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破解弃光顽疾需打好“组合拳”——访国网能源研究院研究员李梓仟

光伏系统工程  来源:国家能源报道  作者:杨鲲鹏  2018/6/6 16:21:05  我要投稿  

北极星太阳能光伏网讯:确保2018~2020年,全国平均弃光率低于5%。”这是国家能源局近日发布的《清洁能源消纳行动计划(2018~2020年)征求意见稿》(以下简称《意见稿》)里面提出的弃光率控制目标。

要实现上述目标,肯定会有多方面措施保驾护航。近日,本报记者就如何更好地实施《意见稿》里提出的破解弃光问题相关措施等问题采访了国网能源研究院研究员李梓仟。

中国电力报:目前,我国西北地区弃光问题依然突出,您觉得主要原因有哪些呢?

李梓仟:2017年,全国光伏发电量1182亿千瓦时,弃光电量73亿千瓦时;弃光率6%,同比下降4.3个百分点。在全国弃光率大幅下降的同时,局部地区弃光问题仍然突出。2017年西北全年弃光电量67亿千瓦时,占全国弃光电量90%以上。总体来看,造成局部地区弃电问题突出的原因包括以下几点:

一是网源发展统筹不够。弃光问题最突出的“三北”地区,本地消纳能力不足,需要大规模电力外送,目前对外送通道的核准相对滞后,造成网源发展不协调。比如在甘肃,截至2017年底,新能源装机合计2068万千瓦,是本地最大用电负荷的1.4倍,富余电力主要通过酒泉—湖南特高压直流外送,最大输电能力只有800万千瓦。

二是系统调峰能力不足。太阳能发电具有间歇性和波动性,大规模并网对电网调峰能力提出了很高要求。目前我国抽水蓄能、燃气等灵活调节电源比重仅为6%,调节能力先天不足。

三是市场机制有待完善。我国电力市场建设起步晚,体制机制有待完善。

风电、光伏发电以就地消纳为主,省间壁垒严重。调峰辅助服务市场机制不完善,调峰能力得不到充分调用。可中断电价、峰谷分时电价等需求侧响应机制仅在部分省份试行,激励水平不高,用户主动参与意愿不强。

中国电力报:《意见稿》建议,优化电源布局,合理控制电源开发节奏。您认为这是目前从源头解决弃光问题的最佳路径吗?

李梓仟:“十二五”以来,我国新能源快速发展,2011~2017年新能源发电装机年均增长率达39%,其中风电装机年均增长率28%,太阳能装机年均增长率151%。与之相比,用电需求增长平缓。2011~2017年全社会用电量年均增长率仅为6%。用电市场无法支撑新增发电需求,是导致目前弃电现象严重的重要原因。

为有序控制新能源发展规模,国家能源局提出建立风电、光伏投资监测预警机制,红色预警地区暂不下达年度开发建设规模。从实际效果来看,优化电源布局,合理控制电源开发节奏对于解决弃风弃光问题效果明显。以甘肃为例,2017年甘肃地区的风电、光伏发电预警结果均为红色,通过控制甘肃地区新能源开发节奏,2017年全年,甘肃弃风、弃光电量分别同比下降12%和28%,弃风、弃光率分别同比下降10.3%和9.9%。

我认为,以电网接入条件和消纳能力为前提,合理确定年度新增建设规模,引导新能源开发布局向中东部地区转移,可以有效地缓解目前严重的弃电现象。弃风弃光严重地区严格控制新增规模,新能源消纳能力好的中东部地区在保证消纳前提下有序控制建设规模。

应当指出的是,新能源弃电现象严重是由多种因素造成,从根本上解决新能源消纳问题,需要多措并举,打好“组合拳”。除优化电源布局、合理控制电源开发节奏外,还要注重加强电网建设、提高系统灵活调节能力、完善政策市场机制等措施。

中国电力报:《意见稿》提出,扩大清洁能源跨省交易;统筹推进电力现货市场建设、全面推进辅助服务补偿(市场)机制建设。在您看来,这些措施对目前我国弃光问题的解决将起到多大的作用?

李梓仟:我国能源资源与负荷逆向分布的特点,决定了“三北”地区大量光伏等新能源需要输送到中东部地区消纳。2017年国家电网公司充分发挥电网平台功能,组织光伏等新能源跨省区交易492亿千瓦时,占国家电网公司经营区新能源发电量的15%。其中,组织光伏等新能源跨区现货交易57亿千瓦时。甘肃、新疆两地通过跨区现货交易分别多消纳新能源电量33亿千瓦时和14亿千瓦时。新能源跨省区交易在实现资源大范围优化配置方面起到了重要作用,未来,新能源跨省区交易规模还将继续上升。

2017年,国家发展改革委、国家能源局下发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》,提出选择浙江、甘肃等8个地区作为第一批试点,加快组织推动电力现货市场建设工作。目前我国电力现货市场尚处在试点建设阶段,未来在成熟的电力现货市场中,新能源将能够通过低边际成本优势实现优先发电,有效缓解弃光限电现象。

继东北2014年启动调峰辅助服务市场后,2017年山西、山东、福建、新疆等地相继出台调峰辅助服务市场规则。建立辅助服务市场,能够充分挖掘现有火电机组调峰潜力,引入市场机制调动火电调峰积极性,解决低谷新能源消纳问题。2017年,东北电网新能源因调峰辅助服务市场增发25亿千瓦时。

中国电力报:《意见稿》提出,力争在2018年全面启动可再生能源电力配额制度。对此,您是怎么看的?

李梓仟:现阶段我国弃水弃风弃光现象严重,实施可再生能源电力配额制度对于解决可再生能源消纳问题意义重大。一方面,通过配额制政策,可以提高可再生能源本地消纳水平;另一方面,借助强制配额指标,有助于打破省间壁垒,促进可再生能源跨省区交易,实现可再生能源在更大范围内优化配置。

2018年3月,国家能源局下发《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》,提出实施可再生能源电力配额。从该意见稿来看,拟实施的可再生能源配额制充分体现了解决消纳问题的设计思路,具体体现在:一是考虑目前我国严重的弃水现象,将水电也纳入可再生能源配额;二是各省配额指标逐年递增,体现了弃电问题逐步缓解、消纳能力逐年提升的原则;三是可再生能源证书作为配额指标的计量方式,产生后随物理电量交易进行转移,体现了优先通过物理电量交易而非证书交易来完成配额指标的思路。

需强调的是,可再生能源配额制是一项复杂而系统性的工程。配额制的有效实施,需要政府部门、发电企业、电网公司、售电侧各类主体共同协调配合完成。

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