力系统既要确保不造成大规模的弃风弃光，又要保障系统运行安全及经济效益。所以有必要研究新能源的合理消纳率^[7-8]，为电网规划建设和经济运行提供参考。

目前针对新能源消纳的相关研究，主要集中在电源规划^[9]、调节性电源发展^[10]、电网输电能力^[11-12]、一体化送出^[13-14]、安全稳定运行^[15-16]、调度^[17]和市场机制^[18]等，近年从全社会成本角度探索新能源合理消纳率的研究也在逐步增加^[19-20]。其中，南方电网的相关研究指出，“有效容量为新能源实现某一消纳率下的最大出力，用于主网重要断面及新能源接入系统网架校核”，但上述研究对消纳率的设定缺乏科学论证，简单按照经验值设定消纳率为98%和95%，从而计算出有效容量作为电网校核的出力值。

本研究拟从新能源接入的增量总成本最低的角度，研究在网架约束下新能源送出的合理消纳率，探讨新能源不同出力特性下合理消纳率的一般规律，为新能源送出及主网架断面校核提供借鉴。

新能源消纳应是一个考虑新能源生态环境效益后的全社会成本综合优化问题^[15]，应在新能源弃电和系统消纳成本之间找到平衡点。本文提出从系统角度出发，以新能源接入的增量总成本最低为目标，寻找新能源送出的合理消纳率。

具体流程如图1所示。

Figure 1.  Calculation flow of reasonable consumption rate

流程可适用于两种情景：

情景一：单个新能源场站接入系统，主要用于导线截面选择。

情景二：分区新能源送出，主要用于主网架断面校核。

具体流程为：

1）新能源出力特性分析

根据基础测风/测光数据或新能源场站历史出力数据，统计电量和出力率关系，得到出力率-消纳率对应关系图。基础测风/测光数据宜采用多年均值，对于新能源接入系统，选取样本为典型新能源场站；对于断面网架校核，选取样本为分区新能源整体出力。

2）方案拟定和比选

根据不同的消纳率对应的新能源出力，拟定不同的电网加强方案。计算各方案的增量总成本，包括电网消纳成本和弃电成本两部分。比较得到增量总成本最低的方案。

不同的新能源消纳率对应着不同的出力值，对应的电网送出方案不同。在方案设定中主要考虑以下几类方案：

a）利用现有电网通道送出，不需要进行电网加强，对应消纳率最低。

b）优先保障新能源全量消纳，需配套新增通道或加强主网断面，对应的电网加强成本最高。

c）对电网通道/断面进行升容，新能源需弃一部分电量，对应的消纳率中等。

……

3）合理消纳率计算

增量总成本最低的方案对应的消纳率即为合理消纳率，对应的有效容量可用于单个/分区新能源接入系统。

根据上述流程，合理消纳率与方案增量总成本直接相关，总成本包括消纳成本N_F和弃电成本N_D两部分（如图2所示），主要计算方法如下。

Figure 2.  The key influencing factors of reasonable consumption rate

电网消纳成本计算采用相对年费用法，即将参加比较的方案计算期的全部支出费用折算成等额年费用后进行比较，年费用采用如下公式进行计算：

式中：

N_F ——方案的年费用；

Z ——方案总投资(动态投资)；

u ——方案年运行费(考虑维护费和电能损失费，维护费按工程总投资的2%计，电价0.5元/kWh计)；

r₀ ——电力工业投资回收率，按8%考虑；

n ——工程经济适用年限(输变电取25年)。

对于陆上风电和光伏，主要是电网建设投资，为新建/升容线路、扩建间隔、新增变电容量等的本体投资。

对于海上风电，除了上述电网建设投资，还包含海上电缆投资。

运行成本包含运行维护费和电能损耗费用两部分。

其中，电能损耗费和相对有功损耗及损耗小时数相关，损耗小时数和新能源的出力特性相关，随新能源年利用小时数的变化而变化。

弃电成本包含弃电直接损失和间接损失两部分。

弃电直接损失=系统中煤电平均运行成本×弃电电量；

其中，煤电平均运行成本=燃料单价×煤耗+附加运行费用。

弃电电量和方案的设定、新能源的出力特性均相关。新能源的利用小时数以及电量分布情况，均会影响弃电率。

弃电间接损失主要指系统碳排放成本的增加。

碳排放成本=弃电量×碳排放因子×碳价

上述碳排放因子、碳价、燃料单价、煤电运行成本等均根据实际情况进行取值。

综上，合理消纳率的主要相关因素如下：

➢消纳单位kW新能源新增电网投资

➢新能源年利用小时数

➢新能源电量分布特性

➢新能源损耗小时数

➢通道/断面输送能力（应综合考虑热稳、静稳和暂稳极限）

➢系统平均煤耗

➢煤燃料单价

➢碳排放因子

➢碳价

以广东某海上风电场为例，进行合理消纳率计算分析。该海上风电项目一期装机容量60万kW，扩容项目装机容量30万kW，年利用小时数为2 680 h左右。

该风电场电量-出力率关系统计结果如图3所示。可以看出，海上风电位于高出力段的电量占比较少，弃电5%对应的出力率为76%，弃电10%对应的出力率为63%，若弃掉一部分电量，则可以大大降低电网送出需求，甚至可以利用现有网架送出。

Figure 3.  Electricity-output distribution map of wind farm

一期（60万kW）项目通过1回2×400 mm²线路送出（已投产），扩容项目（30万kW）可考虑通过如下3种方案送出，见表1：

方案1（利用现有网架送出）：扩容项目与一期项目打捆，通过已投产2×400 mm²线路送出。

方案2（升容现有线路送出）：扩容项目与一期项目打捆，送出线路由2×400 mm²更换为2×400 mm²耐热。

方案3（新增通道送出）：新建1回线路送出扩容项目，新建线路长度为54 km，导线截面暂按2×400 mm²考虑。

本研究中煤耗暂按270 g/kWh，标准煤单价按800元/t；碳价按58元/t测算，碳排放因子为当年该省份的电网平均碳排放因子，如广东2025年电网碳排放因子按0.35 kgCO₂/kWh计算。按照第2节所述的方法进行各方案增量总成本计算，主要数据如表2所示。

从消纳成本来看，方案3（新增通道方案）投资最高，相对于方案1总投资多5亿元左右，消纳成本最高。对于海上风电送出来说，海缆投资占主导地位，若弃掉一部分电量，可降低海上风电有效容量，从而大大节省海缆投资。

从弃电直接成本来看，方案1弃电量最高，弃电直接成本最高；方案3不需要弃电，无弃电成本。从碳排放成本来看，方案1弃电9.6%，此部分电量需要传统电源来替代，增加了全网的碳排放成本，增量约471万元；方案2次之；方案3无新增碳排放成本。

综合消纳成本和弃电成本计算结果，方案2总增量成本最小，方案3次之，方案1总增量成本最大。从全社会角度，方案2为经济性最优方案，对应合理弃电率为2.96%。

可以看出，此情景下，一味地弃电或者增加电网投资都不是最优的选择，在电网消纳成本和弃电成本之间存在一个平衡点，见图4。

Figure 4.  Economic comparison of the schemes

在“双碳”背景下，新能源发展不断提速，但电网规划是基于一定的电源开发规模得到的，若新能源超出了电源规划的规模，电网需适时调整以适应新能源的接入。基于以上背景，本小节设定如下典型场景，以此为基础进行相关研究。

场景设定：原规划2 500 MW新能源通过单回500 kV 4×400 mm²的线路送出，后续新能源超规模开发1 500 MW，是否需要加强电网，如何加强？

根据上述场景，我们可以设定如下3类方案：

方案1：利用现有网架送出。

方案2：升容现有线路送出，线路容量升高至3 500 MVA左右。

方案3：新增通道送出，增加1回4×400 mm²线路。

各方案总增量成本和消纳单位kW新能源新增电网投资、利用小时数、电量分布形状、煤耗、碳排放因子等多个因素相关，本研究选取单位kW新增投资、利用小时数、电量分布形状等作为主要变量进行研究，旨在探索合理消纳率和上述因素之间的关系，而煤耗、碳排放因子、碳价等因素取值与上述第3节算例保持一致。

研究从两方面进行：（1）海上风电、陆上风电和光伏的合理消纳率；（2）送出方案选择的一般性规律。合理消纳率的计算方法与第3节保持一致，此处不再赘述。

对不同区域的海上风电的特性进行研究，电量-出力率分布曲线如图5所示。

Figure 5.  Electricity-output distribution map of off-shore wind farm

研究步骤如下：（1）设定海上风电的陆上集控站距离送入变电站为5~250 km（对应消纳单位kW新能源新增电网投资在0.199~0.256万元之间）；（2）分别测算不同风电场在不同线路送出长度下的合理消纳率；（3）统计合理消纳率和消纳单位kW新能源新增电网投资之间的关系，绘制合理消纳率曲线，找出其规律性。

可以看出，在上述场景下（已有通道已经用满），海上风电合理消纳率分布在96%以上（弃电率在4%以下）概率较高，但送出线路100 km以上时，也存在合理消纳率为90%~96%的情况。实际规划中应考虑一定裕度，结合具体问题具体分析，见图6。

Figure 6.  Reasonable consumption rate of off-shore wind power

同理，对陆上风电和光伏的特性进行研究，选取云南、贵州、广西等典型区域的风电和光伏，电量-出力率分布曲线如图7所示。可以看出，对于陆上风电和光伏，年利用小时数较低，高出力率段电量占比一般较小，电量-出力率曲线相对较“尖”。

Figure 7.  Electricity-output distribution map of on-shore wind power and photovoltaic

对各区域陆上风电/光伏的合理消纳率进行计算。可以看出，在上述场景下（已有通道已经用满）陆上风电和光伏合理消纳率在98%以上的概率较高，但送出线路140 km以上也存在合理消纳率为94%~98%的情况，见图8。

Figure 8.  Reasonable consumption rate of on-shore wind power and photovoltaic

随着消纳单位kW新能源新增电网投资（送出线路长度）的增加，送出方案之间的优劣关系发生变化，本研究将转折点的投资称为“拐点投资”，见图9。

Figure 9.  Diagram of " inflection point investment"

“拐点投资”和弃电率有较强的相关性，不同新能源电量分布特性不同，对应的弃电率不同，拐点投资也不同。本研究设定利用现有网架送出对应的弃电率在1%~20%，分别计算对应的“拐点投资”。

对于海上风电，本研究设定海上风电离岸距离为50 km，年利用小时数为3 000 h。可以看出，若利用现有网架送出对应的弃电率在7%以内，且送出线路长度在100 km以上，均是现有网架送出最优；利用现有网架送出对应的弃电率在12%以上，线路长度140 km以下，考虑优先加强电网送出（新建通道/升容）；基于两者之间，需进行方案比较，得出优选结论，见图10。

Figure 10.  Diagram of new investment per kW and abandonment rate（off-shore wind power）

对于陆上风电和光伏，本研究设定年利用小时数为1 300 h。从分析结果可以看出，弃电率较低（2%以下）且线路80 km以上，优先以现有网架送出；弃电率较高（5%以上）且线路120 km以下，优先以加强电网（新建线路/升容）送出；基于两者之间，需进行方案比较，得出优选结论，见图11。

Figure 11.  Diagram of new investment per kW and abandonment rate（on-shore wind power and photovoltaic）

1）本文从全系统角度出发，以新能源接入的增量总成本最低为目标，提出了新能源送出合理消纳率的计算方法。计算结果表明，综合考虑电网消纳成本、弃电成本和碳排放成本后，新能源送出存在一个能使全社会总增量成本最低的合理消纳率，在该消纳率下，适度的弃风弃光能够大大降低电网的建设运行成本，提升系统的整体效率。建议未来电网规划可从系统总成本最优角度出发，进行送出方案选择及网架校核，体现高质量发展的本质要求。另外，可针对不同省/市/电网分区的新能源合理消纳率的区间值进行规律性探索，得到典型的合理消纳率取值，为电网规划提供参考。

2）合理消纳率与消纳单位kW新能源新增电网投资、新能源电量分布形状、系统平均煤耗、碳价、碳排放因子、通道能力等多个因素相关，是个多维的优化问题。合理消纳率的选取、送出方案的选择均需要结合具体问题具体分析。

3）通过多算例的一般性规律探索可以看出，在合理消纳率选取上，由于陆上风电/光伏的电量-出力分布曲线较海上风电“尖”，在现有线路送满的场景下，其合理消纳率略高于海上风电。在送出方案选择上，若利用现有网架送出的弃电率较低（位于高出力段的电量占比小），且新增线路投资较大，则利用现有网架送出更具优势；若利用现有网架送出的弃电率较高（位于高出力段的电量占比大），加强电网送出一般较优。