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新能源消纳有解:软硬两手抓 全国一盘棋

日期:2019-04-04    来源:中国经济时报

国际电力网

2019
04/04
10:42
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关键词: 新能源消纳 可再生能源电力 清洁电力

备受社会关注的新能源消纳问题,连续两年实现“双升双降”,各方采取了哪些措施使得消纳瓶颈缓解?回望来时路,是为更好地解决弃风弃光沉疴。记者特约请新能源外送大省和消纳大省介绍其如何从“硬”和“软”的方面提高新能源的输送能力和消纳能力。讨论中形成的“全国一盘棋”共识期望为新能源有序发展提供有益提示。

嘉宾

裴哲义:国家电网电力调度控制中心副总工程师

戴飞:河南省电力调度控制中心主任

陈振寰:甘肃省电力调度控制中心主任

主持人 范思立

连续两年实现“双升双降”

记者:国家电网新能源消纳连续两年实现“双升双降”,请介绍一下总体情况?

裴哲义:国家电网经营区域消纳新能源连续两年实现“双升双降”目标。2018年,新能源年发电量达到4390亿千瓦时,同比增长32%;占总发电量的8.2%,提升1.5个百分点。弃电量269亿千瓦时,同比减少144亿千瓦时,弃电量同比下降35%;弃电率5.8%,同比降低5.2个百分点。

国家电网千方百计拓展新能源消纳空间:新建一批重点输电工程,进一步提高新能源输送能力;加强全网统一调度,开展跨区域旋转备用共享,推广调峰辅助服务市场试点,探索开展需求侧响应,电网调节能力持续提升;持续扩大新能源省间交易规模,创新多种新能源交易品种,启动电力现货交易试点……

河南:站位全国主动外购新能源

记者:作为新能源的消纳大省,河南省购入新能源的具体情况是怎样的?

戴飞:近三年来,河南省新能源装机容量增长了近10倍,2018年新能源新增规模位列全国第三位;新能源装机容量占全网各类电源装机容量的比例由2015年的2%增长至2018年的17%。截至2018年底,河南省新能源总装机容量已达1459万千瓦。

2017年以来,河南累计购入省外新能源电量327.5亿千瓦时,连续居国家电网系统首位。2018年,河南消纳省外新能源电量167.3亿千瓦时,与2016年的73亿千瓦时相比,2017—2018年均增长51.4%。占西北电网新能源送出总量的41.3%,占西北电网新能源送华中区域总量的61.6%。

同时,2018年全额消纳河南省内风光清洁能源电力141亿千瓦时,同比增加66亿千瓦时,同比增长89%。近三年来,河南省内风光清洁能源消费比重提高了4.1个百分点,由2015年的0.6%提升至2018年的4.7%。

甘肃:无限风光不再处处受限

记者:作为新能源资源大省,风光无限的背后是风光“大限”,弃风弃光现象以前比较严重,请问甘肃省在新能源消纳方面取得了哪些主要成效?

陈振寰:长久以来,甘肃省新能源消纳问题一直是横亘在甘肃电力头上的“大山”,一度压得我们“喘不上气”来。甘肃省新能源储量丰富,开发潜力巨大,中国第一个千万千瓦级风电基地于2014年在甘肃酒泉风电基地建成,2015年甘肃省又建成了3个百万千瓦级光伏发电基地。目前,甘肃风电装机容量位于全国各省区第4位、光伏装机位于第10位,新能源装机总容量位于第5位。截至2018年12月底,甘肃省新能源装机占比41.5%,成为甘肃省第一大电源。

由于甘肃电网新能源装机容量大,加之省内用电基数小,外送电量有限,新能源弃风弃光率自2014年后逐年增加,2016年达到最高。2017年随着国家将甘肃纳入风电、光伏投资红色预警地区,暂停新能源项目建设,加之甘肃外送增加和省内用电增长,新能源弃风弃光矛盾有效缓解。在2017年大幅下降的基础上,2018年弃风率下降13.8个百分点,弃光率下降10.47个百分点,弃电率下降13.19个百分点。连续两年弃电率下降均超过10%,超额完成“双升双降”任务。

为缓解新能源弃风弃光矛盾,甘肃电力不断开拓市场,开展跨省区中长期外送、现货交易;挖掘省内潜力,开展新能源与自备电厂发电权替代、省内大用户及增量用户的直接交易,新能源市场化消纳成效显著。2017年市场化消纳比例达到48.4%,2018年达到59.34%。

甘肃电力结合省内电源实际,在中长期交易中考虑新能源与常规电源打捆外送,促进新能源跨省区消纳;在日前计划及日内实时调度中,依据新能源预测,对省内调峰受限的富裕新能源开展跨省区现货交易及余量出清。在西北区域内部,通过主控区置换、日前实时交易等模式,促进新能源在西北区域内消纳。逐步形成了新能源消纳“全国一盘棋”的统一优先调度机制。

国网:三大方面消解弃风弃光

记者:罗马不是一天建成的,请问国家电网重点进行了哪些项目建设,采取了哪些主要措施?

裴哲义:在电网建设方面,2018年,国家电网建设投资4889亿元,重点持续加强新能源并网和送出工程建设。建成新能源并网及送出线路5430公里,满足了506个新能源发电项目并网和省内输送的需要:跨区输电工程包括世界电压等级最高、送电距离最远的准东—皖南±1100千伏特高压直流输电工程和±800千伏上海庙—临沂直流输电工程,新增输电能力2200万千瓦;省内输电工程包括新疆—准北输变电及配套、蒙东兴安—扎鲁特、青海月海柴串补等15项重点工程,提升新能源外送能力350万千瓦;同时开工建设5座抽水蓄能电站,建成后将提升新能源消纳空间600万千瓦。

目前,国家电网已形成大规模交直流互联格局,截至2018年底,跨区输电总能力达到9342万千瓦,较2017年提升767万千瓦;跨省输电能力进一步提升至1.15亿千瓦,较2017年提升2097万千瓦,新能源大范围资源优化配置能力进一步提升。

在市场交易方面,2018年,国家电网进一步扩大新能源交易市场,健全省间交易制度,创新交易品种,积极组织省间交易,完成交易电量713亿千瓦时,同比增长45%。持续扩大跨区富余新能源现货交易规模,完成现货交易电量69.61亿千瓦时,同比增长21%;开展6个省内电力现货市场试点工作,甘肃、山西已于2018年12月27日启动试运行,山东、浙江、福建、四川已编制完成市场建设方案。推进电能替代,以电代煤,以电代油,实施替代电量1353亿千瓦时。

在调度运行方面,2018年,国家电网持续提升电网平衡调节能力:挖掘火电调峰潜力,推动火电灵活性改造3217万千瓦,同比增长2.5倍,增加消纳新能源电量27亿千瓦时;推广调峰辅助服务市场试点,“三北”地区调峰辅助服务市场增加消纳新能源电量189亿千瓦时,其中西北电网形成国内首创的“虚拟储能+水电丰枯双向参与+深调电量替代”的调峰辅助服务市场模式;探索开展需求侧响应,利用市场手段调用需求侧资源,消纳低估时新能源电量;最大限度利用抽水蓄能电站,平均利用小时数2659小时,增加消纳新能源电量311亿千瓦时。

国家电网积极实施全网统一调度:创建电网安全与新能源消纳统筹协调机制,建立新能源受限分级预警机制,促进新能源消纳多级调度协同快速响应;加强省间电网调峰互济,西北、东北、华北电网组织省间互济分别达到15561、1520、198次,多消纳新能源264亿、29亿、6.6亿千瓦时;完善区域和跨区旋转备用共享机制,开展新能源发电出力纳入电力电量平衡研究,打破分省备用模式,充分利用跨省调节资源,充分利用各区域电网负荷特性差异,建立跨区备用共享机制。

甘肃:扩大外送和加大本地消纳“一个不能少”

记者:作为新能源输出大省,除了增加外送能力,甘肃省还做了哪些功课得以连续两年实现“双升双降”?

陈振寰:超前开展新能源基地输电规划研究,并逐年进行新能源消纳能力研究,保障新能源开发外送需要。在开展新能源规划同时,同步开展消纳规划,研究制订消纳方案。

“十二五”以来,甘肃境内电网累计投资760亿元,建设了750千伏第一、二通道和一系列330千伏送出工程,满足新能源项目接入和送出需要,大幅消除了电网“卡脖子”问题。通过多年不懈努力,2017年8月,世界首条以输送新能源为主的酒泉至湖南特高压直流工程建成投运。2019年750千伏“河西三通道”加强工程将建成投运,彻底打通新能源省内送出通道。

为满足新能源上网需求,甘肃省内火电企业长期维持50%以上停机率,使新能源电量占比提升到23.7%。甘肃新能源装机规模和发电量持续增加,2015年风电、光伏发电量同比分别增长10.37%和47.83%。2016年风电发电量137亿千瓦时,同比增长8.64%;光伏发电量59亿千瓦时,同比增长0.72%。2017年风电发电量187亿千瓦时,同比增长36.6%;光伏发电量72亿千瓦时,同比增长22.3%。2018年风电发电量229亿千瓦时,同比增长22.2%;光伏发电量93亿千瓦时,同比增长29.1%。

2018年,开展新能源与火电打捆中长期外送,全年外送电量325亿千瓦时,同比增长60.17%,较2017年多发新能源31.32亿千瓦时。增供扩销,省内用电量保持较快增长,全年完成1047亿千瓦时(统调口径),同比增长10.02%,多发新能源14.81亿千瓦时。继续开展自备电厂发电权置换交易,创新开展酒钢与新能源现货模式替代交易6.35亿千瓦时,全年完成置换电量33.36亿千瓦时,多发新能源7.89亿千瓦时。积极开展富裕新能源跨省区现货交易,完成交易电量32.49亿千瓦时,占国网交易总量的46.7%。积极开展西北区域置换、短期实时及甘新互济交易,合计完成电量53.7亿千瓦时,多发新能源4.45亿千瓦时。2018年4月1日在西北电网首家上线调峰辅助服务市场,全网深调336次,应急启停调峰19台次,新能源增发电量4.03亿千瓦时。积极开展省内直接交易,完成新能源大用户直接交易电量2.68亿千瓦时,就地消纳交易电量0.92亿千瓦时。

在保证电网安全的前提下,根据市场化合同电量签订情况,合理安排开机方式,采取火电轮停、用电高峰发电留取负备用、跨省联络线支援等措施,争取新能源多发满发。研究开发新能源有功智能控制系统,通过技术手段确保“三公”调度,最大限度实现新能源优先消纳。全国首家将新能源发电纳入计划管理,结合电网消纳能力及新能源发电预测,滚动编制电站日前、实时计划,并由智能控制系统自动执行。按照新能源市场化电量差异化分配出力,并依据交易情况滚动调整,确保新能源发电计划完成进度相当,提升新能源企业参与市场的积极性。

甘肃电力建成1个国家电网公司实验室、2个甘肃省工程技术中心,开展2项国家“863”重大项目等重大课题研究,攻克了新能源发电出力预测、智能控制、安全稳定防御等技术难题,实现对大规模新能源集群的有效控制。开展平衡能力实时可视化监视,为调度运行提供安全保障和辅助决策,实时分析弃风弃光电力、电量、断面及调峰消纳能力;开发完成22个断面分区展示,实现新能源实时运行监视功能;建立弃风弃光实时管控机制,实现弃风弃光的全网、分区、分断面、自动实时统计。

河南:对引入外电持大力欢迎态度

记者:新能源消纳瓶颈的主要问题是地方本位主义,河南缘何愿意主动消纳外省的新能源?

戴飞:河南站位全局,主动将河南纳入全国新能源消纳格局中,将西北地区新能源作为河南电力供给的首选,采取各种措施,千方百计增加西北地区新能源电量,缓解西北地区新能源消纳矛盾。

河南省政府长期以来对引入外电持大力欢迎的态度,从政策上给予高度支持,将接纳清洁能源作为优化能源结构、推动能源转型的重要抓手,在《河南省推进能源业转型发展方案》《河南省污染防治攻坚战三年行动计划(2018—2020年)》《河南省煤炭消费减量行动计划(2018—2020年)》等政策文件中均明确提出要不断加大外电吸纳力度,大力吸纳省外清洁能源。

在网间交易方面,依托全国统一电力市场的资源大范围优化配置优势,充分利用跨区跨省通道输电空间,以满足西北地区清洁能源送出需求为前提,以天中直流最大输送能力为边界,全力参与国家电力市场年度、月度和月内等中长期交易,新能源占比尽量不低于40%,优先消纳省外新能源电量。尤其是在春秋季西北地区新能源消纳压力较大期间,按照天中直流满功率输送组织交易计划。

在运行消纳方面,充分发挥大电网统一调度优势,加强负荷预测精益化管理,优化机组开机方式安排,推动实施火电机组灵活性改造,充分利用抽蓄机组、燃气机组等调整手段,留足电网吸纳空间。西北地区新能源大发期间,依托跨省备用共享机制,湖南、江西等兄弟省份为河南提供备用,尽最大可能压低省内火电机组开机,确保具备天中直流全天一条线满功率接纳能力,春秋季电网低负荷期间天中直流最大送电量占河南省网用电量的17%。冬季采暖季期间,河南供热机组开机容量较大,为保证天中直流消纳空间,开发建设供热在线监测系统,根据供热流量实时监视供热机组电负荷下限,严格按照“以热定电”的原则调整供热机组发电,保证天中直流后夜低负荷时段不调峰运行。

河南电力加强与西北兄弟省份的沟通协调,及时掌握西北通道及现货组织情况,充分利用通道富裕容量开展现货交易,最大限度购入西北地区弃风弃光电量。尤其是后夜时段,西北地区弃风弃光严重,河南电力加强精益化实时调控,积极参与日内现货交易,尽量减少西北弃风弃光电力。2017年河南现货交易成交量22.6亿千瓦时,占全国总成交量的33%,排名第一。2018年河南现货交易成交量16.5亿千瓦时,占全国现货交易总成交量的24%,再次排名第一。

新能源消纳其路漫漫

记者:连续两年实现“双升双降”,请问还有哪些问题会影响将来的新能源消纳?

陈振寰:虽然,甘肃省新能源消纳连续两年实现“双升双降”,但发展仍存在一些问题亟待解决,否则不利于新能源的可持续发展。

第一,新能源消纳空间严重不足。甘肃电源装机水平与负荷比例极不匹配,新能源增速过快,现有装机规模远超当地消纳能力。“十二五”期间,甘肃全省电源装机年均增长率18.15%,是全社会用电量年均增长率的2.34倍,是最大负荷年均增长率的2.59倍。截至2018年底,甘肃电网装机负荷比3.38∶1,新能源装机负荷比1.4∶1,新能源发电量占比23.7%,新能源理论电量占比36.6%,以上指标均位列全国各省区之首。

2015、2016年省内用电量分别下降5.29%和3.58%,2016年10月份才结束连续30个月的售电量负增长,用电需求增长放缓,消纳市场总量不足,导致省内发电全部为新能源、水电、热电、安全约束等优先发电电量,2016年省内消纳新能源仅为125亿千瓦时,2017年省内消纳新能源155亿千瓦时,2018年省内消纳新能源176亿千瓦时。

第二,跨省跨区输电通道不足,难以实现在更大范围消纳新能源。2008年,酒泉风电基地获批成为全国首个千万千瓦级风电基地,2011年酒泉一期516万千瓦风电项目全部建成投运,2012年酒泉二期300万千瓦风电项目核准建设,2018年嘉酒地区新能源装机突破1100万千瓦。河西地区发电装机容量已超过2300万千瓦,其中新能源装机超过1700万千瓦,当地用电负荷只有不到400万千瓦,富余电力必须通过电网大规模送出。2015、2016年由于酒泉至湖南特高压直流严重滞后于预期,导致河西地区大规模新能源只能通过西北—新疆联网工程一、二通道送出,电力外送能力远低于发电能力;2017年8月,酒湖直流建成投产,由于配套火电电源至今尚未投运,最大输送能力仅有450万千瓦,远低于设计能力800万千瓦,没有完全发挥作用。

第三,省内调峰能力有限,难以支撑大规模新能源运行。要实现新能源的有效消纳,必须配套建设相应规模的调峰电源。受水电、火电机组运行方式以及检修等因素影响,冬季省内常规电源调峰能力670万千瓦,调峰缺口290万千瓦;夏季省内常规电源调峰能力580万千瓦,调峰缺口360万千瓦,甘肃电网新能源消纳受到调峰能力的严重制约。

第四,自备电厂装机规模大,挤占新能源消纳空间。目前,甘肃电网自备电厂总装机容量497万千瓦,占全网电源装机的10%,而发电量占全社会用电量比例高达22.46%。由于自备电厂自发自用的原则,既不消纳新能源电量,参与新能源调峰的积极性也不高,严重影响甘肃电网新能源消纳。2015年自备电厂火电机组利用小时数5176小时,高达甘肃省公网火电机组利用小时数的1.58倍,是全省发电机组平均利用小时数的1.83倍。2016年以来,采取自备电厂与新能源发电权置换等措施促进新能源消纳,自备电厂发电量有所下降,2018年自备电厂火电机组利用小时数4402小时,利用小时数仍高出全省公网火电机组612小时。


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