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二、传统“计划”不适应时代需求
目前,电力运行调度很大程度上延续传统计划方式,各类电厂年运行小时数主要依据年发电计划确定,各地经济运行主管部门甚至对每一台机组下达发电量计划,由于火电年度电量计划为刚性计划,火电企业和地方政府不愿意让出火电电量空间,调度为了完成火电年度计划不得不限制可再生能源发电的电量空间。这种“计划”方式,不能适应新能源波动性特点和需要,无法保障可再生能源发电优先上网。
三、电力系统灵活调节能力较弱
我国电源结构以常规火电为主,特别是风电富集地区更加突出。尽管火电调峰深度和速度都不及水电、燃气机组,但目前我国火电机组(热电机组)的调峰现状远低于国际水平,仍沿用20世纪80年代初的火电调节指标进行运行考核,大量中小火电机组、热电机组仍旧采用传统技术方案和运行方式,没有针对新的需求进行改造升级提升灵活性,技术潜力没有充分释放,远低于国际领先水平。同时国际经验证明,需求侧响应是增加电力灵活性的重要手段,但我国需求侧响应还处于研究示范阶段,未能发挥真正作用。
四、通道需难满足
我国水电、风电、光伏主要集中开发投产在西部低负荷地区,在当地消纳的同时,仍需要外送,而在现有电力电网规划、建设和运行方式下,电源电网统筹协调不足,电力输送通道在建设进度、输送容量、输送对象上都难以满足可再生能源电力发展需求。
五、可再生能源消化机制未落实
未来随着西南和三北地区水电、风电、太阳能发电开发规模继续增长,市场消纳空间逐渐成为可再生能源消纳的最大瓶颈,现有以“电量计划”、“固定价格”、“电网垄断”等为特征的体系已不能适应可再生能源发展。水电的“丰余枯缺”特点和风电的“波动性”在现有机制框架下,仅靠本地运行调度优化已经不能解决市场消纳问题,需依赖更大范围市场消纳。而目前我国的电力运行管理总体是以省为实体进行管理,同时跨省跨区输送未纳入到国家能源战略制定的长期跨地区送受电计划中,各地对接纳可再生能源积极性不足。
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5月23日,南网总调高比例新能源电力系统多目标前瞻调度技术研究项目招标。2022年以来,南方区域新能源快速增长,新能源大发叠加负荷低谷导致了弃风现象。截至2024年底,全网新能源装机占比达到35%,全网/云南网新能源电量渗透率已达15.9%、17.2%,远超公司“十四五”发展规划。随着新能源的大规模接入
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5月26日,广东省能源局发布关于转发进一步组织实施好“千家万户沐光行动”的通知。文件显示,请各地能源主管部门强化组织领导,加强部门协同,结合前期已编制的2024—2030年全市分布式光伏发展行动计划或实施方案,进一步细化资源摸查、规范项目管理、加强风貌管控、强化宣传引导,积极有序推进农村分
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