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推动我国可再生能源健康发展 建立可再生能源电力消纳全局性机制

  发表时间:2019年08月05日  点击数:85 次

  我国是世界上风能和太阳能等可再生能源发电装机最多的国家。但是,近些年来在我国风电和太阳能发电的快速发展过程中,伴随着较严重的弃风和弃光现象。由于风能和太阳能资源的间歇性,这些可再生能源发电的成本中,除了电场的建设成本和接网费用等直接成本以外,还应该包括备用相关的间接成本,特别是在可再生能源大规模发展以后,更应重视这部分成本。在我国,可再生能源发电项目上网电价高于当地常规电价的部分以及接网费用,通过向电力用户征收电价附加的方式在全国范围内分摊,而备用等辅助服务相关的费用由省级电力调度交易机构在省内平衡。这种不对称激励政策导致省级地方政府在开发可再生能源发电项目上积极,而在消纳可再生能源电力上缺乏激励。

  重视备用相关的间接成本

  可再生能源发电项目的成本既包括发电设备、土地、基建、输电网络等直接成本,也应该包括与备用相关的间接成本。备用相关成本包括新增备用容量等固定成本和调峰等可变成本。例如,火电灵活性改造初始投资较大,一个35万千瓦的热电厂要增加20%—30%的额定容量调峰空间,需投资数千万元。此外,压减出力会导致发电机组发电效率降低,发电成本上升,引发调峰成本。

  备用相关成本与可再生能源发电出力和负荷曲线的时间错位有关。风电和太阳能发电都具有间歇性、不稳定的问题,不具备传统机组可调度的特点。风电和太阳能发电出力与系统负荷曲线通常呈反向相关,当负荷走高时,可再生能源发电出力可能开始走低,存在着时间上的不一致性。在风电或太阳能发电出力产生较大波动时,需调度电网内其他电厂改变出力水平,以平衡风电或太阳能发电出力的变化,特别是在负荷较低时,常规电厂机组已经调到较低出力,如果此时可再生能源发电出力大幅增加,那么常规机组能否进一步压减出力为可再生能源发电腾出空间,决定了电网接纳可再生能源电力的能力大小。

  备用相关成本与可再生能源发电的规模有关。在风电和太阳能发电发展的初期,这些可再生能源在装机容量中的占比低,对电网运行的影响小,间接成本趋于0,此时,关注的重点是其直接成本。由于“干中学”效应的存在,随着可再生能源发电规模越来越大,可再生能源发电设备的成本趋于下降。在资源优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区,目前风电和太阳能光伏发电的直接成本可与传统化石能源相竞争。但是,随着可再生能源发电装机占比的提高,其间接成本趋于上升。

  着力解决重开发轻消纳问题

  开发可再生能源电力项目,可以将一个地区的资源优势转化为经济优势,促进当地的可持续发展。2004年底,我国累计风电装机容量仅74万千瓦。在2005年《可再生能源法》通过以后,风电装机迎来爆发式增长,连续四年翻番,到2008年底累计装机达到1200万千瓦。《可再生能源法》规定了可再生能源电力全额收购和补贴费用在全社会分摊的要求。在5万千瓦以下的风电项目核准权下放到地方以后,一些地方出现了“4.95万千瓦现象”,目的是绕过中央政府核准。这导致了一定程度的地方风电场盲目建设和并网困难问题。针对某些地区风电场无序建设、风电全额收购出现的争议和补贴的及时足额发放问题,全国人大于2009年修正了《可再生能源法》,要求加强中央规划与地方规划的衔接,明确了可再生能源发电全额保障性收购以及财政部参与可再生能源发展基金的调配过程。此后,我国可再生能源发电建设迎来跨越式发展,但同时一些风能资源丰富地区的地方政府在没有落实电网接入和市场消纳方案的情况下,盲目加快风电建设速度。在2013年风电场项目核准权再次下放到地方政府以后,国家能源局建立了风电产业监测预警机制,指导各省风电开发投资。2017年吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆和内蒙古被列为红色预警区(简称“红六省”)。2018年底,我国风电累计并网装机达到1.8亿千瓦,太阳能发电装机达到1.7亿千瓦,均居世界首位。

  我国可再生能源资源和电力负荷的空间错位,决定了跨省消纳可再生能源电力的必要性。我国风能资源富集地区主要集中在西北地区、华北地区和东北地区(简称“三北”地区),太阳能资源富集地区主要集中在西北和华北,而电力负荷中心主要位于东部沿海地区。这种资源与负荷之间的空间上的不对称分布,决定了单独依靠省内消纳难以实现可再生能源的大规模发展。例如,与国外重点发展分散式风电不同,大规模集中式开发和远距离高电压输送是我国风电发展的重要特征。目前,我国“三北”地区可再生能源装机合计超过1.7亿千瓦,仅靠本地无法消纳。

  电力是基础产品,涉及面广。电价直接影响一个地区的居民福利和产业竞争力,有着政治和经济上的敏感性。由于可再生能源资源的间歇性,消纳外省的可再生能源电力,除了会相应减少本省的发电量以外,还会降低本省的发电效率,增加备用相关的成本。这部分备用相关的成本只能在省内平衡的条件下,会推高省内的电力供应成本。因此,各省对消纳省外的可再生能源电力缺乏积极性。2015年党中央国务院进一步深化电力体制改革以来,鼓励开展“跨省跨区电力双边交易”。但是,风电、光伏等可再生能源电力参与市场化交易后,跨省外送电力的价格往往被压得很低。

  建立可再生能源电力消纳的全局性机制

  针对我国可再生能源电力供需仍以省内平衡和就地消纳为主的局面,需要建立可再生能源电力消纳的全局性机制。由于备用相关成本的核算面临着技术上的复杂性,难以准确衡量以及像上网电价那样在全社会分摊。首先,备用服务分为基本服务和有偿服务,例如,燃煤电厂只有在提供深度调峰的条件下才能获得补偿。其次,备用服务分为满足负荷的波动和平衡可再生能源发电出力的波动两个方面。最后,备用相关的成本具有时空上的多变性,既与可再生能源电力的渗透率(可再生能源电力占负荷的比例)有关,也与电力系统的灵活性程度有关。备用相关的成本只有各省的电力调度机构能够掌握,存在着信息不对称。虽然备用相关的成本难以在全社会分摊,但是可以在国家层面明确可再生能源电力的备用服务的责任划分问题。责任的划分可以为可再生能源电力跨省消纳提供政策上的支持,形成全社会促进可再生能源消纳的工作合力。

  第一,尽快将跨省跨区电量全部纳入受电地区的辅助服务补偿机制。2014年国家能源局曾经要求将跨省跨区电量纳入受电地区的辅助服务补偿机制,但在具体实践中,仅苏浙沪三地在部分跨省跨区电量上予以落实。外来电享受“特权”实质上也容易增强省间壁垒,通过承担应承担的义务,更有利于扩大省间交易。

  第二,推行跨省跨区共享和补偿辅助服务的机制。将东北地区跨省共享和补偿辅助服务机制扩大到跨区域,在更大的范围内实现辅助服务资源的优化配置。

  第三,放开可再生能源绿色电力证书的价格上限。现行“绿证”交易主要是减轻可再生能源发电补贴的财政压力,没有包含对辅助服务的补偿,对出让省份不利。

  总之,促进可再生能源产业发展是推动我国能源结构调整和消费侧清洁低碳转型的重要举措,实现充分消纳则是可再生能源产业高质量发展的关键保障。

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