“双碳”目标下推进多能互补高质量发展的相关思考

多能互补是实现电力系统提质增效的重要举措，有助于构建新型电力系统、实现碳达峰、碳中和目标。2021年3月，国家发改委、国家能源局印发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号），此后，云南、贵州等多个省区将电力多能互补纳入本地区“十四五”能源电力规划,大中型电源企业纷纷参与多能互补项目申报。但目前的多能互补项目仍带有较强的试点和探索性质，如何推进多能互补高质量发展成为行业内关切的问题。

一、高质量多能互补项目应具备三大特征

（一）通过多种能源互补产生组合优势。突出能源品种“多”，本质上是通过合理的规模配置，将不同能源品种的发电特性差异在不同时间尺度上产生组合优势，从而更好地匹配系统需求。如云南的风光出力在日内波动上具有一定互补特性，风电与水电出力特性和发电量在季节性波动上具有较好互补性，通过合理的规模配置可以优化出力曲线，使联合出力对电力系统的冲击更小。

（二）具备良好的调节性能。应针对风电、光伏出力随机性、波动性和间歇性强的特点，强化发电侧灵活调节作用，提升常规电源和储能的灵活调节能力，及时跟踪风光出力的变化，不增加送受端电力系统调峰压力及可再生能源消纳矛盾。如依托存量煤电、水电的多能互补项目，可采取煤电灵活性改造、水电扩机或配置一定比例储能提升电源侧调节能力，增加风光消纳量。

（三）发挥一体化集控优势。多能互补项目具有规模效应，为充分发挥集中开发和互补运行的优势，多能互补项目布局宜相对集中，与电力系统的连接方式简单清晰，具备统一打捆接入电网的条件，便于实现统筹管理和集中调控。

二、多能互补面临问题和挑战

（一）存量多能互补项目有待深入挖掘。此前，国家能源局组织完成第一轮多能互补项目申报，部分地区申报试点多以增量多能互补项目为主，且少数申报项目依托尚未纳入国家规划的新增煤电项目，与国家严控增量“风光火（储）一体化”原则存在一定矛盾。存量电源由于涉及多个投资主体，统筹协调难度较大，多能互补项目申报相对较少。

（二）源网协调规划力度有待加强。

多能互补项目具有规模大、布局集中的特点，如广东“风火储”一体化项目多依托沿海地区海上风电，云南“风光水储”一体化项目主要集中在金沙江中下游、澜沧江干流大型水电基地近区。多能互补项目投产后势必将对地区电网安全稳定和网架规划产生较大影响，但由于新能源投产建设周期短，需提前统筹规划一体化项目接入并配套加强电网建设，确保电网与电源协调发展。

（三）配套储能投产时序保障难度较大。目前，新能源和储能尚无明确的配置原则规定，缺乏统一评价标准和评价指标，各地区一体化项目储能配置比例存在较大差异。同时，“新能源+储能”缺乏配套的执行保障机制，由于储能对项目投资收益影响较大，储能投产时序和最终建设规模都存在一定不确定性。此外，部分申报的多能互补项目计划配套建设抽水蓄能电站，但由于抽蓄建设工期较长，新能源与配套抽蓄基本无法实现同步投产。

三、多能互补高质量发展相关建议

（一）推动政府加强规划统筹力度。着力加强多能互补项目的必要性和可行性论证，建立相关利益方广泛参与的规划、建设及运行的统筹协调机制。开展新能源及储能协同互补发展研究，明确多能互补项目新能源及储能配置原则，积极引导发电企业挖掘存量电源潜力。

（二）统筹做好多能互补项目配套电网规划建设。建立政府、投资主体和电网企业常态化沟通机制，实现多能互补项目建设信息共享，超前开展新能源送出和配套电网完善方案的研究论证，统筹电网规划建设，保障电网安全稳定运行。

（三）加强多能互补联合调度研究。随着新能源并网规模大幅增加，若将多能互补项目作为整体联合调控，相对大电网独立化、清晰化，可有效减轻电网运行压力。建议提前开展多能互补联合调度机制研究，深入研究多能互补项目大规模投产后的调度关系归属、运行方式和机制，加快推进联合调控关键技术研发应用。

（四）积极推进调节电源建设和运行管理。出台保障调节性电源建设和运行的相关政策机制，力争配套调节电源与新能源同步投产运行。开展储能调控运行技术和标准研究，优化储能调度运行机制，明确储能调度运行规程和调用标准。

（作者单位：南网能源院）