打破省间壁垒 西北弃风可下降8% 还有更多分歧亟待明确 —— 文章正文2017-09-19

　　打破省间壁垒、增强电网灵活性、创建市场化机制、发掘更多消纳空间等，这是9月15日的第一届可再生能源并网技术与政策论坛，为解决新能源消纳难题开的四味药方。

　　国内的可再生能源在“三北”地区占比较大，但全国范围内仍只占较小份额，解决当前可再生能源消纳只是近期目标，实现全国范围内高比例可再生能源并网才是远期目标。

　　这个远期目标的实现可能会面临比当下更大的挑战，未来分布式能源与集中式发电的结合，能源互联网的运用，多种能源的综合利用等都是有待深入研究与发展的领域。

　　新能源现状：整体偏低，局部高比例并网，消纳问题凸显

　　从全国范围来看，截至2016年年底，新能源的装机容量仅接近15％，而发电量则约为5％。但就局部地区而言，“三北”地区地装机容量占比与发电量占比均达到较高水平，其中甘肃、宁夏、清海等地的新能源转机容量占比均超过35％，发电量占比也达到了18％以上，这份成绩单与欧洲可再生能源大国丹麦、德国等比较也不显逊色。

　　虽然三北地区的新能源无论是装机还是发电量都在全国首屈一指，但其弃风、弃光现象也较为突出。以2016年为例，全国弃风电量的90％集中在东北和西北，弃光电量的99％集中在西北。而甘肃和新疆又是重中之重，其合计弃风、其光电量分别占全网的61％和80％。

　　打破省间壁垒是关键

　　国家电网公司发展策划部副主任张正陵指出，造成“三北”地区弃风、弃光主要有四方面的原因：分别是电源结构性矛盾，导致系统调峰能力不足；跨省跨区输电通道不足，导致其难以在更大范围内消纳；用电需求增长放缓，导致消纳市场总量不足；以及市场化机制缺失，对新能源消纳产生制约。

　　其中市场化机制的缺失，主要是指缺少市场机制调动火电调峰以及用户测响应的积极性，以及省间壁垒对于新能源跨省消纳的阻碍。

　　张正陵认为，省间壁垒是制约新能源消纳的关键因素。根据国家电网公司对2020年发电情景的模拟，若放开省间电量约束，“三北”地区的新能源弃电率可大幅下降，其中西北地区可下降超过8％。

　　而目前正在施行的省间新能源直接交易，以及富裕新能源跨区现货交易正是通过市场化手段打破省减壁垒的一种尝试。

　　调峰激励不可少

　　除了需要消纳空间，其随机性、波动性、以及难以预测等特性使其需要相应的调峰电源辅助，以保障供电安全。煤电机组灵活性改造、抽水蓄能、太阳能热发电以及电化学储能等技术都是在发电侧配合新能源高比例并网的关键手段。

　　这四种技术的发展都面临着来自经济性的挑战，需要市场化机制进行激励，其中降成本对后两者而言更加艰巨，而抽水蓄能还面临着分布不均的技术挑战。张正陵表示，国家电网正在考虑用华中的湖北白莲河抽水蓄能电站为西北调峰，通过这种跨区域的形式，扩大抽水蓄能的调峰范围。

　　火电作为三北地区最主要的电源结构，其将在新能源调峰中将发挥的作用无庸置疑。但现有火电基组的调峰能力有限，若要进行调峰，需要进行灵活性改造，且需要市场化机制的激励。东北率先提出了东北电力辅助服务市场，以激励火电进行灵活性改造，参与调峰。

　　国家电网公司东北分部的张宏鹏解释，当时提出东北电力辅助服务市场的背景是只能打辅助服务的旗号，实际上可理解为电力调峰现货市场。但其与国外的市场相反，国外的现货价格更多是为了激励尖峰时刻的出力，而国内的调峰市场则是为了减少出力。考虑到当前的时代背景，通过这种调峰市场可以突破电价约束。目前东北辅助服务的价格可高达1元／千瓦时，高于标杆电价的激励使得火电企业有动力进行灵活性改造，并选择参与调峰而非一味抢占发电量。

　　系统成本增加值得关注

　　煤电一方面需要减少出力，为新能源发电让出更多空间，但另一方面由于新能源出力无保证，仍需要大量的传统能源支持。国网研究院院长张运洲表示，根据其团队的预测，按照2030年全国电网负荷17.4亿千瓦来测算，保证电力安全供应的前提下，仍需要13.5亿千瓦的煤电装机，这相比2020年11亿千瓦的煤电装机控制目标有所提高。

　　煤电的装机虽不会大幅下降，但发电利用小时数必定大幅下降，如何保障其收益，东北的辅助服务市场是一种尝试，未来还会有更多尝试。

　　张运洲提出，国内新能源需要更多关注系统成本，相比常规能源，新能源大规模并网必然导致系统提供调频、备用等辅助服务而增加的平衡成本，以及提供备用容量所增加的容量富裕性成本。根据IEA研究，当风电比例达到20％时，平衡成本和容量富裕性成本分别约为1～7美元／MWh和4～5美元／MWh，而中国由于大陆季风性气候，风电保证出力相比欧美较低，新能源发点整体预测精度与较弱，煤电比重较高等原因，国内新能源引发达额外系统成本要比欧美高。

　　甘肃省电力公司风电技术中心主任汪宁渤认为，从系统成本的角度考虑则可以理解为何新能源的造价不断下降，但社会成本却有所增加，德国不断攀升的电价便是一个例证。汪宁渤指出，这种经济性的问题是能源效率降低的一种体现，一方面是从发电测考虑，常规电源容量仍照常配置，但发电小时数将大幅下降，导致发电设施利用效率下降；另一方面由于资源限制，新能源利用小时数相比传统能源较低，但仍需按照额定容量配置配套送出工程，必然导致电网利用率大幅度降低。

　　与其他能源配套综合发展方可能

　　清洁发展是我国能源转型的一大方向，而新能源只是清洁能源中的一种类型。

　　中国工程院原副院长杜详琬院士指出未来国内农村能源需要革命，地热供热和生物质能综合利用将在其中起到重要的作用，需要得到更多关注。

　　除了地热供热，中国电力发展促进会核能分会副会长田力提出了核能单纯供热的思路。冬季“以热定电”，热电基组占用了“三北”地区大量发电空间，是新能源弃电的高发期。田力认为核能供热一方面可以替代热电基组，为新能源发电腾出更多空间，另一方面也更为清洁，不失为清洁供暖的一个选项。

　　此外，相比核电，核能供热可选址范围更大，安全系数更高，可以成为核能发展的一个新方向。田力表示其已经做了大量前期工作，今年九月，中国核电发展中心与电促会核能分会联合启动北方十一省核能供热五年规划与厂址初选工作。

　　但以上这些能源的发展方向仍然困难重重。

　　集中式VS分布式

　　由于目前国内的新能源弃电现象主要集中在“三北”地区，解决其消纳问题成为了当前关注的重点，各项措施也纷纷被采用。但未来，要达到《能源生产和消费革命战略》中提出的“展望 2050 年,能源消费总量基本稳定,非化石能源占比超过一半”这一目标，中国电力科学研究院名誉院长周孝信院士认为还是很难度的。

　　周孝信认为，为达成这一目标，除了需要开发更高比例的可再生能源，不断提高电力系统的技术以接纳大量新能源并网，更需要考虑集中式与分布式电源的结合，主干电网与局域配网、微网结合。

　　周孝信认为“西电东送”的能力有限，目前规模不到两亿千瓦，未来最多4.5到5.5亿千瓦，这需要西部除考虑将清洁能源发电外送外，还可通过电解制氢、制甲烷等途径就地利用或通过天然气通道东送。此外还需要更多考虑能源就地转化，如通过电力供热制冷、产业耗电等多种途径就地消纳。

　　而东北作为终端消费能源的大户，周孝信认为发展区域综合能源系统和清洁能源微网是满足用户多元需求的方向，这需要互联网思维的运用发展能源互联网，同时不断提高电力系统的各项硬性技术。

　　中国工程院余贻鑫院士也有类似观点。他指出根据其团队的研究，发现在以火电为调节容量的情况下，大规模远距离输送无法实现能源革命所必须的高比例可再生能源情景，并提出通过全社会成本分析而非仅仅考虑电价，东部地区的分布式光伏发电的单位电能供电成本，已经或即将优于集中式风火打捆、光伏火电打捆的大规模远距离输送模式下的单位电能供电成本。

　　国家能源局新能源司副司长梁志鹏也指出，发展分布式能源、智能电网等是解决新能源并网的最大创新领域，也是解决问题的根本性措施，电网公司尤其是国家电网公司应该在这方面起到最重要的作用。

　　但汪宁渤认为，土地资源是制约东部发展新能源的关键因素，以深圳为例，即便全市所有土地都覆盖光伏仍无法满足其用电需求，而“三北”地区土地资源相对丰富，西电东送才是满足东中部清洁能源需求的主要途径。

　　张运洲指出，根据电价测算，到2020年“三北”地区新能源发电跨区外送仍比东中部地区省内开发消纳更具经济性。张正陵向记者表示，西电东送的能力未来是否仅为4.5～5.5亿千瓦有待商榷。 

　　于当前，这一涉及全局性的问题亟待明确。（eo记者 赵希）