可再生能源消纳问题和解决手段(共8页).doc

精选优质文档-倾情为你奉上新形势下提升可再生能源消纳的途径研究提纲一 可再生能源利用情况据国际能源署预测，到2020年，全球能源供应增量中三分之二将来自新能源，2035年新能源将成为世界第二大电力。全球新能源的飞速发展将为我国新能源的发展提供动力和重大机遇。1.1 世界主要国家新能源发展情况（1）化石能源累计装机容量占比持续下降，由2013年66.1%降至65.1%。新能源累计装机容量占比持续上涨，由2013年的9.5%上涨至10.9%。截至2015年末新增可再生能源发电装机容量约147GW，为历年最高，其中太阳能装机227GW，风能装机433GW。在全球发电量中可再生能源电力占23.7%，其中水力发电占16.6%，风能3.7%，太阳能1.2%。在全球可再生能源发电容量中，中国以199GW排名第一，美国、德国分别以122GW、92GW位居第二和第三。（2）根据全球风能理事会统计， 2014年全球风电年新增装机容量51.47GW，创历史新高突破50GW大关，年增长率44。这一年风电市场的良好表现主要得益于亚洲市场的突出表现，亚洲市场在中国的强劲拉动下实现了26GW的创纪录装机容量。此外，非洲市场也实现了巨大的突破，有近1GW的装机容量来自北部非洲的摩洛哥和南非。拉丁美洲的市场在巴西的拉动下呈现出遍地开花的局面，装机容量达到3.75GW。欧洲和北美继续维持其市场规模，欧洲装机12.86GW，北美洲装机7.36GW。至2014年底全球风电累计装机量达到了369.60GW，同比增长16%。与过去20年内平均增长率相比，风电累计市场的增长速度正在缓慢降低。风电装机超过10GW的国家有6个,这六个国家包括中国（114GW），美国（65GW），德国（39GW），西班牙（23GW），印度（22GW）和英国（12GW）。（3）2014年，中、日、美、英排名前四，均超越了德国、意大利、西班牙这些传统欧洲光伏大国。其中，中国和日本的新增并网装机容量超过了全球新增40GW中的一半。发展中国家南非和印度也开始崛起。2015年，中、美、日与新兴市场引领全球光伏发电的增长。2015年全年全球新增光伏装机总量达到57.85GW，其中亚洲地区占全球新增装机总量的比重为60%、美洲为22%、欧洲为15%、中东与非洲为3%。2015年全年中国新增并网光伏装机总量为17720MW，位于全球之首。日本新增并网光伏装机容量10483MW，仅次于中国。美国新增并网光伏装机容量为9277MW，位于世界第三位。英国新增并网光伏装机容量为4026MW，位于全球第四。印度新增并网光伏装机容量为2426MW，位于全球第五位，居于德国之前。1.2 中国可再生能源利用情况（1）在总发电量方面，截至2015年末，中国在水力发电、水力容量、太阳能容量、风能容量、太阳能热水容量、地热能容量上均位居世界第一。（2）在人均太阳能发电容量上，德国是世界第一，其次是意大利、比利时、日本和希腊。中国未进前五位。（3）在人均风能容量上，丹麦为世界第一，其次是瑞典、德国、爱尔兰和西班牙。中国亦未进前五位。（4）截至 2015 年年底，德国的弃风弃光率不超过 1%。中国总体弃风弃光率超过 10%，个别地区更加极端，并且火电机组全年平均发电小时数持续下降。（5）中国和美国都有大约470亿瓦特的风力电网发电，美国生产了120太瓦时，而中国在相同的电网连接能力下，却只有区区74太瓦时。（6）美国风电场容量系数达到了29%，而中国风电场容量系数只有22%。（7）去年“三北”地区风电“弃风限电”问题进一步加剧，“弃风”电量达到 339 亿千瓦时。全国风电平均年利用小时数下降到1728 小时，比 2014 年下降 165小时二 中国可再生能源消纳现状及问题在总发电量方面，截至2015年末，我国在水力发电、水力容量、太阳能容量、风能容量、太阳能热水容量、地热能容量上均位居世界第一。与此同时，水电、风电、光伏发电等清洁能源发电面临的并网消纳问题也日益严重。2.1 消纳问题现状（1）2015 年，全年弃风电量 339 亿千瓦时，同比增加 213 亿千瓦时，平均弃风率 15%，同比增加 7 个百分点；其中，弃风较严重的地区是内蒙古（弃风电量 （91亿千瓦时、弃风率 18%）、甘肃（弃风电量 82亿千瓦时、弃风率39%）、新疆（弃风电量71亿千瓦时、弃风率 32%）、吉林（弃风电量27亿千瓦时、弃风率 32%）。（2）由于光伏初成规模，全国“弃光”现象总体不太严重，2015年全国大多数地区光伏发电运行情况良好，全国全年平均利用小时数为 1133小时，西北部分地区出现了较为严重的弃光现象，甘肃全年平均利用小时数为1061小时，弃光率达 31%；新疆自治区全年平均利用小时数为1042小时，弃光率达 26%。 (3)河西风电及光伏总装机已达 1051.4 万千瓦，其用电负荷水平仅在 380 万千瓦左右，无法实现就地消纳，只能通过 750330 千伏一、二输电通道送入西北主网消纳。而河西地区至西北主网输电通道最大输送能力仅 520 万千瓦，以目前消纳和送出能力分析，河西电网无法满足风电、光伏富余电量外送需要，夏季最大受限容量在 308 万378万千瓦，最大受限比例 26%31%；冬季最大受限容量 198 万268 万千瓦，最大受限比例18%24%。2.2 弃水弃风弃光问题的主要原因业内专家认为，弃风限电各地原因不同，东北的主要问题是火电和风电的冲突问题，目前风电要给其他电源让路；西北地区主要问题在于用电负荷过小；华北则主要是通道问题。而光伏电站消纳矛盾问题凸显，主要是受当地消纳能力不强、开发布局不合理、配套电网建设不同步、外送输电通道容量有限等因素的影响和制约。从近两年水电运行情况分析来看，我国水电弃水的直接原因主要表现在：一是汛期降水较为集中;二是水电装机增加较多;三是外送通道能力不足;四是用电需求增长放缓，低于电力发展规划的预计水平。以弃水较为严重的四川为例，近两年四川省水电装机增加了2413万kW，较2012年增长了62%，并呈枯丰急转态势，增大了水电站兼顾防洪、发电的压力。同时，受电源规划建设不同步等因素影响，目前电力外送能力不能满足需要;而经济增长也呈现放缓情况，2014年较2013年用电仅增长了3.4%，致使当地电力装机增长速度远高于用电增长需求。造成风电弃风的原因主要表现在：一是电源调峰能力受限。我国“三北”地区电源结构以煤电为主，其中供热机组又占有较大比重，冬季为了满足供热需求，供热机组调峰能力有限。目前，东北以及华北局部地区的弃风，都主要受这一因素的影响，且新疆、内蒙古等地区大量自备电厂甚至不参与系统调峰。二是配套电网规划建设滞后，省区间和网间外送消纳受限。配套电网规划建设滞后于风电项目并网运行的需求，是造成目前一些局部地区弃风的重要原因。如新疆达坂城地区是新疆风电建设的重点区域，当地盐湖220kV变电站和东郊750kV变电站改扩建施工，影响了风电的送出，造成了7亿kWh的弃风。造成弃光问题的直接原因有：一是西北地区光伏电站建设速度明显加快，与输电网和市场缺乏配套。二是部分西北地区光伏电站建设缺乏统筹规划，存在一定的无序现象;三是光伏发电建设规模与本地负荷水平不匹配，市场消纳能力有限，同时电站建设与配套电网的建设和改造不协调等原因，致使光伏电站集中开发区域出现了一定程度的“弃光”现象。从深层次上看，弃水、弃风、弃光问题反映了我国现行电力发展和运行模式越来越不适应新能源的发展，反映了我国电力运行机制、电力市场体制的深层次矛盾：一、电力市场化程度低由于我国电力体制改革仍没完成，大量自备电厂不承担电力调峰责任，电力调峰等辅助服务机制不健全。尽管可再生能源法规定，“优先调度和全额保障性收购可再生能源发电”，但可再生能源优先调度受到原有电力运行机制和刚性价格机制的限制，难以落实节能优先调度等行政性规定。其次，目前我国电网企业既拥有独家买卖电的特权，又通过下属的电力调度机构行使直接组织和协调电力系统运行，拥有电网所有权和经营、输电权，具有垄断性，不利于市场主体自由公平交易。二、传统“计划”不适应时代需求目前，电力运行调度很大程度上延续传统计划方式，各类电厂年运行小时数主要依据年发电计划确定，各地经济运行主管部门甚至对每一台机组下达发电量计划，由于火电年度电量计划为刚性计划，火电企业和地方政府不愿意让出火电电量空间，调度为了完成火电年度计划不得不限制可再生能源发电的电量空间。这种“计划”方式，不能适应新能源波动性特点和需要，无法保障可再生能源发电优先上网。三、电力系统灵活调节能力较弱我国电源结构以常规火电为主，特别是风电富集地区更加突出。尽管火电调峰深度和速度都不及水电、燃气机组，但目前我国火电机组(热电机组)的调峰现状远低于国际水平，仍沿用20世纪80年代初的火电调节指标进行运行考核，大量中小火电机组、热电机组仍旧采用传统技术方案和运行方式，没有针对新的需求进行改造升级提升灵活性，技术潜力没有充分释放，远低于国际领先水平。同时国际经验证明，需求侧响应是增加电力灵活性的重要手段，但我国需求侧响应还处于研究示范阶段，未能发挥真正作用。四、通道需难满足我国水电、风电、光伏主要集中开发投产在西部低负荷地区，在当地消纳的同时，仍需要外送，而在现有电力电网规划、建设和运行方式下，电源电网统筹协调不足，电力输送通道在建设进度、输送容量、输送对象上都难以满足可再生能源电力发展需求。五、可再生能源消化机制未落实未来随着西南和三北地区水电、风电、太阳能发电开发规模继续增长，市场消纳空间逐渐成为可再生能源消纳的最大瓶颈，现有以“电量计划”、“固定价格”、 “电网垄断”等为特征的体系已不能适应可再生能源发展。水电的“丰余枯缺”特点和风电的“波动性”在现有机制框架下，仅靠本地运行调度优化已经不能解决市场消纳问题，需依赖更大范围市场消纳。而目前我国的电力运行管理总体是以省为实体进行管理，同时跨省跨区输送未纳入到国家能源战略制定的长期跨地区送受电计划中，各地对接纳可再生能源积极性不足。三 提升可再生能源消纳的途径提升可再生能源消纳的途径主要有技术创新、管理创新、政策创新三个方面。3.1 技术创新（1）储能。可再生能源本身稳定性差、随机性大、间歇性强等特点是造成消纳难的一个重要原因。通过储能设施建设，可以显著改善可再生能源发电“垃圾电”的自身禀赋特点，实现可再生能源发电更加稳定、可控制的输出，从而一方面可以减少并网发电对电网安全稳定运行带来的冲击，促进其并网消纳；另一方面改进后的电能质量可以更能适应终端用户的设备负荷特性，促进可再生能源直供电市场的拓展和分布式发展。此外，用户端的储能设施建设还可以增强终端用户的“适应”能力，进而促进其对可再生能源发电的消费；(2) 并网方式的创新；(3) 控制技术创新。例如电压调节技术，抑制波动与闪变，发电功率预测，有功功率控制，低电压穿越；（4）输电技术创新。例如多端直流输电，柔性直流输电，储能技术；（5）调度技术创新。例如动态经济调度，多能互补调度，发电控制应用。 3.2 管理创新（1）合理规划，做好并网评估。减少新能源发电的不利影响，需要在电源电网规划阶段通过相关的评估流程予以引导。德国已建立相应的新能源并网（集中并网或分布式并网） 评估体系。在新能源电站的详细设计方案完成后，需要对新能源并网的影响予以技术评估或认证，确保分布式新能源并网后电网的可靠稳定运行；（2）增加新能源的主动可调节性，德国通过新能源法对分布式电源远程调控提出了规定，几乎所有的风电都可以被远程调控，将近一半的光伏太阳能能够被远程调控；（3）主动改善负荷特性。德国政府希望通过充分挖掘需求侧的灵活性，使得从全民经济最优的角度维持电力系统运行的高可靠性。通过这样的方式现有电力市场功能优化后，可以放弃容量市场并且更多地消纳新能源。电网公司通过需求侧管理，用最少成本获取灵活性来保证系统安全运行，并减少由于新能源导致的电网扩建从而提高新能源消纳效率。用电客户希望在尽可能少影响自己的舒适度或者生产的情况下降低购电成本，甚至主动参与到现有的辅助市场中获得额外利润。第三方聚合商可以集成各类客户，利用规模效应更容易参与市场竞价收取服务费。3.3 政策创新（1）现货市场是促进可再生能源消纳的重要途径，通过市场手段最大程度消纳风电、光伏发电等波动性发电，在市场基础上对可再生能源给予度电补贴，适时改革可再生能源发电补贴机制，把可再生能源固定上网电价（FIT）转变为市场电价+溢价补贴（FIP）或差价合约机制（CFD），实现市场竞争机制与扶持政策的结合。目前欧美领先国家在日前、日内现货市场的基础上，普遍建成了15分钟、5分钟的实时现货市场，通过市场手段最大程度消纳风电、光伏发电等波动性发电，在市场基础上对可再生能源给予度电补贴，例如西班牙实施的可再生能源溢价机制（FIP）和英国拟实施的可再生能源差价合约机制（CFD）；(2)供应充足和公平分担共享的辅助服务，按照谁受益、谁承担的原则建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易；(3)积极探索西南水电、“三北”风电和太阳能发电通过中长期合同、跨省跨区交易实现市场化交易和跨省跨区消纳；(4)在可再生能源电力消纳问题突出的地区推进省级、区域电改试点，把风能、太阳能发电等作为一类优先保障，落实全额保障性收购制度；（5）要借助产业转移促进可再生能源就地消纳，积极推进可再生能源发电企业与电力用户就地就近直接交易，完善区域电力市场辅助服务补偿机制，提高市场各方消纳可再生能源的积极性；（6）通过“风光火”联合打捆，提供稳定的外送电流，提高电网运行的可靠性；（7）推动分布式电源或微网系统参与电力交易和售电。（8）在税收方面，美国国会在1978年颁布了能源税收法，其中有多项关于使用石油和天然气的税收政策，目的是鼓励节约能源和开发能源替代品。美国政府对新能源开发实行大力的保护和优惠。开发替代燃料技术公司的投资，如开发太阳能、风能、地热能以及海洋热能技术投资的10%可以用来抵免税收。中国也可以尝试类似的最惠贷款政策和税收抵免政策。专心-专注-专业