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可再生能源消納難背后原因深度探析

來源：前瞻網 | 0評論 | 4158查看 | 2016-03-25 09:45:00

　　近年來，我國清潔能源發展步伐加快，水電裝機持續增加，風電、光伏新增裝機量雙雙位列世界第一，生物質能發電技術平穩發展，垃圾發電裝機容量穩步提升。前瞻產業研究院《中國可再生能源產業市場前瞻與投資戰略規劃分析報告》數據顯示：至2014年底，我國水電總裝機3億kW，風電總裝機9581萬kW，光伏發電總裝機2428萬kW，可再生能源發電裝機已占到全部電力裝機1/3，達4.2億kW，與2010年相比增長了67%0與此同時，水電、風電、光伏發電等清潔能源發電面臨的并網消納問題也日益嚴重。

　　2014年，我國棄水棄風棄光損失電量超過300億kWh。僅云南、四川兩省總棄水電量已超過200億kWh;在全國風電利用小時數同比減少160h的情況下，累計棄風電量仍高達126億kWh;由于光伏初成規模，全國“棄光”現象總體不太嚴重，但甘肅省酒泉、敦煌和青海格爾木等部分地區棄光仍然存在，局部地區“棄光”比例超過20%。對比來看，我國棄風比例遠遠超出典型國家3%以下的棄風限電率。

　　從近兩年水電運行情況分析來看，我國水電棄水的直接原因主要表現在：一是汛期降水較為集中;二是水電裝機增加較多;三是外送通道能力不足;四是用電需求增長放緩，低于電力發展規劃的預計水平。以棄水較為嚴重的四川為例，近兩年四川省水電裝機增加了2413萬kW，較2012年增長了62%，并呈枯豐急轉態勢，增大了水電站兼顧防洪、發電的壓力。同時，受電源電網規劃建設不同步等因素影響，目前電力外送能力不能滿足需要;而經濟增長也呈現放緩情況，2014年較2013年用電僅增長了3.4%，致使當地電力裝機增長速度遠高于用電增長需求。

　　造成風電棄風的原因主要表現在：一是電源調峰能力受限。我國“三北”地區電源結構以煤電為主，其中供熱機組又占有較大比重，冬季為了滿足供熱需求，供熱機組調峰能力有限。目前，東北以及華北局部地區的棄風，都主要受這一因素的影響，且新疆、內蒙古等地區大量自備電廠甚至不參與系統調峰。二是配套電網規劃建設滯后，省區間和網間外送消納受限。配套電網規劃建設滯后于風電項目并網運行的需求，是造成目前一些局部地區棄風的重要原因。如新疆達坂城地區是新疆風電建設的重點區域，當地鹽湖220kV變電站和東郊750kV變電站改擴建施工，影響了風電的送出，造成了7億kWh的棄風。

　　盡管2014年我國平均風電棄風率8%，較之2013年有所降低，但風電利用小時數也同比下降了160h，風電棄風問題在本質上并沒有改善。造成棄風率變小的重要原因是2015年是“小風年”，來風情況整體偏小，但某些重點地區限電問題仍然突出。如：吉林省、河北省張家口地區、蒙西地區、黑龍江、甘肅棄風限電情況仍很嚴重，棄風限電比例均在10%以上，其中吉林省、新疆棄風率高達15%。

　　目前全國“棄光”問題并不普遍，較嚴重的地區主要集中在甘肅省酒泉、敦煌和青海格爾木等部分地區，局部地區“棄光”比例超過20%。造成棄光問題的直接原因有：一是西北地區光伏電站建設速度明顯加快，與輸電網和市場缺乏配套。二是部分西北地區光伏電站建設缺乏統籌規劃，存在一定的無序現象;三是光伏發電建設規模與本地負荷水平不匹配，市場消納能力有限，同時電站建設與配套電網的建設和改造不協調等原因，致使光伏電站集中開發區域出現了一定程度的“棄光”現象。

　　從深層次上看，棄水、棄風、棄光問題反映了我國現行電力發展和運行模式越來越不適應新能源的發展，反映了我國電力運行機制、電力市場體制的深層次矛盾。

　　一、電力市場化程度低

　　由于我國電力體制改革仍沒完成，大量自備電廠不承擔電力調峰責任，電力調峰等輔助服務機制不健全。盡管《可再生能源法》規定，“優先調度和全額保障性收購可再生能源發電”，但可再生能源優先調度受到原有電力運行機制和剛性價格機制的限制，難以落實節能優先調度等行政性規定。其次，目前我國電網企業既擁有獨家買賣電的特權，又通過下屬的電力調度機構行使直接組織和協調電力系統運行，擁有電網所有權和經營、輸電權，具有壟斷性，不利于市場主體自由公平交易。

　　二、傳統“計劃”不適應時代需求

　　目前，電力運行調度很大程度上延續傳統計劃方式，各類電廠年運行小時數主要依據年發電計劃確定，各地經濟運行主管部門甚至對每一臺機組下達發電量計劃，由于火電年度電量計劃為剛性計劃，火電企業和地方政府不愿意讓出火電電量空間，調度為了完成火電年度計劃不得不限制可再生能源發電的電量空間。這種“計劃”方式，不能適應新能源波動性特點和需要，無法保障可再生能源發電優先上網。

　　三、電力系統靈活調節能力較弱

　　我國電源結構以常規火電為主，特別是風電富集地區更加突出。盡管火電調峰深度和速度都不及水電、燃氣機組，但目前我國火電機組(熱電機組)的調峰現狀遠低于國際水平，仍沿用20世紀80年代初的火電調節指標進行運行考核，大量中小火電機組、熱電機組仍舊采用傳統技術方案和運行方式，沒有針對新的需求進行改造升級提升靈活性，技術潛力沒有充分釋放，遠低于國際領先水平。同時國際經驗證明，需求側響應是增加電力靈活性的重要手段，但我國需求側響應還處于研究示范階段，未能發揮真正作用。

　　四、通道需難滿足

　　我國水電、風電、光伏主要集中開發投產在西部低負荷地區，在當地消納的同時，仍需要外送，而在現有電力電網規劃、建設和運行方式下，電源電網統籌協調不足，電力輸送通道在建設進度、輸送容量、輸送對象上都難以滿足可再生能源電力發展需求。

　　五、可再生能源消化機制未落實

　　未來隨著西南和三北地區水電、風電、太陽能發電開發規模繼續增長，市場消納空間逐漸成為可再生能源消納的最大瓶頸，現有以“電量計劃”、“固定價格”、“電網壟斷”等為特征的體系已不能適應可再生能源發展。水電的“豐余枯缺”特點和風電的“波動性”在現有機制框架下，僅靠本地運行調度優化已經不能解決市場消納問題，需依賴更大范圍市場消納。而目前我國的電力運行管理總體是以省為實體進行管理，同時跨省跨區輸送未納入到國家能源戰略制定的長期跨地區送受電計劃中，各地對接納可再生能源積極性不足。

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