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【分析】棄風(fēng)背后深層次原因看這里

2016-03-29 來源:前瞻網(wǎng) 瀏覽數(shù):504

近年來,我國清潔能源發(fā)展步伐加快,水電裝機持續(xù)增加,風(fēng)電、光伏新增裝機量雙雙位列世界第一,生物質(zhì)能發(fā)電技術(shù)平穩(wěn)發(fā)展,垃圾發(fā)電裝機容量穩(wěn)步提升。

  近年來,我國清潔能源發(fā)展步伐加快,水電裝機持續(xù)增加,風(fēng)電、光伏新增裝機量雙雙位列世界第一,生物質(zhì)能發(fā)電技術(shù)平穩(wěn)發(fā)展,垃圾發(fā)電裝機容量穩(wěn)步提升。前瞻產(chǎn)業(yè)研究院《中國可再生能源產(chǎn)業(yè)市場前瞻與投資戰(zhàn)略規(guī)劃分析報告》數(shù)據(jù)顯示:至2014年底,我國水電總裝機3億kW,風(fēng)電總裝機9581萬kW,光伏發(fā)電總裝機2428萬kW,可再生能源發(fā)電裝機已占到全部電力裝機1/3,達4.2億kW,與2010年相比增長了67%0與此同時,水電、風(fēng)電、光伏發(fā)電等清潔能源發(fā)電面臨的并網(wǎng)消納問題也日益嚴(yán)重。
  2014年,我國棄水棄風(fēng)棄光損失電量超過300億kWh。僅云南、四川兩省總棄水電量已超過200億kWh;在全國風(fēng)電利用小時數(shù)同比減少160h的情況下,累計棄風(fēng)電量仍高達126億kWh;由于光伏初成規(guī)模,全國“棄光”現(xiàn)象總體不太嚴(yán)重,但甘肅省酒泉、敦煌和青海格爾木等部分地區(qū)棄光仍然存在,局部地區(qū)“棄光”比例超過20%。對比來看,我國棄風(fēng)比例遠遠超出典型國家3%以下的棄風(fēng)限電率。
  從近兩年水電運行情況分析來看,我國水電棄水的直接原因主要表現(xiàn)在:一是汛期降水較為集中;二是水電裝機增加較多;三是外送通道能力不足;四是用電需求增長放緩,低于電力發(fā)展規(guī)劃的預(yù)計水平。以棄水較為嚴(yán)重的四川為例,近兩年四川省水電裝機增加了2413萬kW,較2012年增長了62%,并呈枯豐急轉(zhuǎn)態(tài)勢,增大了水電站兼顧防洪、發(fā)電的壓力。同時,受電源電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)不同步等因素影響,目前電力外送能力不能滿足需要;而經(jīng)濟增長也呈現(xiàn)放緩情況,2014年較2013年用電僅增長了3.4%,致使當(dāng)?shù)仉娏ρb機增長速度遠高于用電增長需求。
  造成風(fēng)電棄風(fēng)的原因主要表現(xiàn)在:一是電源調(diào)峰能力受限。我國“三北”地區(qū)電源結(jié)構(gòu)以煤電為主,其中供熱機組又占有較大比重,冬季為了滿足供熱需求,供熱機組調(diào)峰能力有限。目前,東北以及華北局部地區(qū)的棄風(fēng),都主要受這一因素的影響,且新疆、內(nèi)蒙古等地區(qū)大量自備電廠甚至不參與系統(tǒng)調(diào)峰。二是配套電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)滯后,省區(qū)間和網(wǎng)間外送消納受限。配套電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)滯后于風(fēng)電項目并網(wǎng)運行的需求,是造成目前一些局部地區(qū)棄風(fēng)的重要原因。如新疆達坂城地區(qū)是新疆風(fēng)電建設(shè)的重點區(qū)域,當(dāng)?shù)佧}湖220kV變電站和東郊750kV變電站改擴建施工,影響了風(fēng)電的送出,造成了7億kWh的棄風(fēng)。
  盡管2014年我國平均風(fēng)電棄風(fēng)率8%,較之2013年有所降低,但風(fēng)電利用小時數(shù)也同比下降了160h,風(fēng)電棄風(fēng)問題在本質(zhì)上并沒有改善。造成棄風(fēng)率變小的重要原因是2015年是“小風(fēng)年”,來風(fēng)情況整體偏小,但某些重點地區(qū)限電問題仍然突出。如:吉林省、河北省張家口地區(qū)、蒙西地區(qū)、黑龍江、甘肅棄風(fēng)限電情況仍很嚴(yán)重,棄風(fēng)限電比例均在10%以上,其中吉林省、新疆棄風(fēng)率高達15%。
  目前全國“棄光”問題并不普遍,較嚴(yán)重的地區(qū)主要集中在甘肅省酒泉、敦煌和青海格爾木等部分地區(qū),局部地區(qū)“棄光”比例超過20%。造成棄光問題的直接原因有:一是西北地區(qū)光伏電站建設(shè)速度明顯加快,與輸電網(wǎng)和市場缺乏配套。二是部分西北地區(qū)光伏電站建設(shè)缺乏統(tǒng)籌規(guī)劃,存在一定的無序現(xiàn)象;三是光伏發(fā)電建設(shè)規(guī)模與本地負荷水平不匹配,市場消納能力有限,同時電站建設(shè)與配套電網(wǎng)的建設(shè)和改造不協(xié)調(diào)等原因,致使光伏電站集中開發(fā)區(qū)域出現(xiàn)了一定程度的“棄光”現(xiàn)象。
  從深層次上看,棄水、棄風(fēng)、棄光問題反映了我國現(xiàn)行電力發(fā)展和運行模式越來越不適應(yīng)新能源的發(fā)展,反映了我國電力運行機制、電力市場體制的深層次矛盾。
  電力市場化程度低
  由于我國電力體制改革仍沒完成,大量自備電廠不承擔(dān)電力調(diào)峰責(zé)任,電力調(diào)峰等輔助服務(wù)機制不健全。盡管《可再生能源法》規(guī)定,“優(yōu)先調(diào)度和全額保障性收購可再生能源發(fā)電”,但可再生能源優(yōu)先調(diào)度受到原有電力運行機制和剛性價格機制的限制,難以落實節(jié)能優(yōu)先調(diào)度等行政性規(guī)定。其次,目前我國電網(wǎng)企業(yè)既擁有獨家買賣電的特權(quán),又通過下屬的電力調(diào)度機構(gòu)行使直接組織和協(xié)調(diào)電力系統(tǒng)運行,擁有電網(wǎng)所有權(quán)和經(jīng)營、輸電權(quán),具有壟斷性,不利于市場主體自由公平交易。
  傳統(tǒng)“計劃”不適應(yīng)時代需求
  目前,電力運行調(diào)度很大程度上延續(xù)傳統(tǒng)計劃方式,各類電廠年運行小時數(shù)主要依據(jù)年發(fā)電計劃確定,各地經(jīng)濟運行主管部門甚至對每一臺機組下達發(fā)電量計劃,由于火電年度電量計劃為剛性計劃,火電企業(yè)和地方政府不愿意讓出火電電量空間,調(diào)度為了完成火電年度計劃不得不限制可再生能源發(fā)電的電量空間。這種“計劃”方式,不能適應(yīng)新能源波動性特點和需要,無法保障可再生能源發(fā)電優(yōu)先上網(wǎng)。
  電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力較弱
  我國電源結(jié)構(gòu)以常規(guī)火電為主,特別是風(fēng)電富集地區(qū)更加突出。盡管火電調(diào)峰深度和速度都不及水電、燃氣機組,但目前我國火電機組(熱電機組)的調(diào)峰現(xiàn)狀遠低于國際水平,仍沿用20世紀(jì)80年代初的火電調(diào)節(jié)指標(biāo)進行運行考核,大量中小火電機組、熱電機組仍舊采用傳統(tǒng)技術(shù)方案和運行方式,沒有針對新的需求進行改造升級提升靈活性,技術(shù)潛力沒有充分釋放,遠低于國際領(lǐng)先水平。同時國際經(jīng)驗證明,需求側(cè)響應(yīng)是增加電力靈活性的重要手段,但我國需求側(cè)響應(yīng)還處于研究示范階段,未能發(fā)揮真正作用。
  通道需難滿足
  我國水電、風(fēng)電、光伏主要集中開發(fā)投產(chǎn)在西部低負荷地區(qū),在當(dāng)?shù)叵{的同時,仍需要外送,而在現(xiàn)有電力電網(wǎng)規(guī)劃、建設(shè)和運行方式下,電源電網(wǎng)統(tǒng)籌協(xié)調(diào)不足,電力輸送通道在建設(shè)進度、輸送容量、輸送對象上都難以滿足可再生能源電力發(fā)展需求。
  可再生能源消化機制未落實
  未來隨著西南和三北地區(qū)水電、風(fēng)電、太陽能發(fā)電開發(fā)規(guī)模繼續(xù)增長,市場消納空間逐漸成為可再生能源消納的最大瓶頸,現(xiàn)有以“電量計劃”、“固定價格”、“電網(wǎng)壟斷”等為特征的體系已不能適應(yīng)可再生能源發(fā)展。水電的“豐余枯缺”特點和風(fēng)電的“波動性”在現(xiàn)有機制框架下,僅靠本地運行調(diào)度優(yōu)化已經(jīng)不能解決市場消納問題,需依賴更大范圍市場消納。而目前我國的電力運行管理總體是以省為實體進行管理,同時跨省跨區(qū)輸送未納入到國家能源戰(zhàn)略制定的長期跨地區(qū)送受電計劃中,各地對接納可再生能源積極性不足。

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