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张立宽:解决新能源消纳需综合施策

2017-08-31 14:06:00 5e

日前,国家能源局通报,能源局会同相关地区能源主管部门、电网企业采取了一系列有针对性的措施,推动弃水弃风弃光问题取得明显好转,上半年弃风率、弃光率分别下降了7个和4.5个百分点。上半年,风电弃风电量235亿千瓦时,同比减少91亿千瓦时,大部分弃风限电严重地区的形势均有所好转,其中新疆、甘肃、辽宁、吉林、宁夏弃风率下降超过10个百分点,黑龙江、内蒙古弃风率下降超过5个百分点;上半年全国光伏发电量518亿千瓦时,同比增长75%。全国弃光电量37亿千瓦时,弃光率同比下降4.5个百分点,弃光主要集中在新疆和甘肃,其中新疆弃光电量17亿千瓦时、弃光率26%,同比下降6个百分点,甘肃弃光电量9.7亿千瓦时、弃光率22%,同比下降近10个百分点。

全国“双弃”率仍居高不下

有鉴于此,国家能源局近日印发《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》(以下简称《意见》),对风电和光伏等可再生能源目标进行集体上调,同时发布了2017-2020年期间风电和光伏发电的年度和累计新增建设规模方案,并就加强目标引导、规划引领、电力送出和消纳、健全规模管理机制等多个方面提出了指导性意见。值得关注的是,方案明确将吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、内蒙古、新疆自治区、新疆兵团等7个“弃风”以及甘肃、宁夏、新疆自治区、新疆兵团等4个“弃光”红色预警区域列为“严格控制风电和光伏发电新增建设规模”的地区,必须“双弃”情况缓解后才另行下达。

据统计,2016年,西北五省区中,甘肃、新疆风电运行形势最为严峻,弃风率为43.11%和38.37%。光伏发电方面,新疆、甘肃的弃光率为32.23%和30.45%。国家电网数据显示,2016年,新疆、甘肃合计弃风电量占全网总弃风电量的61%,弃光电量占全网总弃光电量的80%。因此,虽然上半年全国“双弃”率下降水平不低,但局部地区仍高达40%左右,未来随着新能源目标集体上调,距离到2020年将全国平均值控制在5%的目标仍任重道远。

实现我国能源转型,新能源科学合理消纳是根本,归根结底是大幅降低风光“双弃”;而解决风光“双弃”涉及电源、电网和负荷等诸多方面,必须着力解决电网调峰、电力外送和市场机制三大难题,是一项复杂的系统工程,需要相关方多措并举、多管齐下。笔者认为,当前,必须从电源、电网、负荷、技术、市场、政策等六方面综合施策,打出一系列“组合拳”,才能从根本上实现新能源科学合理消纳,彻底解决饱受诟病的风光“双弃”难题。

优化电源结构 合理布局新能源

新能源发电不同于传统成熟的发电模式,由于其技术新发展快,在产品设计、质量控制、管理运维等方面还存在不同程度的不足,2016年平均每台非计划停运3.28次,海上风电则达到10次以上。由于风光能源具有时段性和间歇性,要实现各时段各季节全部消纳,电网系统就要具备较大的可调用负荷储备和实时调节容量,必然增加调峰成本和输电成本。因此,实现总体消纳不在于在极端情况下全部回收,要根据各区域市场空间、存量情况和增量规划,确定不同时期新能源合理消纳目标比例;特别是要以需求为导向,加强源网荷三者间规划和运行的协调性,实现常规能源和新能源的合理配比和协调运行。

如前所述,目前国家能源局已经将“弃风”“弃光”的红色预警区域列为“严格控制风电和光伏发电新增建设规模”的地区,重点是提高其存量新能源装机的利用率。同时,优化新能源产业布局,扩大东部和南方地区风光能源开发力度,减轻长距离调运造成的压力。另外,要提高新能源建设准入门槛,建议未来新能源投资人应同时具备新能源和常规能源两种能力,新上项目要量化落实消纳能力并对此负责。东中部地区要“控煤电、增风光”,提高新能源装机比和一次能源占比;“三北”地区适当增加灵活调节电源比例,比如抽水蓄能电站、燃气调峰电站等,它们具有容量大、启停快的优势,能较好地起到调峰的作用,推进跨区、跨流域的风光水气煤多种能源互补,提高新能源发电稳定性,带动新能源就地消纳和外送。

建设特高压智能电网 助推新能源输送与消纳

特高压是指交流1000千伏、直流±800千伏及以上的电压等级,它能大大提升我国电网的输送能力。我国的特高压输电网,建设不到10年就具备了世界最高水平,创造了一批世界纪录;未来,还将在特高压骨干网的基础上建立全国智能电网,目前我国在这一方面的投入已经走在世界前列。

特高压电网是全球能源互联网的主网架,也是我国能源互联网的主网架,能够将西部、北部大型可再生能源基地的电力大规模输送到1000-4000公里的东中部负荷中心。据介绍,国家电网公司目前已有特高压电网在运“六交五直”、在建“三交六直”,“十三五”期间,重点突破西纵、中纵等关键交流工程,尽快形成坚强的特高压交流电网,形成若干条“三北”地区新能源外送的大动脉。实践证明,特高压在推动我国可再生能源大规模外送消纳方面正发挥着越来越重要的作用。

开放互动、高度智能是能源互联网的重要特征,未来随着智能制造、机器人等技术的广泛应用,将成为一个以智慧能源为动力的高度智能系统;推进全国乃至全球能源互联,实现跨区域跨流域多能互补,满足风光等新能源大规模开发和消纳的需要。另外,要考虑可再生能源大规模与分散式开发相结合,在一些偏远地区的电网末梢分散式风光新能源具有很好的经济性,是对大规模集中并网的有效补充;通过全面开展电网智能化改造升级,还可大大提高对微电网、分布式能源等新型能源设施的并网接入能力。

加强负荷侧管理 推进电能替代

随着国民经济产业结构的调整和新能源的蓬勃的发展,全社会用电峰谷差加大,加强负荷侧管理、努力提高负荷率已经成为迫在眉睫的问题。电力负荷侧管理是指通过提高终端用电效率和优化用电方式,引导电能消费者改变用能方式,使电力资源得到有效的优化配置。对于提高风光等新能源的消纳、降低风光“双弃率”,一方面要通过挖掘需求侧响应潜力,减少负荷峰谷差,引导负荷跟随风光发电的出力适时调整,最大限度降低“双弃率”;另一方面,通过加快实施电能替代,以电代煤、以电代油,积极拓展本地新能源消纳市场。

如今,电能替代已经被正式写入《电力发展“十三五”规划》,推广电能替代的直接目的就是要提高电能在终端能源消费中的比重,接下来随着相关替代技术的成熟与运用,电能替代已成为改善用能质量、提升能源利用效率、促进能源清洁消费的重要举措。国家“十三五”电力发展规划为电能替代设定的发展目标为,到2020年实现能源终端消费环节电能替代散烧煤、燃油消费总量约1.3亿吨标准煤,确保电能占终端能源消费比重提升至27%,这就为解决新能源的及时合理消纳和科学合理利用提供了广阔天地。

当然,加强负荷侧管理、推进电能替代需要一系列的政策技术支持与鼓励。比如,可以出台促进可中断负荷、以电供热发展的配套激励措施,制定合理电价,引导用户参与需求侧响应;减少负荷峰谷差,以适应消纳新能源并网高频、短时切负荷需求;健全需求侧峰谷电价政策,扩大峰谷电价执行范围,适当拉大峰谷价差,提高用户消纳新能源的积极性。

推进技术创新 提升设备可靠性

持续推进新能源技术创新,加快电力系统灵活性建设是解决当前新能源消纳问题的重中之重。众所周知,新能源出力具有随机波动性和不可准确预测性,势必造成电力调度系统运行困难,特别是新能源大规模集中接入,电压等级高、输送距离远,对系统运行影响也就较大。因此,就需要常规电源不仅要跟随负荷变化,还要平衡新能源出力波动。此时,必须加强对新能源功率的预测,提高预测精度和分辨率,使之向着高精度、高分辨率、中长期时间尺度发展,这是实现调度准确化、精细化的基础和根本。

对于新能源电源侧,要加强在产品设计、质量控制、运维管理等方面的不足,加强微观、局地、极端气象技术预测预报,做到关口前移,提高对风况、光照、来水发电功率预测精度,努力保障新能源机组的稳定运行。

对于电网输送方面,要突破并网控制技术、多能互补技术、精准负荷控制技术、分布式与微电网等电网核心技术,提升大电网平衡能力;微电网在能源可靠性、能源易获取、能源独立和能源成本优化四个方面拥有突出优势,可利用能源灵活性优化能源结构和电网平衡,优化能源成本,实现新能源的自给消费,以便能够部分或全部取代主电网提供的能源。当主电网遇到重大问题时,微电网能够快速解耦,并仍然可以继续从地方电源供电,增强了用电的可靠性和灵活性。

推广大规模源网荷友好互动系统应用,充分利用云计算、大数据、物联网以及“互联网+”智慧能源技术,提高各级电网智能化水平,准确判断新能源运行工况并实时调节,增强电网对新能源大规模接入的适应能力;加强储能技术开发与应用,尽快解决电力规模化储存问题,让储电系统充当电网“稳压器”;同时,引导促进新能源技术研发,推进先进产品规模化、产业化应用,降低建设、运营成本,尽早实现平价上网。

完善市场机制 实现低成本消纳

加快建设全国范围的中长期市场、现货市场和辅助服务市场,逐步将发电权交易、直接交易等交易机制纳入成熟的电力市场体系,确保新能源消纳。

建立有利于打破省际壁垒、促进新能源跨区跨省消纳的电价机制,建立新能源接受地区与输出地区的利益补偿机制,有序放开跨区输电通道送受电计划,鼓励在更大范围内实现市场化竞争,进而建立跨区域新能源增量现货交易机制。

通过现货市场,发挥大规模新能源发电边际成本低的优势,通过边际低成本实现优先调度、中长期交易通过现货市场交割,通过现货市场的价格信号引导发电企业主动调峰,优化统筹全网调节资源,促进新能源消纳。

通过建设辅助服务市场,在发电环节制定各类新能源参与调峰、调频、备用等辅助服务长效机制,激发常规电源参与调峰积极性,享受相应的辅助服务收益;充分利用需求侧响应资源,建立需求侧参与市场化辅助服务补偿机制。

有序放开省内发用电计划及用户和售电企业的省外购电权。目前,新能源参与省内直接交易品种主要包括年度双边协商、年度集中竞价、月度双边协商、月度集中竞价、挂牌交易等机制。除国家指令性计划外,将富余输电通道容量向市场主体全部放开,组织新能源与电力用户、售电企业开展直接交易。同时,建立外送电力备用预招标机制,通过预招标方式确定备用火电排序,使得新能源波动时能按照预招标结果依次调用备用常规电源,维持送电稳定。

加强制度建设 做好顶层设计

首先,制定有利于新能源消纳的跨省跨区联络线管理考核办法。为了提高风电消纳而建设的省间网间联络线,主要起电量交换作用,线路利用小时数不高;目前国家规定的接网费用补贴办法难以适应网间电量交换的需要,迫切需要建立跨省、跨区联络线建设核准办法及投资回报机制,充分考虑风电特性及消纳问题,制定有利于风电消纳的跨省跨区联络线管理考核办法。

其次,建立有利于新能源发展的“政网源用”联动机制。新能源并网及消纳是一个系统工程,需要政府、电网、电源、用户四方共同建立一个联动机制,一是要做好新能源规划和电网规划的有效衔接,科学制定新能源布局规划和建设计划,保障电网同步消纳能力;二是在电源本体可研阶段同步开展接入系统设计和并网工程可研,做到电源本体和并网工程同步设计、同步核准、同步建设和同步投产,实现电网和新能源协调发展。

三是完善法律体系和政策标准。我国于2006年实施的《可再生能源法》已确立总量目标、可再生能源强制上网、上网电价、费用分摊和专项资金五项制度,但制度落实并不乐观;当前,亟需细化法律条文,提高可操作性,促进利益相关方按照详细可循的具体规定履行自己的义务。另外,与11年前相比,目前我国经济、能源和电力发展进入了一个新阶段,各地电源、电网结构和资源配置能力都得到极大提升,新能源发电的规模、技术水平和市场环境也发生很大变化,为保障新能源长期健康发展应不断完善法律体系,才能实现“依法治能”。比如,应根据新能源不同发展时期制定相应的价格政策,逐步完善新能源定价机制,确保新能源市场竞争力;当前对绿证核发和自愿认购交易已经出台制度,但尚未对行业和企业实行强制性配额;全国碳交易市场中电力行业配额分配方案已经确定,碳交易和绿证交易能否配套执行;加强燃煤自备电厂管理,使之能积极参与电网调峰等辅助服务,实施自备电厂发电替代,压减自备电厂发电出力,代之以新能源发电出力,自发自用电量应缴纳可再生能源发展基金;制定“弃电”综合利用政策等等,这些措施都需要相关专门政策、法规加以规范。

总之,解决风光“双弃”和新能源科学合理消纳需多管齐下、综合施策,需要全社会各界形成共识,群策群力、多措并举;按照规划,“十三五”期间风电将增加1亿千瓦以上,光伏增加6000万千瓦以上,2020年新能源将成为电力增量主体,新能源在能源结构中占比将持续提升,新能源消纳的压力也将不断加大,将成为未来一个时期我国能源结构调整工作中一项长期的艰巨任务。当前,我们欣喜地看到,2017年以来通过各方努力,风光“双弃”和新能源消纳问题有所好转,相信通过全社会坚持不懈的共同努力,新能源消纳越来越向好发展,而且随着风电和太阳能成本加速下降,这就为我国不断优化能源结构、实现到2030年非化石能源在一次能源占比不低于20%的目标贡献力量。

(作者系国家能源局中国煤炭数据交易中心首席分析师)




责任编辑: 李颖

标签: 张立宽 新能源消纳 综合施策 优化电源结构

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