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风光发电不“风光” 多方发力谋消纳

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供稿:中国工控网 2016/8/24 11:33:44

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  风机在大风中停摆,光伏电站在烈日下“晒太阳”。尽管我国近年来不断出台支持新能源消纳的政策,国家能源局近日发布的数据却显示,“弃风弃光”问题不但未能有效解决,反而随着装机容量的上升,呈现愈演愈烈态势,成为阻碍我国新能源产业健康发展的一个“顽疾”。

  

 

  “弃风弃光”愈演愈烈

  国家能源局数据显示,今年上半年,全国风电平均弃风率高达21%,同比上升6个百分点,甘肃、新疆等弃风“重灾区”弃风率甚至接近50%;上半年全国风电平均利用小时数917小时,同比下降85小时;风电弃风电量323亿千瓦时,同比增加148亿千瓦时。

  弃风加剧的同时,光伏发电也未能幸免。根据国家电网提供的数据,上半年,国家电网公司经营区累计弃光电量为33.05亿千瓦时,同比增加91%;弃光比例为12.1%,同比上升2.05个百分点。

  这样的“双弃”数据意味着什么?据国家发展改革委能源研究所可再生能源发展中心主任王仲颖透露:“今年上半年全国弃风弃光共371亿千瓦时,这半年的弃风弃光量已经相当于去年全年的弃风弃光量,超过了2015年全年全社会新增用电量。”

  严重的“弃风弃光”,极大影响了新能源行业的健康发展,打击了社会资本进入新能源投资领域的信心。记者了解到,对我国风电产业来说,2000小时是个槛,如果利用小时低于这个数,开发企业的压力就会增大。而由于弃风限电,仅2015年我国风电就损失了300多亿千瓦时,相当于150亿元。

  一位风电企业负责人告诉记者,“弃风加剧严重影响风电企业的赢利能力,2015年公司已经全年亏损,而且鉴于目前的经济形势,今后几年也将面临继续亏损的巨大压力,公司的生存和发展已经进入前所未有的困境”。

  光伏企业同样不容乐观,东方日升总裁王洪坦言,“高居不下的弃光率造成了可再生能源资源的巨大浪费,并严重影响了光伏电站的收益和企业的投资积极性”。

  “十三五”期间,我国风电、光伏发电装机规模还将进一步扩大,可再生能源消纳面临更大压力。“弃风弃光情况加剧,可能降低新能源企业投资建设的积极性,对企业盈利能力带来一定的影响。”国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧强调,但这种负面影响是短暂的,是我国步入经济新常态、电力需求放缓的特殊背景下带来的,并不是长久存在的。

  电力需求不足是主因

  “弃风弃光”伴随着我国新能源行业的发展一直存在,不过今年“双弃”的急剧恶化还是引发了担忧。

  记者调查发现,去年底风电抢装是导致今年部分地区风电消纳困难的直接原因。国家规定2015年前核准且于2016年前投运的风电项目可以享受原有电价政策,受风电标杆上网电价下调的影响,风电企业为了享受较高电价在去年年底突击抢装。

  数据显示,2015年12月,国家电网公司经营区新增风电1400万千瓦,环比增长8.5倍,同比增长155%,约占2015年风电全年新增装机容量的一半,并且主要集中在西北地区,占新增风电装机容量的69%。这是今年上半年西北地区风电消纳形势更加严峻的主要原因。

  中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩则认为,今年以来,由于全社会电力需求增速放缓以及火电争相上马,常规能源对可再生能源电力的挤出效应加剧,致使弃风弃光问题越发严重。

  不过究其根源,用电需求放缓、灵活调节电源比例低、电源电网缺乏统一规划以及缺乏激励政策,才是部分地区弃风弃光问题长期无法解决的根本原因。

  2015年,国家电网公司经营区用电量同比增长仅0.1%,增速比上年低2.9个百分点,其中东北、华北、西北地区分别为-2.0%、-1.7%、2.0%;2016年上半年用电量有所回暖,但增长仍然乏力。

  “在电力需求增长放缓的情况下,包括新能源在内的各类电源装机仍保持较快增长,新增的用电市场已无法支撑新能源等各类电源增长。”李琼慧说。

  截至2016年6月底,国家电网公司经营区电源总装机容量同比增长12.19%,超过用电需求增速9.25个百分点。其中,风电同比增长30.5%,光伏发电同比增长105%,火电为8.64%,核电为23.87%。

  此外,李琼慧表示,新能源与调峰电源在规划和项目安排上缺乏统筹协调,电源结构性矛盾突出,系统调峰困难;新能源发展与电网规划脱节,跨区跨省通道建设滞后,这都是造成“弃风弃光”的重要原因。

  乘电改春风解消纳难题

  为应对严重的“弃风弃光”问题,今年5月底,国家发改委、国家能源局联合下发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》,明确了部分存在弃风、弃光问题地区规划内的风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数,为深陷 “弃风弃光”困境的风电、光伏产业持续健康发展打了一针“强心剂”。

  “随着该项新政的出台,‘三北’地区可再生能源消纳以及严重的弃风弃光难题有望得到缓解。”王洪表示,必须减缓上述地区的可再生能源项目建设,着重解决现有电站的消纳问题。

  对于近期缓解“弃风弃光”需要采取的主要措施,李琼慧认为,要加快常规火电机组灵活性改造,充分发挥常规电源调节能力,全面提升系统运行灵活性。

  目前,国家能源局已经启动灵活性改造示范试点项目,在辽宁、吉林、黑龙江、内蒙古、河北、广西等新能源消纳问题较为突出的地区选取15个典型项目作为试点,预期将增加火电机组调峰能力15%至20%。

  “需要在试点基础上,进一步通过相关支持政策和激励机制加大推进力度。同时,加强抽水蓄能和燃气电站等调峰电源建设,提高电力系统的新能源消纳能力。加快东北、西北等地区抽水蓄能电站的站址资源普查和电站建设,提高当地电网的新能源消纳能力。”李琼慧补充说。

  新一轮电改的快速推进,也给化解“弃风弃光”带来了机遇。李琼慧表示,应以电改为契机,完善可再生能源跨省跨区消纳和交易的价格机制,消除市场壁垒。建立可再生能源灵活电价机制和跨省跨区价格疏导机制,提高受端地区接纳可再生能源的积极性;完善和推广调峰辅助服务市场规则,加大考核补偿力度,调动发电企业参与调峰能动性。

  另外必不可少的是,加快跨区输电通道建设力度,同步规划新能源基地开发和配套电网工程,落实新能源跨省跨区消纳方案,抓紧建设一批条件成熟、新能源基地送出需求十分迫切的跨区输电通道。

 


审核编辑(郑益文)
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新闻来源: 中国电力电子产业网

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