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这篇文章说透了“弃风弃光”的原因和解决办法丨能源规划权威解读

作者:admin 时间:2017-05-10 15:01 来源:未知 点击:次 字体大小:

  2017-05-10  中国能源报

2017年1月,国家能源局发布了《2016年风电并网运行情况》,全年“弃风”电量497亿千瓦时,超过三峡全年发电量的一半,全国平均“弃风”率达到17%,甘肃、新疆、吉林等地“弃风”率高达43%、38%和30%,今年一季度全国“弃风”电量135亿千瓦时,全国平均“弃风”率16%业内震惊,业外惊诧

其实严重“弃风”并非偶发事件,2011年全国“弃风”电量就已达到123亿千瓦时,“弃风”率约为16%,此后愈演愈烈,“弃风”成为能源和电力行业的心腹之疾。7年间,全国累计“弃风”电量达到1500亿千瓦时,直接经济损失800亿元以上。国外虽然也偶有“弃风”,但如此大面积、长时间的严重“弃风”,却只唯我独此一家

 

《中华人民共和国可再生能源法(修正案)》明确提出“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度”,自2010年4月1日施行至今已7年,这期间我们并非没有努力,各方对“弃风”问题密集调研,诸多机构发布研究报告,解决“弃风”问题的建议屡见于两会提案之中,能源主管部门每年都出台相关政策文件。


但很遗憾,这些调研、报告、建议和政策收效甚微。更让人难堪的是,“弃风”未平,“弃光”又起。2016年仅西北地区“弃光”电量就达70亿千瓦时,平均“弃光”率近20%,新疆、甘肃“弃光”率高达32%、30%,2017年一季度“弃光”电量27亿千瓦时,全国平均“弃光”率达到13%。我们不禁要问,“弃风弃光”缘何成为“不治之症”?症结究竟何在?新能源消纳难题该当如何破解?

文丨徐小东  陈铮  徐英新

电力规划设计总院

全文6000字  建议阅读 12 分钟


“弃风弃光”根源在于体制机

纵观各类研究报告和建议,“弃风弃光”原因分析主要集中在电源、电网、负荷等三个系统要素上:

电源方面。目前风力和光伏装机主要集中在“三北”地区(东北、西北、华北),占全国的比重为77%和68%,且以大规模集中开发为主。“三北”地区电源结构以煤电为主,燃煤热电机组比重高达56%,采暖期供热机组“以热定电”运行,导致系统调峰能力严重不足,不能适应大规模风力和光伏发电消纳要求。

电网方面。“三北”地区大部分跨省跨区输电通道立足外送煤电,输电通道以及联网通道的调峰互济能力并未充分发挥,对风力和光伏发电跨省跨区消纳的实际作用十分有限。

负荷方面。电力需求侧管理成效不明显,峰谷差进一步加大影响了风力和光伏发电的消纳。

上述原因委实存在,但为何多年无法解决,产生了“抗药性”?进一步剖析内因不难发现,体制机制才是导致“弃风弃光”的根本原因。

长期以来,我国电力管理运行以执行“计划”为主。电厂、跨省跨区通道实行计划电量,调度部门通过具体运行安排实现计划目标即可。具体调度方式是充分“计划”的,通过提前安排电厂发电曲线、输电通道送电曲线等,实现系统安全稳定运行。即使是收益也是被“计划”的,各类电源上网电价通过成本加合理收益率确定,由电网企业统购统销

在严密的统一计划安排下,大家原本相安无事,各得其所。但是风力和光伏发电出现后,规矩变了,这俩新成员姿势不定,走位飘忽,何时能发电、能发多少电完全看天吃饭,无法被“计划”,并且这俩新成员还自带光环,优先级高人一等。这让当前按“计划”安排的运行机制感到极大不适应,所暴露出来的问题只是现有电力体制不适应不可计划“新物种”的外部反映

当前我国北方地区饱受雾霾困扰,大力发展清洁能源已成社会共识,电力行业积极相应,为充分消纳风力和光伏发电铺路搭桥,例如:煤电、水电等常规电源按照自身设计能力随时接受统一调度,为风力和光伏发电让路;电网企业面临政府监管和社会舆论巨大压力,也已尽量减少“弃风弃光”电量;能源主管部门更是三令五申,为“弃风弃光”问题操碎了心。

可以说,相关单位已尽了本分,但仍有很大潜力没有发挥出来,原因就是欠缺能够充分挖掘各方主观积极性的体制机制:

  • 比如对于煤电企业,近年来利用小时数不断走低,企业经营已十分困难,若实施灵活性改造,既需要增加投资、又有可能影响自身发电量,何苦要主动革自己的命?

  • 比如对于电网企业,收购风力和光伏发电的价格与煤电相同(不含补贴),若突破常规调度方式接收风力和光伏发电,安全风险有所增加,却没有额外收益,何来主观积极性?

  • 比如对于某些地方政府,省内煤电比省外风力和光伏发电价格更低,而且多用省内煤电还可增加当地财政收入,为何要接收省外风力和光伏发电?

  • 比如对于用户,用电价格与风大风小、晴天阴天完全无关,而且不掌握相关信息,如何积极使用风力和光伏发电?

凡此种种都在警示我们,是时候大力推进电力体制机制改革了!

可喜的是,国家已印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号),国家能源主管部门已在电力体制机制改革上发力,陆续出台了一系列配套文件,相信在体制机制的激励下很多问题会迎刃而解。

 

解决“弃风弃光”应分“轻重缓急”

 

多年来,大量单位机构和专家都曾对解决“弃风弃光”提出了自己的措施建议,为能源主管部门制定政策提供了重要参考。但是,很多建议往往对“未来怎么做”坐而论道,对“今天做什么”闭口不谈,这也是各种措施建议未能有效执行的原因之一。根治“弃风弃光”顽疾,切不可“胡子眉毛一把抓”,应着眼未来,立足当下,贯彻落实国家能源战略和规划,拿出具体实施路线图。

为解决“弃风弃光”问题,《能源发展“十三五”规划》(以下简称《规划》)提出了多项任务和措施,包括着力破除体制机制障碍,构建公平竞争的能源市场体系,优化能源开发布局,加强电力系统调峰能力建设,实施需求侧响应能力提升工程,推动能源生产供应集成优化,构建多能互补、供需协调的智慧能源系统等。当前,应进一步细化《规划》实施方案,厘清解决“弃风弃光”的“轻重缓急”。   

推进体制改革“重”任

最重要的任务,就是深化电力体制改革。新能源发电虽然寿命周期成本较高,但边际成本几乎为零,在现货市场中有明显竞争优势。要致力于推进能源价格改革,有序放开发用电计划,建立健全电力市场体系,制定公平有序的电力市场规则,启动现货交易市场,充分发挥市场配置资源的决定性作用。

《规划》提出要完善调峰、调频、备用等辅助服务价格,激发其他常规电源参与调峰的积极性,打破省间壁垒,充分发挥跨省跨区联网输电通道的调峰作用。可喜的是,东北电力辅助服务市场专项改革试点工作已正式启动,我国电力辅助服务向市场化迈出了里程碑式的一步,从目前试点情况看,燃煤机组主动参与调峰的积极性得到充分发挥,效果相当不错。     

 协调解决一批“急”务

体制改革任务虽然重要,但预计至少需要3至5年才能形成完善的电力市场体系并充分发挥作用,在此之前,应马上开展以下工作。

一是优化调整新能源开发布局。《规划》提出要稳步推进“三北”地区风电基地和光伏电站建设,控制开发节奏,要将“弃风弃光“率控制在合理水平。因此,当务之急就是要暂停“弃风弃光“严重地区的集中式风电和光伏发电项目建设,将开发中心向中东南部地区转移,优先发展分散式风电和分布式光伏,通过实施终端一体化集成供能系统、微电网示范项目等,促进新能源就地消纳。

二是加强系统调峰能力短板建设。《规划》提出加强电力系统调峰能力建设,减少冗余装机和运行成本,提高可再生能源消纳能力。当前应加快推进存量煤电机组灵活性改造试点和推广工作,切实提升“三北”地区的系统调峰能力,尤其是冬季供暖期的调峰能力。抽水蓄能电站是优质的调峰电源,由于建设工期较长,应尽快开工一批抽水蓄能电站,争取早日发挥作用。

三是继续推进“三公”调度,接受社会监督。“公开”是“三公”(公开、公平、公正)调度的前提,坚持调度公开才能确保风力和光伏等新能源发电优先上网,才能倒逼相关电力企业充分发挥自身调峰能力,才能做到科学研究、有的放矢。建议由能源主管部门协调,要求省级电网公司公开逐小时负荷、各类电源实际出力、主要联网通道输电功率、新能源样板机组总出力等,这些数据是社会监督和政府决策的基础,很多国家早已公开此类数据,并不涉及国家和商业秘密。     

其他举措不可“轻”视

一是绿证和配额制。这两者组合能够促进新能源的发展,应充分肯定并大力支持。在采取绿证制度替代一部分财政补贴的同时,应鼓励绿证用户负荷与新能源出力配合调节,确保用户所使用电量主要为新能源电量。配额制是一种行政考核制度,应在对各地方政府或相关企业提出新能源配额目标的同时,对“弃风弃光”率提出控制要求,避免偏重新能源开发,而轻视消纳问题。

二是电能替代。实施电能替代对促进能源清洁化发展意义重大,应从能源系统整体优化的角度,深入论证不同电能替代方式的技术方案合理性和经济性,坚持“节约、清洁、安全”的战略方针,力求精准化解“弃风弃光“电量,避免一味增大用电负荷,反而增加煤电发电量。

 

新建大通道宜“缓”行

建设大规模跨区输电通道将“三北”地区新能源送至中东部地区,固然有利于缓解“三北”地区“弃风弃光“问题,但需注意的是,“十三五”期间中东部地区也存在电力富裕情况,新建大规模输电通道的利用率未必太高,若再需送端配套新建燃煤机组,“水多了加面,面多了加水”,这对能源结构优化的贡献是负效应,近期并不可取。

 结束语 

任何事物都有两面性,“弃风弃光“损失固然令人心痛,但不破不立,这也倒逼我们对国内电力体制进行深入思考,希望由此能够推动电力市场改革前进一大步,也可聊以慰藉,但愿新能源发展能早日走出“弃风弃光”的阴霾。

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