2017年1月,國家能源局釋出了《2016年風電并網運作情況》,全年“棄風”電量497億千瓦時,超過三峽全年發電量的一半,全國平均“棄風”率達到17%,甘肅、新疆、吉林等地“棄風”率高達43%、38%和30%,今年一季度全國“棄風”電量135億千瓦時,全國平均“棄風”率16%,業内震驚,業外驚詫。其實嚴重“棄風”并非偶發事件,2011年全國“棄風”電量就已達到123億千瓦時,“棄風”率約為16%,此後愈演愈烈,“棄風”成為能源和電力行業的心腹之疾。7年間,全國累計“棄風”電量達到1500億千瓦時,直接經濟損失800億元以上。國外雖然也偶有“棄風”,但如此大面積、長時間的嚴重“棄風”,卻隻唯我獨此一家。
《中華人民共和國可再生能源法(修正案)》明确提出“國家實行可再生能源發電全額保障性收購制度”,自2010年4月1日施行至今已7年,這期間我們并非沒有努力,各方對“棄風”問題密集調研,諸多機構釋出研究報告,解決“棄風”問題的建議屢見于兩會提案之中,能源主管部門每年都出台相關政策檔案。但很遺憾,這些調研、報告、建議和政策收效甚微。更讓人難堪的是,“棄風”未平,“棄光”又起。2016年僅西北地區“棄光”電量就達70億千瓦時,平均“棄光”率近20%,新疆、甘肅“棄光”率高達32%、30%,2017年一季度“棄光”電量27億千瓦時,全國平均“棄光”率達到13%。我們不禁要問,“棄風棄光”緣何成為“不治之症”?症結究竟何在?新能源消納難題該當如何破解?

“棄風棄光”根源在于體制機制
縱觀各類研究報告和建議,“棄風棄光”原因分析主要集中在電源、電網、負荷等三個系統要素上。電源方面,目前風力和光伏裝機主要集中在“三北”地區(東北、西北、華北),占全國的比重為77%和68%,且以大規模集中開發為主。“三北”地區電源結構以煤電為主,燃煤熱電機組比重高達56%,采暖期供熱機組“以熱定電”運作,導緻系統調峰能力嚴重不足,不能适應大規模風力和光伏發電消納要求。
電網方面,“三北”地區大部分跨省跨區輸電通道立足外送煤電,輸電通道以及聯網通道的調峰互濟能力并未充分發揮,對風力和光伏發電跨省跨區消納的實際作用十分有限。負荷方面,電力需求側管理成效不明顯,峰谷差進一步加大影響了風力和光伏發電的消納。上述原因委實存在,但為何多年無法解決,産生了“抗藥性”?進一步剖析内因不難發現,體制機制才是導緻“棄風棄光”的根本原因。
長期以來,我國電力管理運作以執行“計劃”為主。電廠、跨省跨區通道實行計劃電量,排程部門通過具體運作安排實作計劃目标即可。具體排程方式是充分“計劃”的,通過提前安排電廠發電曲線、輸電通道送電曲線等,實作系統安全穩定運作。即使是收益也是被“計劃”的,各類電源上網電價通過成本加合理收益率确定,由電網企業統購統銷。在嚴密的統一計劃安排下,大家原本相安無事,各得其所。但是風力和光伏發電出現後,規矩變了,這倆新成員姿勢不定,走位飄忽,何時能發電、能發多少電完全看天吃飯,無法被“計劃”,并且這倆新成員還自帶光環,優先級高人一等。這讓目前按“計劃”安排的運作機制感到極大不适應,所暴露出來的問題隻是現有電力體制不适應不可計劃“新物種”的外部反映。
目前我國北方地區飽受霧霾困擾,大力發展清潔能源已成社會共識,電力行業積極相應,為充分消納風力和光伏發電鋪路搭橋,例如:煤電、水電等正常電源按照自身設計能力随時接受統一排程,為風力和光伏發電讓路;電網企業面臨政府監管和社會輿論巨大壓力,也已盡量減少“棄風棄光”電量;能源主管部門更是三令五申,為“棄風棄光”問題操碎了心。可以說,相關機關已盡了本分,但仍有很大潛力沒有發揮出來,原因就是欠缺能夠充分挖掘各方主觀積極性的體制機制。比如對于煤電企業,近年來利用小時數不斷走低,企業經營已十分困難,若實施靈活性改造,既需要增加投資、又有可能影響自身發電量,何苦要主動革自己的命?比如對于電網企業,收購風力和光伏發電的價格與煤電相同(不含補貼),若突破正常排程方式接收風力和光伏發電,安全風險有所增加,卻沒有額外收益,何來主觀積極性?比如對于某些地方政府,省内煤電比省外風力和光伏發電價格更低,而且多用省内煤電還可增加當地财政收入,為何要接收省外風力和光伏發電?比如對于使用者,用電價格與風大風小、晴天陰天完全無關,而且不掌握相關資訊,如何積極使用風力和光伏發電?凡此種種都在警示我們,是時候大力推進電力體制機制改革了!
可喜的是,國家已印發了《關于進一步深化電力體制改革的若幹意見》(中發[2015]9号),國家能源主管部門已在電力體制機制改革上發力,陸續出台了一系列配套檔案,相信在體制機制的激勵下很多問題會迎刃而解。
解決“棄風棄光”應分“輕重緩急”
多年來,大量機關機構和專家都曾對解決“棄風棄光”提出了自己的措施建議,為能源主管部門制定政策提供了重要參考。但是,很多建議往往對“未來怎麼做”坐而論道,對“今天做什麼”閉口不談,這也是各種措施建議未能有效執行的原因之一。根治“棄風棄光”頑疾,切不可“胡子眉毛一把抓”,應着眼未來,立足當下,貫徹落實國家能源戰略和規劃,拿出具體實施路線圖。
為解決“棄風棄光”問題,《能源發展“十三五”規劃》(以下簡稱《規劃》)提出了多項任務和措施,包括着力破除體制機制障礙,建構公平競争的能源市場體系,優化能源開釋出局,加強電力系統調峰能力建設,實施需求側響應能力提升工程,推動能源生産供應內建優化,建構多能互補、供需協調的智慧能源系統等。目前,應進一步細化《規劃》實施方案,厘清解決“棄風棄光”的“輕重緩急”。
(一)推進體制改革“重”任
最重要的任務,就是深化電力體制改革。新能源發電雖然壽命周期成本較高,但邊際成本幾乎為零,在現貨市場中有明顯競争優勢。要緻力于推進能源價格改革,有序放開發用電計劃,建立健全電力市場體系,制定公平有序的電力市場規則,啟動現貨交易市場,充分發揮市場配置資源的決定性作用。《規劃》提出要完善調峰、調頻、備用等輔助服務價格,激發其他正常電源參與調峰的積極性,打破省間壁壘,充分發揮跨省跨區聯網輸電通道的調峰作用。可喜的是,東北電力輔助服務市場專項改革試點工作已正式啟動,我國電力輔助服務向市場化邁出了裡程碑式的一步,從目前試點情況看,燃煤機組主動參與調峰的積極性得到充分發揮,效果相當不錯。
(二)協調解決一批“急”務
體制改革任務雖然重要,但預計至少需要3至5年才能形成完善的電力市場體系并充分發揮作用,在此之前,應馬上開展以下工作。
一是優化調整新能源開釋出局。《規劃》提出要穩步推進“三北”地區風電基地和光伏電站建設,控制開發節奏,要将“棄風棄光“率控制在合理水準。是以,當務之急就是要暫停“棄風棄光“嚴重地區的集中式風電和光伏發電項目建設,将開發中心向中東南部地區轉移,優先發展分散式風電和分布式光伏,通過實施終端一體化內建供能系統、微電網示範項目等,促進新能源就地消納。
二是加強系統調峰能力短闆建設。《規劃》提出加強電力系統調峰能力建設,減少備援裝機和運作成本,提高可再生能源消納能力。目前應加快推進存量煤電機組靈活性改造試點和推廣工作,切實提升“三北”地區的系統調峰能力,尤其是冬季供暖期的調峰能力。抽水蓄能電站是優質的調峰電源,由于建設工期較長,應盡快開工一批抽水蓄能電站,争取早日發揮作用。
三是繼續推進“三公”排程,接受社會監督。“公開”是“三公”(公開、公平、公正)排程的前提,堅持排程公開才能確定風力和光伏等新能源發電優先上網,才能倒逼相關電力企業充分發揮自身調峰能力,才能做到科學研究、有的放矢。建議由能源主管部門協調,要求省級電網公司公開逐小時負荷、各類電源實際出力、主要聯網通道輸電功率、新能源樣闆機組總出力等,這些資料是社會監督和政府決策的基礎,很多國家早已公開此類資料,并不涉及國家和商業秘密。
(三)其他舉措不可“輕”視
一是綠證和配額制。這兩者組合能夠促進新能源的發展,應充分肯定并大力支援。在采取綠證制度替代一部分财政補貼的同時,應鼓勵綠證使用者負荷與新能源出力配合調節,確定使用者所使用電量主要為新能源電量。配額制是一種行政考核制度,應在對各地方政府或相關企業提出新能源配額目标的同時,對“棄風棄光”率提出控制要求,避免偏重新能源開發,而輕視消納問題。
二是電能替代。實施電能替代對促進能源清潔化發展意義重大,應從能源系統整體優化的角度,深入論證不同電能替代方式的技術方案合理性和經濟性,堅持“節約、清潔、安全”的戰略方針,力求精準化解“棄風棄光“電量,避免一味增大用電負荷,反而增加煤電發電量。
(四)建立大通道宜“緩”行
建設大規模跨區輸電通道将“三北”地區新能源送至中東部地區,固然有利于緩解“三北”地區“棄風棄光“問題,但需注意的是,“十三五”期間中東部地區也存在電力富裕情況,建立大規模輸電通道的使用率未必太高,若再需送端配套建立燃煤機組,“水多了加面,面多了加水”,這對能源結構優化的貢獻是負效應,近期并不可取。
結束語
任何事物都有兩面性,“棄風棄光“損失固然令人心痛,但不破不立,這也倒逼我們對國内電力體制進行深入思考,希望由此能夠推動電力市場改革前進一大步,也可聊以慰藉,但願新能源發展能早日走出“棄風棄光”的陰霾。
(作者均供職于電力規劃設計總院)
數說“棄風棄光”: 497億千瓦時
2016年全年“棄風”電量497億千瓦時,超過三峽全年發電量的一半。
135億千瓦時
2017年第一季度全國“棄風”電量135億千瓦時。
800億元
7年間,全國累計“棄風”電量達到1500億千瓦時,直接經濟損失800億元以上。
70億千瓦時
2016年僅西北地區“棄光”電量就達70億千瓦時,平均“棄光”率近20%,新疆、甘肅“棄光”率高達32%、30%。
27億千瓦時
2017年一季度“棄光”電量27億千瓦時,全國平均“棄光”率達到13%。
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