中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究(上)

盘点

东北:热电矛盾下的风火矛盾

东北地区风能资源丰富,风电装机发展迅猛,部分地区弃风率一度超过20%。东北地处高寒地区,煤电机组中供热机组比例高,供暖期热电矛盾、风火矛盾突出,造成消纳困难。

近年来,东北地区通过“技术手段与市场机制相结合”的方式,实现了热电矛盾和消纳问题的有效缓解。区域电力辅助服务市场是东北地区机制创新的亮点,它推动火电进行灵活性改造,缓解热电矛盾,同时激励火电参与系统调峰,为新能源的消纳作出巨大贡献。

新能源弃电,从爆发到缓解。

2016年前后,国内“三弃”问题集中爆发。东北地区是国家重点风、光资源区,吉林省弃风率一度超过30%,黑龙江、内蒙古弃风率也曾超过20%。2017年以来,在国家的政策支持和社会各界的努力下,东北地区新能源消纳情况明显好转,2018年上半年实现“双升双降”。

如图1、图2所示,2015—2017年,东北区域各省风电年利用小时数总体呈上升趋势,其中辽宁、黑龙江增长显著,分别增加362和387小时;弃风率总体呈下降趋势,其中吉林、黑龙江降幅最大,分别实现11和9个百分点的下降。

中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究(上)

中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究(上)

热电矛盾突出,单机供热风险高

“十二五”以来,东北地区风电装机及热电装机迅猛增长,导致电网调峰矛盾日益突出,已经影响到电网的安全运行,影响到民生供热的可靠性,引发大量弃风限电。

以2016年春节为例:由于调峰市场刚刚起步,作用尚未充分显现,电网调峰能力短缺,春节期间全网单机供热电厂达到26座,占全部74座供热电厂的35%,负荷低谷时段全网风电接纳能力降至0。

建立电力辅助服务市场,实现多方共赢。

2014年,在调峰空间极为有限的条件下,东北电网公司同东北能监局共同努力,启动电力调峰辅助服务市场建设,尝试以市场手段解决调峰困难,缓解风热矛盾,解决弃风问题,迈出了中国电力辅助服务市场建设第一步。2016年,在调峰辅助服务市场的基础上,进一步丰富交易品种、拓展交易范围、创新交易机制,标志着东北电力辅助服务市场试点正式启动。

东北电力辅助服务市场激励火电机组进行灵活性改造,通过“热电解耦”缓解“热电矛盾”。多家大型热电厂已完成了大型蓄热式改造,还有多家电厂开展了机炉改造,提高了火电运行的灵活性和供热能力,最大限度地避免了供暖期火电机组单机供热情况。

据业内专家介绍,按照辅助服务市场目前的价格测算,火电灵活性改造经济效益可观。由于改造初期投资较大,部分电厂采取与社会资本合作的模式降低融资成本,由电厂提供改造场地与技术支撑,投资公司在社会上融资、投资蓄热装置,在辅助服务市场上获得的最终收益由电厂与投资方共享。一些火电厂在调峰市场上收益喜人,这将激励更多的火电厂进行改造,同时推动辅助服务市场良性发展,达到平衡。

在东北电力辅助服务市场的激励下,火电厂由“要我调峰”向“我要调峰”转变,系统新增低谷调峰潜力300万千瓦以上。2017年,在市场价格机制引导下,东北全网88座直调大型火电厂中有86座低谷荷率减到过50%以下,73座减到过40%以下,新挖掘火电调峰潜力300万千瓦以上,全年机组应急启停次数达到105次,大大缓解了东北电力调峰困难局面,减轻了调度压力,保障了电力系统安全稳定运行。

系统调峰能力的提高直接促进了东北地区可再生能源的消纳,有效减少了“弃风”“弃核”。火电通过低于最低技术出力深度调峰,2017年全年共为风电腾出90亿千瓦时新增上网空间,相当于少烧273万吨标煤。核电也通过分摊有限的费用获得了更大的运行空间。

综上,东北调峰辅助服务市场是特定历史条件下,针对特定问题的市场化机制设计,三年多来,逐步改变了发电侧的物理基础和经济基础,开启了东北地区电力供给侧改革的新篇章。

山西:煤电重镇里的新能源宠儿

山西省是煤炭大省、煤电大省、电力外送大省,省网网架结构坚强,区域电网统一调度,调峰资源相对充裕。同时跨区跨省输电通道快速发展,外送能力强。

虽然山西省新能源装机占比已超过20%,但仍能够保证充分消纳,2018年上半年基本无弃风、弃光发生。尽管如此,山西省依然未雨绸缪,建立市场机制以引导新能源参与竞争、健康发展。

漂亮的成绩单。

山西省作为一个煤炭大省、煤电大省,在可再生能源消纳方面的表现十分突出。如图 3至图 5所示,2015至2018年上半年,山西省风电、光伏装机容量逐年增加,风电装机占比稳中有升,光伏装机占比提升显著;同时期内,风电、光伏发电量逐年增加⑴,发电量占比均有显著提升;风电、光伏发电量占比年均增速均超过其装机占比年均增速,说明两类电源的装机利用率在提高。

中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究(上)

中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究(上)

微信图片_20181217141341.jpg
山西省新能源装机的高利用率更体现在年利用小时数和弃电率上。如图 6和表 1所示,2015至2017年,山西省风电利用小时数逐年显著提高,重点地区2016年和2017年都超过国家“最低保障小时数”标准;光伏利用小时数2016年比2015年有显著提高,2017年稍有回落,但重点地区2016年和2017年也都超过国家“最低保障小时数”标准。弃电率方面,山西省弃风率2016年达到峰值9.4%,之后逐年显著下降,2018年上半年降至0.6%;弃光率2016年及之后始终保持在1%以下,基本无弃光现象。

中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究(上)

中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究(上)

最重要的因素。

据业内专家介绍,近两年与之前相比,山西省除了用电负荷增长较大之外,外部环境和客观条件并没有大的变化,而可再生能源的消纳能取得如此成效,有三个因素起了关键作用:

一是电力调度机制的改变。在国家政策和国网公司的支持下,华北电网从2017年起放开了对省间联络线的考核,实施区域电网统一调度,加强省间电网调峰互济,同时建立区域旋转备用共享机制。作为能源资源大省,山西省在新的调度机制下获益很大,省内电网调峰难度降低,电力外送也更加顺畅。二是核定了供热机组供热期的最小运行方式。2016年起,山西能源监管办会同各相关单位对山西省调供热机组供热期最大最小运行方式进行核查,核查结果对供热期解决热电矛盾、风火矛盾提供了很有价值的参考。三是全社会对新能源的消纳有很高的共识。山西省新能源的发展并未引起业内主体间大的利益纠葛,社会各界对新能源也没有抵触情绪。当然这与山西省的资源条件特征有关,山西省有风电IV类资源区和光伏II类资源区,条件有限,风电、光伏近年来发展有序,省网网架结构好,调峰资源也相对充足。

给力的外送通道。

晋电外送,通道先行。2009年1月,晋东南—荆门1000千伏特高压交流工程投运,它是晋电外送的第一条特高压通道,也是我国最早建成投运特高压输电线路,标志着我国在远距离、大容量的特高压输电技术上取得重大突破。2015年,随着国家“大气污染防治行动计划”的开展,山西省进入集中建设特高压的时代,先后建成投产蒙西—晋北—天津南1000千伏、榆横—晋中—潍坊1000千伏特高压交流工程和晋北—江苏±800kV特高压直流工程。至此,通过“三交一直”特高压外送通道,外加山西阳城—江苏淮安500kV“点对网”输电工程和九回500kV与华北电网的对接,山西电网实现了与华北电网、华中电网、华东电网的充分互联,极大地促进了晋电外送。

晋电外送以煤电为主,但煤电外送的成功为可再生能源在省内的消纳提供空间。山西同时分别与江苏、河北、陕西等地签订战略合作框架协议,截至2018年7月,全省外送电量506.7亿千瓦时,全国排名第3,同比增长21.1%。迎峰度夏期间,山西电网尽最大能力向华北、江苏地区送电,最大组织外送电力达到980万千瓦,外送通道均为满载运行。

巧妙的股权合作。

2018年2月5日,苏晋能源控股有限公司合资合同和章程签约仪式成功在太原举行。“苏晋公司”由江苏国信股份有限公司、中煤平朔集团、同煤集团等6家企业合资成立,运营雁淮直流配套电源点项目,对通过雁淮直流通道从山西进入江苏的电量由合资公司“总买总卖”、统一供销。其中,江苏国信持股51%,控股山西部分煤电国企。这不仅标志着山西在煤、电等传统优势产业领域的股权开放迈出第一步,也是两省加强省际合作,推动能源供需对接的重要创新。

“山西把电送到江苏来,削减了江苏省内发电企业的市场份额,所以你山西的电厂得让我江苏来控股,江苏的投资公司能去山西投资,从而形成一个利益链条”。新能源的外送过程中,省间壁垒一直是一个重要阻碍,如何平衡省际利益成了令人头疼的问题。以股权为纽带,进一步开放送电省份电力行业股权,捆绑上下游利益,是实现两省在能源领域互利合作,互惠发展的重要途径,也是促进新能源消纳的一大创新之举。

必要的未雨绸缪。

现在没有问题,不代表以后永远没有问题。山西省连续三年被列为“风电投资监测预警绿色区域”,有一定体量的核准在建项目即将投产,加上分布式风电、光伏的迅猛发展,未来新能源的消纳势必压力更大。在市场机制设计上,山西省政府已在未雨绸缪,于今年6月印发《可再生能源电力参与市场交易实施方案》,引导和促进可再生能源电力积极参与电力市场。按照方案规定,优先发电计划分为执行政府定价和市场化方式形成价格两部分,其中执行政府定价的利用小时数由电网调度机构“根据近三年可再生能源发电出力情况,预测下一年度可再生能源发电出力,并结合山西电力体制改革进程以及发用电计划放开的均衡性”综合测算。同时,可再生能源执行政府定价利用小时数的电量由电网全额收购并执行国家批复的上网电价及补贴;超过政府定价利用小时数但不超过国家规定的保障性利用小时数的电量鼓励参与市场交易并执行市场交易价格,未参与交易的按照结算周期内可再生能源电力平均市场交易价结算,仍然优先调度;超出国家保障性利用小时的电量只能通过市场交易获得。

如此,这个“政府定价利用小时数”的设置,便是在保证了“国家保障性利用小时数”物理执行的基础上,在电价上做了一定的让步,逐步引导新能源参与市场交易、公平竞争。类似的机制,在新疆、甘肃等新能源消纳困难的地区已有几年的实践。

换一个角度讲,新能源逐渐摆脱对保障性政策的依赖并不是坏事。“保障性收购年利用小时数”不是一个长效机制,而是过渡时期的一个折中选择。一方面,国家层面补贴退坡,鼓励新能源“平价上网”的政策导向坚定,靠保障小时数换取国家补贴的盈利模式将无以为继。另一方面,在逐步放开发用电计划的大环境下,保障小时数给新能源发电企业一种“逆向激励”,使参与市场“薄利多销”的收益与享受保障“以守为攻”的收益近乎持平,削弱新能源参与竞争的积极性。然而,山西省恰逢改革的机遇窗口,与甘肃、新疆等新能源消纳“重灾区”相比各方面条件基础好,更应迈开步子,鼓励各类主体主动地去适应市场竞争、优胜劣汰。

甘肃:多重矛盾下的重灾区

甘肃省是我国重点风、光资源区,其境内的酒泉千万千瓦级风电基地有“陆上三峡”之称。甘肃也是国内弃风、弃光最严重的地区之一,连续三年弃风率在30%以上并被国家能源局列入风电投资监测红色预警区域。

甘肃弃风限电的背后,是省内电力供需的严重失衡,是合理规划的缺失,是煤电矛盾,是网架结构和输送能力的不足,是省间交易的壁垒和利益的博弈。

新能源弃电局部缓和,但整体堪忧。

甘肃省风、光资源丰富,是国内新能源装机重镇,也是新能源弃电最严重的地区之一。据国家电网公司统计,2017年新疆、甘肃两省(区)合计弃电量占公司经营区总弃电量的66%。如图 7、图 8所示,2015、2016年甘肃省风电、光伏利用小时数远低于全国平均水平,弃风、弃光情况严重;2017年风、光利用小时数有所反弹但仍与全国平均水平有一定差距,弃风、弃光率均有明显下降。

中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究(上)

中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究(上)

2018年上半年,甘肃新能源发电实现“双升双降”。其中,风电发电量116.83亿千瓦时,同比增长32.97%;光伏发电量45.00亿千瓦时,同比增长35.13%。弃风电量30.14亿千瓦时,同比减少39.09%,弃风率20.51%,同比降低15.52个百分点;弃光电量5.86亿千瓦时,同比降低39.58%,弃光率11.52%,同比降低11.04个百分点。

蛋糕就这么大,再怎么切都不够分。

截至2018年8月底,甘肃省总发电装机5026万千瓦,其中火电2063.67万千瓦,风电1282.13万千瓦,太阳能发电786.59万千瓦,其余是水电。与此相比,甘肃省内最高用电负荷1400万千瓦,供需比例严重失衡。

这样的情况下,甘肃省政府要保用电、保经济、保消纳,但能把控的也只有省内的电量、电价,就必然面临取舍。以2017年为例,按照全社会用电量推算出全年省内统调发电量空间为942.6亿千瓦时,其中自备电厂自发自用电量110.38亿千瓦时,火电为满足调峰调频和电网安全需要的调峰调频电量为194.81亿千瓦时,为保障供热需要在供热期按“以热定电”原则安排热电联产机组189.72亿千瓦时,水电按照“以水定电”预计发电量312亿千瓦时,另安排生物质发电2.1亿千瓦时,在这样的环境条件下,预计全年省内可消纳新能源133.66亿千瓦时。这部分电量基本全部按照标杆上网电价与新能源企业结算,对应的也就是新能源的基数小时数。

甘肃省有I、II类风能资源区和II、III类光能资源区,其对应的最低保障收购年利用小时数分别为1800小时、1800小时、1500小时和1400小时。“最低保障”指的是该小时数对应的电量全部以当地新能源标杆上网电价结算,则刚好保证企业最低合理收益。⁵理论上是这样,但在甘肃的现状下很难实现:省内的小时数能保价但量不够分,外送能提升电量但价格会被压得很低。总体上,甘肃的风电企业近年来无法实现预期收益,外加补贴发放的拖欠,现金流上也存在一定压力。

火电企业全面亏损,从“无电可发”到“无电可用”危机潜伏。

经济下行、装机过剩、市场化交易、煤价高企……近年来,甘肃省火电企业生存环境逐年恶化,亏损态势不断蔓延。截至2017年底,省内火电企业整体亏损达140多亿元,75%的火电企业资产负债率超过100%,6家火电企业累计亏损超过10亿元。大唐甘谷电厂、大唐连城发电公司分别于去年4月份、今年4月份全面停产,国电靖远电厂和国投靖远公司也向政府提出申请将所属的四台机组中的两台进行封存。

新能源的高比例消纳、电力系统的安全稳定运行以及城市的供热供暖都需要火电作为保障。在水电“不弃水”和热电“以热定电”的调度原则下,受省内用电空间的限制,火电一方面要压低出力为新能源“让路”,另一方面要在低负荷区域持续运行以保证系统有足够的调峰、调频能力。这样的运行方式下,火电的生存空间被压缩,而其提供的价值并没有在现行体制下得到合理的补偿。“火电不是你想用,想用就能用。”火电机组的频繁启停是很不经济的,而长期停机封存的机组在技术上和经营管理上都存在无法恢复生产的风险。长期的“无电可发”将推动火电企业的关停潮,加大系统性风险,若逢其余电源(水电、新能源)全面出力不足则可能出现“无电可用”的局面。

新能源外送被寄予厚望,但困难重重。

2017年,甘肃省新能源外送电量103.82亿千瓦时,其中作为主力的祁韶直流送电58.7亿千瓦时。体量上,火电—新能源打捆中长期交易和富余新能源跨省跨区增量现货交易为主,交易量分别为71.04亿千瓦时和32.78亿千瓦时。

新能源外送,通道要先行。2017年6月,总投资262亿元的酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程(即“祁韶直流”)全线带电投运,据其设计输电能力估算,一年可向湖南送电400亿千瓦时。截至2018年4月底,祁韶直流累计向湖南送电96亿千瓦时,由于多种因素制约,该通道利用率未达其设计值的一半。

新能源的外送需要配套火电调峰,配套电源投入的滞后必定影响通道输电能力的发挥。祁韶直流配套的常乐4×100万千瓦调峰火电是《甘肃省“十三五”能源发展规划》中的火电重点项目。祁韶直流于2015年5月正式获国家发改委核准开工,但由于恰逢国家严控煤电项目建设,常乐电厂1、2号机组于2017年9月才得以开工并计划于2019年11月和2020年2月建成投产,其余两台机组则被要求推迟至“十四五”及以后。曾有专家指出,祁韶特高压规划时并非只有800万千瓦输电能力一个方案,也有400万千瓦、300万千瓦等方案,现在回过头来看,或许后两者与甘肃既有的电源布局、网架结构以及湖南的消纳空间更协调。

对受端市场空间和支付意愿的高估,也是甘肃新能源外送受阻的重要因素。2017年6月30日,即祁韶直流投产一周后,湖南省经信委发出通知,鉴于防汛形势紧急,要求国网湖南省电力公司暂停从祁韶直流向外省购电。同年10—12月,湖南省政府牵头组织通过祁韶直流购电,按照入湘落地电价与湖南电网平均购电价格测算,度电价差以100元/兆瓦时为指导,而同时期湖南省内直接交易价差最高4元/兆瓦时。

低价外购电是湖南省电力市场化改革红利的主要来源,是湖南省政府定向扶持本省企业的重要手段。2018年5月18日,湖南省发改委发布通知,要求2018年祁韶直流送电价差空间的40%用于省内重点企业和贫困县参与市场交易的企业,40%用于除重点企业和贫困县企业以外的参与市场交易全体企业,20%用于补偿发电企业。10如此由政府主导的省间电力交易,是否符合通过市场化配置资源的改革初衷,有待探讨。

同时,由于甘肃外送需求迫切,湖南在议价时更有话语权。2018年上半年,两省间中长期交易均价0.308元/千瓦时,这里的价格是湖南侧的落地电价,折算到甘肃侧的火电、新能源的交易均价(考虑到打捆比例)分别为0.262元/千瓦时和0.078元/千瓦时。在煤电价格持续走高的情况下,火电打捆外送几乎无盈利空间。新能源则更不能依靠交易价格生存,而是通过外送增加发电量以换取国家补贴,但随着补贴退坡、平价上网政策力度的加大,这样的盈利模式难以为继。

南方:计划框架下市场机制创新的重要实践

南方区域可再生能源消纳的压力来自云南的水电。由于电源建设超速、负荷增长低于预期、通道建设未达规模等因素,云南弃水问题严重,2016年弃水电量超过300亿千瓦时。

落实国家西电东送战略、解决云南弃水问题是南方电网公司和广州电力交易中心的重要任务。两者协同作战、多措并举,云南水电消纳成效初显。

风光消纳无压力,云南水电是难题。

南方电网包括广东、广西、云南、贵州、海南五省,其中广东、广西、贵州基本不存在可再生能源的弃电问题,云南由于水电建设超速、省内负荷增长低于预期、外送通道未达预期规模、省内网架结构限制等因素,近些年弃水电量激增。南网系统天然具有错峰、水火互补的特性。其中,云南、贵州最大负荷出现在枯水期(即冬季的11、12月),而广东最大负荷出现在丰水期(即7到9月);贵州电网以火电为主,且大水电调节性能优良,云南以水电为主,总体丰期调节能力不足。因此,南网区域的西电东送从网架规划设计的环节就考虑了发挥省间联网效益的功能。

“十二五”期间,云南水电等清洁能源发电装机快速增长,电力供应能力大幅提高。但受宏观经济形势和体制机制影响,自2013年开始全省电力供应由季节性丰盈枯缺转变为全年富余,尤其汛期大量水电弃水。据统计,2011至2015年云南弃水电量分别为12亿、24亿、48亿、173亿、153亿千瓦时,丰水期弃水比重超过95%。122016年,云南弃水电量再翻一番,达历史最高315亿千瓦时,接近同年西北五省弃风、弃光电量之和。2017年虽有所缓解,但弃水电量仍接近300亿千瓦时。132018年,据云南电网公司《2018年可再生能源消纳专项行动方案》,全年弃水电量将控制在200亿千瓦时以内。

与水电相比,目前南网范围内风电、光伏等新能源的消纳状况良好。据统计,2018年1至8月南网范围内风电、光伏发电量分别达253.2亿千瓦时、47.5亿千瓦时,基本实现全额消纳;广东实现省内非化石能源(风、光、水、核、垃圾电等)全额消纳,累计消纳电量456亿千瓦时。

南网公司多措并举,水电消纳成效初显。

2017年,云南省内澜沧江、金沙江汛期来水好于预期,小湾、糯扎渡等主要电站水位多次达到或接近警戒线,弃水压力增大。南方电网公司积极组织实施云南水电消纳20条措施,提升西电东送通道能力,全力增加云南水电消纳空间,减少弃水。全年共完成西电东送电量2028亿千瓦时,同比增长3.84%;多消纳云南富余水电277亿千瓦时,同比增长67.9%。

西电东送落实难,交易中心有方案。

西电东送,一个国家层面的能源战略,实操时,也是一项精细复杂的系统工程。《2017年重点水电跨省区消纳工作方案》(发改运行〔2017〕914号)提出,2017年云南水电送出优先发电权计划安排1165亿千瓦时,其中送广东框架协议835亿千瓦时、市场化200亿千瓦时,送广西框架协议130亿千瓦时。广州电力交易中心不仅全面落实以上要求,还协助云南在“送出优先计划”外增发77亿千瓦时。

从年度计划到月度交易,从合同电量到实时调度,从交易出清到偏差考核,其中每一个流程,都有交易中心的心血和努力。据业内专家介绍,西电东送在很长一段时间里都是按照政府间协商机制进行计划安排。而在如今电力市场化改革的背景下,各省发用电计划逐步放开,电力供需形势变幻莫测,如何让计划和市场巧妙衔接,灵活安排发用电计划,这是广州电力交易中心机制创新的关键。

广州电力交易中心于2017年建立了“年度制定计划、月度分解调控、月内临时调整”的闭环管控机制,推动将西电东送计划分解到具体电厂,并签订年度购售电合同。这种情况下,如果有电厂少送电时,就可以根据签订的购售电合同对其进行违约处罚。这种机制让外送电量看得见、可监控,大大提升了计划执行的刚性。

灵活设置交易机制,省间市场助力消纳。

计划赶不上变化。在西电东送过程中,当电力供需形势发生变化时,通过灵活安排市场化交易来实现资源的优化配置,是南方区域跨省电力交易工作的重点。

2017年6月,广州电力交易中心印发国内首个跨区跨省月度电力交易规则《南方区域跨区跨省月度电力交易规则(试行)》。该规则灵活设置多种月度交易品种,能够兼顾清洁能源保底消纳和市场化机制建设的双重目标。月度交易体系以落实政府间框架协议的“月度协议计划”为基础,以“月度发电合同转让”“月度集中竞价”“月度富余电能增量挂牌”三类市场化方式为补充,从“计划+市场”两个维度最大力度消纳西南富余水电。

[ 本文转载自南方能源观察,责编:卢琳杭。 文章仅代表作者观点,不代表 环保街知事 ( http://www.cnhbj.com ) 观点。]