作为推动能源生产和消费革命和破解环境污染难题的首选,“十三五”及未来一段时期,我国风电发展仍有较大的增量空间。但是在电力市场进入低增长、低利用小时数的“双低”通道背景下,由于风电发展仍存在系列体制机制问题,弃风限电现象短期内难以消除。要缓解弃风限电问题,建议重点实施以下举措:
一、通过运用风火替代交易、探索风电供热和制氢,以及建设智能电网等手段,进一步拓宽渠道,缓解消纳问题。首先,应在当前限电严重地区通过建立风火替代交易机制,扩大风电就地消纳份额。由火电企业为风电企业提供发电空间,火电企业获得双方协议约定的经济补偿,风电企业减少因电网调度限制出力而造成的电量损失。风火替代交易机制的推广,不仅促进解决风电消纳问题,还节约了大量的煤炭资源,减轻了环境污染程度,有利于推动新旧能源交替使用,促进能源结构优化。
其次,要深入研究风电供热、风电制氢等新模式,进一步拓展风电消纳渠道。我国“三北”地区多属于冬季供暖区域,北方地区的风能资源冬季夜间最大,而这正是用电负荷的低谷时段和取暖供热的高峰时段,为了满足建筑取暖供热需要,按目前电网调度规则热电联产机组需优先运行,风电机组被迫弃风停运,如果能够设计合理规则和机制,风电供暖将有助于缓解这个问题。另外,国内首个风电制氢工业应用项目也已进入加速施工阶段。值得注意的是,风电供暖与风电制氢在我国仍处于示范阶段,其发展成熟需要一定过程,政府部门仍须协调各方利益关系,加快制定包括规划、合理定价、交易制度等在内的促进风电消纳的一揽子政策。
再次,以互联网发展为契机,通过建设智能电网等手段解决风电消纳问题。“互联网+”时代的到来,也让风电机组及其设备变得更加智能化,将互联网、大数据的思维应用于风电设备制造和风电场运维,将很快成为现实。将来电力系统会以能源互联网、智能电网、需求侧响应及相关储能技术作为手段,辅以各类社会资源,合理安排间歇用能负荷,随时动态优化能源的需求和供应,并实时进行电力交易,保证最大限度消纳新能源。此外,智能电网通过技术的延伸,可实现“横向多源互补,纵向源—网—荷—储协调优化”,将在最大程度上促进可再生能源消纳利用。
二、严格控制限电严重地区风电项目核准和建设,调整风电电价政策,放缓风电开发节奏,为存量项目留出消纳空间。国家能源局明确提出,坚持把风电运行状况作为风电开发建设的基本条件。对市场消纳能力充足,不存在弃风限电情况的省(区、市),原则上不限制新建项目规模;对局部地区存在弃风限电情况的省(区、市),应限制新建项目的建设规模,并避免新建项目在弃风限电地区的布局;对于弃风限电情况较为严重的省(区、市),原则上不安排新建项目规模。而今,风电项目审批权下放至地方政府,地方能源主管部门应该加强对本地资源、系统配套能力和消纳的高度重视和深入理解,避免盲目核准项目;要着眼长远利益,全面考虑开发企业的健康可持续发展问题,不要在电网送出条件不成熟情况下,催促开发企业开工建设项目,避免局部弃风限电加重。风电开发企业也要根据市场消纳的实际情况理性发展,不要为了急于扩大规模、抢占市场份额,不计后果加快项目上马,造成无序建设。
同时,可以通过调整风电电价政策,降低限电严重地区增量项目上网电价,控制装机容量规模。价格信号的顺畅传导将形成消费带动生产、生产促进消费的良性循环。就电力生产而言,“以销定产”将抑制发电企业的盲目扩张冲动。目前,我国第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区风电电价的调整,应该以消除弃风限电为前提条件。建议充分发挥价格调节机制,对限电严重地区新开发的风电项目上网电价进行下调,从整体角度弱化限电地区新投风电项目赢利能力,减缓风电开发企业继续抢占风电资源、扩大装机规模的动力,在风电限电问题解决前,放慢限电严重地区风电发展脚步。
三、加强风电发展规划管理,科学有序地进行风能资源的开发利用。风电发展规划应纳入电力发展总体规划,将风电开发与其他能源开发相结合,统筹规划,“水火核风光”通盘考虑,以尽快形成煤、油、气、核、可再生能源多轮驱动的能源供应体系。只有真正制定科学、统一、合理的风电发展规划,合理安排风电发展的速度和规模,加强风电项目与电网、火电、水电、核电等电力项目的协调,才能从源头解决弃风限电问题。
一方面,合理规划风电发展方向,控制年度新增装机规模。《国家应对气候变化规划(2014-2020年)》提出,到2020年并网风电装机容量达到2亿千瓦,精细化、高效化、稳定化应成为实现这一发展目标的前提。目前限电严重的“三北”地区风电项目的投资回报已呈逐年下降趋势,并已出现大量风电场经营亏损状况,应严格控制这些地区的装机节奏,尽量减少大规模并网导致弃风限电带来的损失。
另一方面,加强风电与电网建设规划的协调统一。面对中国风电产业持续快速发展,电网企业已做了大量的工作,国家电网数据显示,截至2014年年底,国家电网公司累计投资795亿元,建成新能源并网及送出线路4万千米,其中,风电3.7万千米、太阳能发电2625千米。未来一段时间内,应进一步加强风电与电网的统一规划,建立风电项目与电网工程同步规划、同步投产的有效机制。此外,特高压需要规划好输电通道中风电和火电的结构,从而保证风电的上网空间。但是,从目前实际情况看,通过风电上网通道建设,是否能够保证风电全额发电送出还是一个值得期待的问题。
四、切实转变发展思路,让风电“集中规模化开发”与“分散式开发”并举,鼓励风电就地消纳。在开发大型风电基地同时,积极建设中小型风电项目接入配电网就地消纳。可再生能源发电外送有7%以上的损耗,加上需大量配套调峰电源,当外送距离超过2000千米,项目经济性将变差,还不如在东中部地区发展分散式风电。从短期发展目标来看,国家能源主管部门已将风电的利用水平,作为国家第五批核准计划布局与规模的前提条件,中东部和南方地区首次占据发展的主要位置。在中长期内,仍应因地制宜,积极稳妥推进分散式风电,建议国家能源主管部门尽快出台分散式风电的扶持政策,完善产业规范、技术标准,地方政府出台相关实施细则,尽快促进分散式风电市场的形成。
五、积极推进风电系统辅助服务的市场化。风电要想发展,必须解决调峰问题。从实际经验来看,火电具有很强的调峰能力,抽水蓄能电站、蓄电池、燃气都能为风电调峰,但相关辅助服务市场尚未建立,利益补偿机制仍处于缺位状态。建议政府部门进一步测算有关辅助服务的补偿标准,或建立调峰调频等辅助服务交易市场,运用经济办法调动有调峰能力电厂调峰的积极性,建立调峰、调频等辅助服务的补偿机制,深入挖掘系统调峰能力,不断提高本地电网消纳风电的能力。出台配套细则,加快建设抽水蓄能、燃气发电等调峰电源,积极发展调峰性能好、高参数、大容量、高效率燃煤机组,并加快调节性能好的大型水电基地建设,以满足系统调峰需求、促进风电与调峰电源协调发展。
六、推进电力体制改革,建立公平竞争的电力市场和调度机制,才是解决弃风限电的根本之策。电改的最终目标是构建政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。目前我国尚未完全建立起电力市场机制,电力资源配置基本停留在行政审批的计划经济管理模式上;电价改革严重滞后,电价传导机制不健全。这些都是《可再生能源法》难执行、节能调度办法难实施的根本原因。其实,电力系统实现较高比例的风电接入在技术上是可行的,比如蒙西电网一直保持着高比例风电接纳记录。可以说,电力体制改革及其营造的市场环境是否到位,将决定风电能否优先上网及全额收购。建议加快电力市场化改革,改变当前以计划电量为基础的电力系统运行模式,构建公平有效的电力市场运行机制;加快放开售电和配电业务,同时出台可再生能源配额制,为能源新业态健康发展创造条件;通过市场手段改变水电、风电等可再生能源跨区输送价格及利益分配机制,促进可再生能源良性发展。
2016(第十二届)中国能源战略投资论坛将于4月中旬在北京召开,会议主题“供给侧结构性改革环境下:能源产业发展的进与退”,
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