智能电网互联推动新能源提质增效
当前，新能源已成为推动河南能源转型的重要力量。电力作为新能源开发利用的最主要载体，如何保障新能源发电的及时并网和全额消纳，促使新能源行业全面提质增效？国网河南省电力公司经济技术研究院（简称“河南经研院”）给出了这样的答案。
分布式新能源成发展亮点
有数据显示，2018年河南新能源发电量172.3亿千瓦时，同比增长72.9%，占比5.8%，新能源利用规模不断扩大。风电、光伏年平均利用小时达到1746、929小时，同比增加25、83小时，设备利用率均有明显提高。2016~2018年省网大负荷时刻，新能源（风电、光伏）整体出力率分别为27.5%、29.7%、38.5%，对电力支撑保障水平不断提升。近年来，河南电网通过优化接入系统方案、加强送出工程建设，科学安排开机方式、深挖电网调峰能力，定期开展全省及各地市新能源消纳能力研究等措施，保障了省内风电、光伏电量全部消纳，无弃风弃光现象发生。
新能源（风电、光伏）发电
行业发展进入优化调整期
2018年，风电竞价的出台、光伏补贴的大幅下调，预示着行业发展进入平价上网最后一公里，对全产业链的降本增效提出了更高要求，将促使风电、光伏等新能源行业逐步从粗放式发展模式向精细化发展模式转变，由靠政策补贴驱动向靠技术和市场驱动转变。
开展综合能源服务业务，发挥多种能源、设备的不同特性，在不同时间尺度上实现多能互补，可有效解决新能源发电的随机性和波动性，提升新能源发电利用率和消纳水平。“但是，全省新能源发展也面临电网运行复杂性增大、电网调峰难度持续加大、局部弃风弃光风险凸显等些许问题。”河南经研院专家邓方钊补充道。
主网运行方式趋于复杂，在风电、光伏集中区域，低谷负荷时新能源大发、电力盈余需进行外送，而夏季大负荷时段电力供应出现缺额、输送断面流向出现反转。同时，有源配网带来电压控制和线路过载问题，当分布式电源出力较大、负荷需求较小时，过剩的电力潮流从低电压等级向高电压电网层面流动，引起电压升高、电压越限，有时甚至产生线路过载。春秋季河南用电负荷相对较低，但新能源处于大发季节，由于光伏正午高出力、晚间零出力，使得河南电网扣除光伏、风电等出力后的负荷呈现出“鸭子型”曲线，春秋季日间腰荷时段调峰问题突出。按照目前风电、光伏项目前期工作进度，考虑在建火电项目投产以及地区负荷发展情况，近期豫西、安阳、鹤壁、濮阳等局部区域电网新能源消纳能力已近极限，春季和冬季小负荷期间将会出现不同程度的电力盈余，新能源消纳存在弃风弃光风险。
水力发电
电力互联助推能源发展
结合电源、电网规划和区域消纳能力，统筹考虑新能源、储能项目的规划布局与建设时序，从规划源头，强化源网荷储的协调统一，推进新能源行业的健康可持续发展。
一是加快推进抽水蓄能等调峰电源建设，加快南阳天池、洛阳洛宁抽水蓄能电站建设，开工建设信阳五岳抽水蓄能电站，推动平顶山花园沟抽水蓄能电站工程早日核准开工；二是加快对有条件的火电机组实施灵活性改造，提高全省电源深度调峰能力；三是研究推进电网侧储能建设，探索储能参与辅助调峰的市场机制，提升电网灵活调度和整体消纳能力。
加快推进坚强智能电网和泛在电力物联网建设，打造适应新能源发展的能源电力体系，推进多能互补、新能源综合应用、分布式发电、微电网和储能的试点示范，实现就地平衡、就地消纳，提升系统运行效率。
来源：中国电力新闻网 日期：19.05.28
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