解决新能源消纳关键是提升系统灵活性

“十二五”以来，我国风电和光伏等新能源发展迅速，新能源已成为我国能源转型的重要引擎之一。根据相关统计，截至2016年底我国风电和太阳能并网装机容量已分别达到1．47亿千瓦和7800万千瓦，均位居世界首位。但是，在装机容量快速增长的同时，新能源消纳问题日益突出，弃风和弃光问题也愈发严峻。根据国家能源局公布的统计数据，2016年前三季度全国弃风电量394．7亿千瓦时，平均弃风率19％，甘肃、新疆弃风率均超过了40％。


《电力发展“十三五”规划》（以下简称“规划”）提出，2020年全国风电装机达到2．1亿千瓦以上，太阳能发电装机达到1．1亿千瓦以上；“十三五”期间风电和太阳能装机将分别新增8000万千瓦和7000万千瓦以上，解决消纳问题是新能源发展面临的重大课题。本次规划提出优化调整风电开发布局，按照集中开发与分散开发并举、就近消纳为主的原则发展风电。在此基础上，规划首次提出“加强调峰能力建设，提升系统灵活性”，并把其作为规划十八项重点任务之一。

“提升系统灵活性”是一项系统性工程，推进中既要明确各类措施的功能定位，又要与电力市场化改革紧密结合，力争以较低的代价和较短的时间提升我国电力系统的调节能力，尽快将弃风、弃光控制在合理水平。

“三北”地区新能源消纳问题分析

我国北方地区风光资源丰富，目前近80％的风电装机分布在“三北”地区，而弃风问题主要集中在“三北”地区。

“三北”地区风电弃风严重的主要原因在于系统调峰能力不足。一是“三北”地区抽蓄和气电等灵活性电源少，现役抽蓄装机仅有697万千瓦，在华北布局较多的现役气电机组则多为联合循环的热电联产，调节性能十分有限。二是热电机组总量较大，达到1．7亿千瓦，热电在供热期“以热定电”运行，基本不参加调峰，造成供热期系统运行十分困难。三是自备火电机组目前基本不参加日常调峰，加剧了调峰困难。四是纯凝煤电机组调节能力有限，目前作为“三北”主力电源的纯凝煤电机组平均最小技术出力率在50％左右（部分新建机组最小技术出力可达到40％），相比而言，丹麦、德国等国煤电机组的最小技术出力率可达到15％～20％，我国煤电机组调节能力潜力巨大。五是省间调剂偏弱。例如，西北五省的电源结构具有一定的互补特性，也具有一定规模的省间输电通道，但囿于缺乏完善的市场化机制，省间互济作用并未得到充分发挥。

电力需求放缓也是“三北”地区风电消纳困难的重要因素。近些年“三北”地区用电负荷增速缓慢，新能源消纳空间整体不足。

提升系统灵活性的主要措施

（一）推动实施煤电机组灵活性改造工程

煤电机组灵活性改造将是“十三五”期间破解新能源消纳难题的最重要举措。研究表明，对热电灵活性改造的全社会收益成本比在2～3之间，经济性明显高于新建调峰气电等措施。

预计到2020年，“三北”地区热电联产总规模将达到2．5亿千瓦，供热期调峰压力将进一步加大，提升热电机组运行灵活性迫在眉睫。依照北欧地区的经验，提升热电机组的灵活性需全面考虑效率、排放、寿命等关键因素，一方面通过加装储热装置，实现“热电解耦”运行；另一方面通过对锅炉和汽机本体进行改造，增加机组热电比、降低供热强迫出力。本次规划提出了对1．33亿千瓦热电机组进行灵活性改造。

由于西北和华北地区在供暖期仍有一定量的纯凝机组开机，仅通过对热电进行灵活性改造仍难以将弃风率降低至合理水平。为此，本次规划提出在全国改造8600万千瓦常规纯凝煤电机组。“十三五”期间，将优先改造30万千瓦级及以下的低参数煤电机组，引导该部分机组逐步向调峰电源转型；根据需要确定60万千瓦级机组的改造规模；大容量高参数高效率的机组则应尽可能保持较高的运行负荷率。

通过实施煤电机组灵活性改造，一般情况下热电机组可增加20％额定容量的调峰能力，供热期最小技术出力率达到40～50％，储热系统具备5～7小时的运行能力；纯凝机组一般可增加15～20％额定容量的调峰能力，部分改造条件较好的电厂，争取达到国际先进水平，不投油助燃，纯凝工况下，机组最小技术出力率达到20～25％。

（二）加快抽水蓄能电站建设布局

本次规划中提出加快抽水蓄能电站建设，“十三五”期间，抽蓄电站开工6000万千瓦，投产1700万千瓦左右。但也应看到，抽蓄站址资源有限且建设周期较长（建设周期一般5～6年），“十三五”期间“三北”地区可建成并发挥作用的抽蓄仅560万千瓦，“十三五”期间开工建设的抽水蓄能将主要在“十三五”以后发挥作用。

（三）合理布局调峰气电

天然气调峰电站运行惯性小、爬坡速度快并可进行日内启停调峰，是一种优良的调峰电源。天然气调峰电站发展主要受限于其经济性和外部供需形势。目前天然气价格仍偏高，发电的燃料成本是煤电的3～4倍。同时，“十三五”期间“三北”许多地区存在电力盈余，也不适宜大规模新建气电机组。总体来看，“十三五”期间调峰气电主要布局在中东部地区，作为一种补充性调峰电源。

（四）加大通道外送并优化电力调度运行

为了进一步发挥电网的资源配置与互济效益，本次规划提出依托锡盟至泰州、酒泉至湖南、山西至江苏、扎鲁特至山东、准东至华东等多条电力外送通道，实现跨省跨区联合消纳4000万千瓦左右的可再生能源。

此外，规划提出推行节能低碳电力调度，进一步优化电力调度运行，这将有利于实现波动性电源与灵活性资源的最优匹配。为此，应加强对可中断负荷的统一调用，研究制定储热装置、电热锅炉接入后的新型调度机制，科学合理利用风光功率预测信息，进一步完善日内发电计划滚动调整机制，以确保系统内的灵活性资源发挥最大效用。

（五）实施电力需求侧响应

需求侧响应的直接成本小，是提升系统灵活性最经济的辅助措施之一。“十三五”期间，随着“电能替代”的推进，需求侧响应的内涵也将得到扩充，在负荷特性调节方面发挥积极作用。但考虑到电力消费者参加需求侧响应的机会成本不同，需求侧响应的实施效果往往难以预测。因此，规划并未就需求侧响应提出具体量化目标。

通过全面实施以上各项措施，根据测算，“十三五”期间可以为电力系统增加调节能力4600万千瓦以上。在优化调整风电布局基础上，可以满足全国2．5亿千瓦左右风电消纳的调峰需求，使风电等新能源消纳状况得到明显改善。

提升系统灵活性需政策保障

提升系统灵活性各类措施的落地需要有相应的政策机制保障。本次规划也为此绘制了清晰的时间路线图：2016年启动东北地区辅助服务市场试点，成熟后全面推广。2018年底前，启动现货交易试点；2020年全面启动现货市场。

目前，北方地区辅助服务的中心正在由为负荷调峰向为新能源调峰转变，建立市场化的、激励充裕的辅助服务机制的条件也已趋于成熟，在“两个细则”的基础上，通过对已有的辅助服务机制进行市场化改良即可较快发挥效果。经过两年的试运行和调整，东北区域辅助服务市场试点已经正式启动，为其他区域开展辅助服务市场建设提供了样板。“十三五”期间，北方地区应聚焦于调峰激励不足的问题，推动辅助服务的市场化交易。在现货电力市场建立完善之前，辅助服务市场建设将是改革过渡期推动系统灵活性提升的重要举措。