看能源专家学者为可再生能源消纳建言献策

 

中国电力科学研究院郭剑波院士：

 

我国新能源消纳困难缘于多方面因素

 

我国新能源消纳问题，一是市场化机制缺失制约新能源消纳。我国电力市场建设尚处于起步阶段，刚开始放开配电、售电环节，调峰补偿、价格响应等市场机制尚未建立，新能源消纳存在省间壁垒，各省间新能源资源和电源结构的互补性不能充分利用。

 

二是跨区输电能力与新能源发展不匹配，跨区外送能力不足。东北、西北电网目前的跨区输电能力为1610万千瓦，只有新能源装机容量（8559万千瓦）的19%，跨区输电通道外送能力不足是导致部分省区弃风弃光严重的原因之一。丹麦2015年通道外送能力588万千瓦，是新能源装机容量的101.6%。

 

三是电源结构不适应新能源发展，灵活电源严重不足。“三北”地区灵活调节电源占比7.7%，仅为新能源装机的37%，灵活电源的最大调节能力与新能源的波动范围不匹配，制约了新能源消纳。美国灵活调节电源占比在50%以上，西班牙在40%以上。

 

四是供热机组发展过快，挤占了新能源消纳空间。冬季供暖期，火电供热机组以热定电，受供暖期、大风期和低负荷三重因素影响，吉林电网约85%的弃风发生在冬季供暖期。部分时段内火电机组最小运行方式高于最小负荷。

 

卓尔德环境研究（北京）中心首席能源经济师张树伟：

 

弃风限电的“电源与电网不协调”归因不准

 

严重的弃风限电困扰了整个风电行业，而将“电源与电网不协调”作为弃风原因的说法仍具有很大的市场。但“电源与电网不协调”的归因说法是极其模糊、不完整，并且缺乏确切含义的。

 

几个弃风重灾区（弃风率高于30%），甘肃的火电利用小时数为3800小时，辽宁为4300小时，新疆为4700小时，内蒙古接近5000小时。在可再生能源负荷在最大负荷中的占比超过50%，甚至100%的背景下，传统火电还能有如此高的利用率，在最小化成本调度的体系中，这是无法想象的。这意味着，还远远不到讨论电源与电网是否协调（更确切地说，是否短期存在严重的网络阻塞，长期需要扩容）的地步。系统仍然存在相当程度未耗竭的可再生能源发电增长空间，需要的仅仅是系统调度方式的改变。

 

在具体项目接入层面，电源与电网不协调是可能存在的。项目没有足够分散的接入系统，造成部分变电站与线路超容，造成配电网络阻塞，是部分地区风电项目建设与布局的问题，特别是在4.95万千瓦项目广泛存在的时期。过于集中也会对系统运行提出更高的要求，阻碍机组不同出力特性“平滑”效应的发挥。

 

目前，中国的大部分风电项目都是业主新建变电站接入高电压等级的地区电网，或者提前与电网一同确认变电站与线路的容量问题。接入端的配网阻塞问题造成的部分时段弃风可能存在，但这绝不是全国普遍的情况。这个问题在很大程度上已经解决，也无法解释如此高的弃风程度。

 

 

（一）加强新能源发展布局

 

厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强：

 

协调电源、电网和用电负荷三者间矛盾

 

目前国内清洁能源发展和布局上依然相对粗放，电源、电网和用电负荷不配套的现象较为严重，导致“弃风弃光弃水”和限电的比例较高。加上经济发展放缓，电网企业和地方政府在保障清洁能源电力上网方面的积极性可能受影响，加剧了电力结构转变的难度。

 

如何解决这一问题？大规模发展风电和太阳能的最大瓶颈是对电网的影响。目前主要的市场问题和调峰方式都面临诸多问题，限制了风电和太阳能大规模应用的积极性。风电和太阳能发电侧成本下降明显，电网侧成本将成为风电和太阳能大规模利用的主要限制因素。电池储能技术和分布式电源，可能是解决清洁能源发电不稳定性的最有效方案，所以清洁能源的发展潜力在很大程度上取决于储能技术在量级和成本上的进一步突破。因此，要实现清洁能源发展，有必要将储能设备(特别是电池储能)的技术突破作为一项重点来实施。

 

另一方面，由于中国清洁能源和市场逆向分布，清洁能源电网配套外送通道建设，开展区域间能源供需协调互补试点，将有利于解决区域窝电而导致的“弃水弃风弃光”问题。但真正解决这个问题，则需要鼓励分布式（微网加储能）发展就地消纳。政策上，需加快完善和实施可再生能源配额制，制定考核体系并通过奖惩等激励措施，为配额制提供制度保障。同时结合绿色证书交易机制，通过行政手段和经济激励，促使相关配额义务主体履行责任。

 

中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长、北京鉴衡认证中心主任秦海岩：

 

解决弃风核心问题是确定发电优先次序

 

解决弃风限电问题，首先应该从战略高度统一认识。弃风限电核心问题是当电力供应能力大于需求的情况下，如何确定发电优先次序。作为已建成的机组，由风电还是火电来发，不应该是风火之间的讨价还价，而应该基于全社会效益最大化的标准。

 

其次，要破除体制机制约束，理顺利益关系。国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作有关要求的通知》，其中的全额保障性收购年利用小时数保证了可再生能源项目的合理收益，对各方权责和具体实施要求进行了明确，具有很强的可操作性。

 

再次，切忌让违法行为打上“电力体制改革”的幌子。一些地方通过变相降低风电上网电价的方式来进一步侵害风电企业的合法利益，甚至要求风电企业拿出收入所得，补偿当地火电企业，导致企业的处境雪上加霜。《可再生能源法》中所说的全额保障性收购，是“量”的全额和“价”的全额，只有“保量保价”，才能使风电项目获得合理收益。

 

最后，一定要做到“依法行政，有法必依”。电网企业要积极履行责任和义务，完成全额保障性收购，确保可再生能源电力的优先发电权。地方政府要依法行政，只有在“保量保价”完成保障性收购的前提下，才能对超额部分进行市场交易并执行市场价格。

 

（二）电改如何促进可再生能源的利用

 

国家发展改革委能源所能源系统分析研究中心研究员姜克隽：

 

在电改中引入清洁电力机制

 

破解可再生能源消纳难，可以在电改中引入清洁电力机制，即在电力传输的中端借鉴国际通行的绿色电力调度，在末端对各省清洁电力消费实行配额制。

 

在做电力采购的时候，将可再生能源的定价为0或者一个很低的价格，使其在竞价排序的时候，永远排在最前面，电力用户最先使用的也都是可再生能源，之后才是其他能源，这就可以使得可再生能源多发多用。

 

可以借助可再生能源配额制政策，规定各省清洁电力消费需占该省全年用电量一定比重，比例不足则需要自行在电力市场跨省购买，以此来促进可再生能源跨省传输，扩大消纳范围。

 

清洁电力机制解决了可再生能源的消纳问题。但在发电端，上网电价放开，意味着清洁能源要以低于自身成本的价格来与煤电竞争，要促进清洁能源发展，补贴还得持续。应对清洁能源补贴缺口问题，方式有二种：一是提高居民用电价格，重点落在收入高但用电成本低的地区。据我们研究测算，只需将现在的可再生能源居民用电附加值从1.9分钱提高到5分钱，即可解决可再生能源的补贴问题。二是对煤电征收碳税。可以有两种传导机制，一种是用征收的碳税补贴可再生能源发电，预计千万元碳税即可解决现在的可再生能源补贴难题；第二种是改善现在的碳配额交易制度，实行一旦排放温室气体就征收碳税，提升煤电企业发电成本，预计每度电成本增加3～5分钱，这样可再生能源与煤电成本基本相当。

 

国家能源局新能源司副司长梁志鹏：

 

完善电改对可再生能源的机制设置

 

从今后5年的发展来看，我们新增加的可再生的规模，是过去到2015年为止累积的可再生能源的总量。可见，今后五年我们面临很大的政策方面的挑战，也包括市场、技术等其他方面的挑战。这就需要把体制、机制设计好，这才能把全社会的创造力都发挥出来。

 

目前，电改在逐步推进，但电改对可再生能源的机制设置，还有需要进一步研究完善的地方。首先，促进可再生能源的利用，应该是电改的多项目标中的一个重要目标，这也是电改文件中明确提出的。但实际上，很多人对电改到底要实现怎样的目标，有很多不同的认识。我认为，电力改革要更好地促进可再生能源的利用，这应该是没有争议的一个目标。改革的目标更多的可能是促进未来的可持续发展，但很多的人关注点却是，电改就是降电价，如何实现眼前的利益。

 

现在，电改文件中已经对可再生能源做了很多原则性的规定。比如说，对可再生能源最优先发电权的政策设置，但怎么去实现呢？政策的规定和实际的操作流程中间还需要转换。现在有一个比较迫切的需求，就是对电改提出可操作的建议、对电力市场运行产生直接效益的、具有法律效应的规则。

 

国网能源研究院副院长邱忠涛：

 

低成本地解决消纳难题还要依靠市场机制

 

我国未来解决弃风、弃光问题，需要在健全相关政策体系、加强电力系统规划及运行的协调性、进一步完善电力市场等方面做出更多努力。实际上，这些工作并不涉及技术难题，而是有很多制约技术发挥作用的体制机制需要打破，需要创新。

 

 

美国可再生能源国家实验室王钦：

 

美国区域市场如何消纳可再生能源

 

美国电力工业的发展水平在不同地区差别很大。在七大独立系统运行商（ISO）管辖的范围内，可再生能源通过参与市场交易来并网发电。在尚未成立ISO的区域内，由垂直一体化运营的公用事业服务公司(utilities)来消纳当地的可再生能源。加州（CAISO）的消纳可再生能源的办法。

 

不断增长的可再生能源给CAISO带来的主要挑战是在夜间的产能过量以及太阳能的“反用电”特性。即用电负荷相对不是很高而太阳能发电却很充足；用电负荷快速增长而太阳能发电量却急速减小。这为系统的运行带来的很大的风险。

 

在CAISO市场中可再生能源可以注册为EIRs（Eligible Intermittent Resources）。EIRs可以选择自调用，也可以选择提交市场报价来通过竞争的方式参与调度。它们的区别在于，自调用机组只能被动接受市场的价格，而提交市场报价则可以影响市场的价格。

 

既然CAISO消纳可再生能源的最大挑战是它们发电量过多所导致的系统灵活性不够，CAISO对市场规则作了一些调整来应对这个挑战。首先，将市场报价的底限由-30美元/兆瓦时调整到-150美元/兆瓦时, 一年之后进一步调整到-300美元/兆瓦时。这样做的目的，是激励可再生能源机组和其他灵活性不高的传统机组更多的参与市场报价，而不是让它们仅仅简单地选择必须被调用。

 

其次，在日前和（每5分钟的）实时调度市场之间，成立了15分钟前调度市场。在靠近实际运行时间之前，给可再生能源供应商多一个机会做出经济报价。此时的预测也更准确，可以更好的调整自己的发电计划，从而有助于减少实时产能过剩的问题，也有助于减少弃风和弃光现象，同时降低了运行隐患。

 

第三，是和周边外围地区的PacifiCorp公司共同开发了一个新的实时能量不平衡市场EIM（Energy Imbalance Market）。EIM的一个好处就是有利于解决CAISO现有的人为弃风充光现象。通过和周围地区的相连，扩大服务的区域，可以在需要弃风弃光时，向外围增加电力输出，同时减少从外围区域的电力输入，从而减少弃风弃光现象的发生。

 

最后，CAISO正在引入一个新的市场产品，称之为机组灵活性爬坡服务市场（Flexible ramping product）。通过建立一个爬坡服务市场，CAISO允许机组为爬坡服务提供经济报价，从而使系统能够获得足够多的爬坡能力。

 

丹麦能源、电力和气候部副部长Christian Zinglersen：

 

资源一体化帮助消纳风能电力

 

在丹麦的电源结构中，风电占比全球最高，但同时弃风率最低。最主要的原因之一是，丹麦实现了充分的资源一体化，系统灵活性很高，各地区间的过剩电力可以相互利用。

 

丹麦的电力结构正在经历飞速的转变。目前，尽管丹麦的电力结构中煤炭仍扮演着重要角色，但在未来十年，甚至更短时间内，煤炭将会全面退出，届时，丹麦的电力结构将由可再生能源主宰。

 

到2020年，丹麦的电力结构中，可再生能源比重将达到大约70%，这一数字在非水电国家中已经处于高位。

 

丹麦位属一个互通紧密的地区，在电力供应上，依赖来自邻国的水电、生物质和核电，因此从电力结构上看更像是一个地区的电力结构。在未来，研究北欧国家的电力结构，会越来越多从整个区域的角度出发，而不再是以单一国家的角度。

 

这其实也是中国可以借鉴的经验。中国国土面积广阔，可再生能源和化石能源资源丰富，在优化电源组合的基础上，提高电力系统的利用效率，实现电力系统清洁化，中国具有很大潜能。

 

德国亚琛ener.wi公司COO周滢垭：

 

德国高消纳的秘密武器

 

在德国高装机容量的前提下，弃风弃光率仅1%左右，与其完善的基础设施分不开，新能源的发展与电网建设相匹配，此外市场机制在德国新能源的消纳上也发挥了不可替代的作用。

 

德国各个输网公司对其控制区域内风电预测的偏差在15%以内，基于这种精度的预测，再依托调频市场，就可以达到对风能几乎完全的消纳。

 

德国《可再生能源法》（EEG）对可再生能源承诺了20年补贴上网电价不变，极大地推动了整个新能源行业的发展。但高额稳定的补贴使得可再生能源分摊费节节上升，造成终端电价的上升。至2012年，可再生能源发电已经达到德国发电总量的23%，同时负电价也在电力交易市场上频繁出现。为了解决供大于求，引导可再生能源发电，德国自2012年起对EEG进行改革——逐步强制可再生能源发电市场化交易。这种可再生能源市场化的机制从多方面促进了可再生能源发电的消纳。首先，鼓励可再生能源发电适应供求关系。激励发电商在供小于求、电价较高的时候多发电，甚至发电商会为光伏安装储能设备，从而主动使清洁能源的发电以需求为导向。

其次，鼓励可再生能源发电商进行精准预测。设立用来弥补发电商进入交易市场的管理奖金，其中光伏、太阳能发电市场化交易的管理奖金要高于其他可再生能源。再次，鼓励可再生能源发电远程监测调控装置的安装。这些调控装置既使得发电以需求为导向，更为可再生能源发电参加调峰调频奠定了基础。接下来，降低可再生能源分摊费。以需求为导向的可再生能源发电，在交易市场上获得了更高的售电价格，从而减少了补贴。最后，促进了集成商的形成。集成商会以专业的预测和交易服务一方面能将分散的可再生能源发电打包起来在交易市场上交易降低风险，另一方面与需求侧资源联合起来形成虚拟电厂自我平衡。

 

完善的电网基础设施是发展可再生能源的硬件保障。目前德国依托欧洲大电网，已经建立了相对完善的网状电网，如果在一个国家的电网尚未发展到充裕的网孔布局阶段，在某一区域又没有互相分摊与消纳，一旦拥堵便是大规模弃风弃电。