基于战略视角看待火电与新能源消纳

Energy of China - - 刊头题词 李鹏 -

于雄飞1,孔大喜2,徐国新 1

(1. 水电水利规划设计总院,北京 100120;2. 中国安全生产科学研究院,北京 100029)

摘要:在电力消费增速放缓的背景下,火电与新能源电力消纳之间的矛盾日趋加剧。本文

以战略视角解读新能源电力与火电之间的关系,指出新能源电力消纳面临的现实问题,提出促进新能源电力发展和消纳的对策与建议。

关键词:新能源;电力消纳;价格机制;调峰;储能

中图分类号:F426 文献标识码:A 文章编号:1003-2355-(2017)02-0029-04 Doi: 10.3969/j.issn.1003-2355.2017.02.006

Abstract: Due to slowdown of electricity demand growth, the contradiction between thermal power and new energy acceptance is getting more intense. This paper explores the relationship between new energy and thermal power from strategic view, points out actual issues with new energy acceptance, proposes measures for enhancing new energy acceptance and promoting the development of new energy.

Key words: New Energy; Power Acceptance; Pricing Mechanism; Peak-Shaving; Energy Storage Technology

1 新能源快速发展带来新挑战

2010—2015 年,我国电力装机由 9.7亿kW增加到15.1亿 Kw ,年均增速 9.25% ,发电量由42072亿 Kwh 增加到 58106 亿 Kwh ,年均增速6.67% ;以光伏发电、风电和核电为代表的新能源产业发展迅猛,其装机和发电量增长速度均远超火电和水电;电力结构进一步向新能源电力调整,火电、水电、风电、光伏发电和核电的装机容量占比分别提高-7.7、-1.2、5.5、2.87、0.7个百分点,发电量占比分别提高-6.1、2.7、2.2、0.6、0.5个百分点(见表1、表2 )。随着我国电力消费需求增速放缓,火电利用小时数由2010年的5031h下降到 2015年的4329h,风电平均利用小时由2012年的 1890h 降低到 2015年的1728h,光伏发电平均利用小时由2012年的1368h降低到2015年的1133h,火电与新能源电力上网消纳之间的矛盾逐步显现。与此同时,我国明确提出要大力发展水电、风电、光伏发电、核电等新能源

和可再生能源,到 2020 年、2030 年我国可再生能源在能源总消费量中占比达到 15% 和 20% 的目标。这就造成一方面火电、新能源电力消纳问题日渐突出,另一方面我国还将继续大力发展新能源,本文将探讨在此背景下化石能源与新能源发电之间的关系以及对整个国家能源战略的影响。

2 坚定不移大力发展新能源

如果以静止和局部的角度和视野来看,化石能源与新能源发电之间的确相互矛盾,但如果站在科技进步和世界能源发展趋势的大背景下,我国大力发展新能源的国家战略是完全正确的,与火电发展也并不矛盾,这是因为在我国能源战略实施的大背景下,随着储能技术和电网技术的不断进步,电力市场的清算价格机制将发生根本改变,从而推动不同电源的盈利模式也相应变化,最终将重新确立各能源品种发展的功能定位。

2.1 火电与新能源电力消纳之间的矛盾只是能源战略实施过程中的阶段性问题

长期性和全局性是制定战略的首要标准,能源行业既是经济的重要组成部分,也是国民经济快速发展的重要支撑,因此能源战略必须服从国家经济发展总体战略,能源战略的制定必须以保障国民经济和社会长期可持续发展为基本依据。通过统筹国内经济社会发展和国际政治经济形势,我国提出“创新、协调、绿色、开放、共享”五大发展理念,对能源发展提出了新要求,要求我国建设“清洁、低碳、安全、高效”的现代能源体系与之相协调。以风电、光伏发电为主的新能源是被世界公认的清洁、绿色、低碳能源,世界主要经济体都将新能源作为未来的替代能源和重要的战略性新兴产业,抢占未来能源经济发展制高点。因此,我国大力发展新能源的能源战略是十分科学的,而新能源发电目前存在的经济性以及消纳问题,也只是能源战略实施过程中的阶段性问题,随着储能、电网等技术的不断进步,火电与新能源电力消纳之间的矛盾最终都会得以解决。

2.2 新能源快速发展促使电力市场基本清算价格机制改变

电力的供需必须实时平衡,每一个平衡点都代表不同时间电力需求和愿意付出的价格的对应 关系,电力市场的基本清算机制就是找到需求和发电的交叉点,从而得出这一清算周期应发的电量和边际电力价格。以下分析基于两种假设条件:一是我国电力价格是由市场供需定价,而非政府计划定价,这也切合了我国正在推进的电力体制改革中心思想;二是新能源发电成本低于火电,目前所谓的经济性差主要由于建设制造成本以及上网消纳不足造成,没有考虑环境外部性、储能和电网技术突破、建设和材料成本进一步降低等因素。新能源发展初期,火电作为主体电力能源,系统要求的发电量是根据电力需求价格弾性曲线,与不同发电机组可发电量和对应报价的曲线的交点位置决定,所有在此点之前的发电机组将会统一收到其发电量乘以边际价格的报酬,而这一点之后的机组全部停发,由于清算的边际价格由火力发电决定,市场给出什么价,风电就得接受什么价。当新能源发电增多时,我们将看到边际电力价格变化为交点逐渐向下走,对应的清算价格逐步降低( A-B-C ),也就是说风电多了,系统清算价格下降了,这时候我们风电已经从价格的接受者变成了价格决定者。

2.3 电力系统清算价格机制改变促使火电发展进行重新定位

根据上述分析,随着系统电力清算价格下降,火电一步一步被挤出清算区间,从燃气机组到凝汽式机组,到热电联产机组完全被挤出。由此在新能源电力大量接入的背景下,通过保证火电上网时间来为火电获取足够利润的方式已不可取,只有从提高上网电价方面进行考虑。与传统火电相比,新能源发电最显著的特点是其出力具有随机性、不可控性及很强的季节性,需要系统配备一定的调峰备用容量,以保证电力系统的运行安全。火电是当前技术条件下最经济可靠的调峰电源,我国目前煤电机组的技术调峰能力一般可达到机组容量的 50% 左右,火电企业可以发挥这一

优势通过参与系统备用服务寻求赢利点。因此,未来煤电定位将以系统发电主体电源向系统调峰主体电源转变,为系统提供备用服务将成为火电利润的重要组成部分,备用服务一方面通过保证电力系统的安全运行和避免供电短缺收取一定的容量费,这部分主要针对技术先进、高效环保的“优质”火电机组,另一方面通过参与系统调峰获取运营收入,这部分越是运行灵活性高、运营成本低的机组越能在备用服务竞争中占优势,此外还可以寻找备用机组资源稀缺洼地,通过调高调峰价格提高运营收入。

2.4 构建完善火电和新能源电力协调发展的新生态

综上,随着新能源电力的大规模接入,以新能源发电为优先主体,火电作为调峰主体的电力系统初步建立,以市场化为目标的电价形成机制得以实现,这必然会吸引更多的市场主体,通过优化资源配置参与系统电力交易,储能装置无疑是最大的潜在受益者。在风、光互补的基础上配合储能系统的存储和释放,可以达到改善整个风光发电系统的功率输出特性,缓解风电、光电等新能源的间歇性及波动性与电力系统需要实时平衡之间的矛盾,提高电网对新能源电力的吸收接纳比例。储能装置业主通过对不确定性较大的风能与光能的存储与释放,可以使廉价的不稳定的能源转变为稳定且具有较高价值的产品,或者通过峰谷购电峰顶卖出赚取价差或是引进相邻系统的便宜电力,同时为系统提供一定的备用服务赚取佣金。

3 面临的现实问题

3.1新能源补贴压力不断加大为促进新能源的开发利用,我国实行可再生能源发展基金补贴发展政策,补贴资金主要包括国家财政公共预算安排的专项资金和依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入等。但随着新能源开发规模的不断扩大,补贴资金需求和缺口也不断扩大,致使电价附加征收标准多次上调,由2012年 1 月附加 0.008 元 /kwh ,到 2013年9月后0.015元 /kwh ,直至 2016 年 1 月 0.019 元 / kWh。即使如此也弥补不了新能源发展的补贴缺口,到2015年底,可再生能源补贴资金缺口约410亿元。2016年提高了可再生能源电价附加水平后,补贴资金缺口仍有所扩大,初步估算2016年上半年又新增缺口140亿元,按“十三五”可再生能源发展目标测算,2020年当年补贴资金缺 口预计达到 900 亿元,累计补贴缺口将达 2800 亿元。补贴资金不足已成为未来影响可再生能源发展的最大障碍和最大不确定因素。

3.2 地方保护对新能源电力消纳的影响近期,国家陆续出台了《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》(发改运行〔2015 年〕518号)、《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知 》(国能监管〔2016〕39号)、《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》(国能新能〔2016〕54 号)、《可再生能源发电全额保障性收购管理办法 》(发改能源〔2016〕625 号)、《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知 》(发改能源〔2016〕1150 号)等一系列促进新能源电力消纳的政策和办法,但囿于我国现行政府管理体制及地方利益博弈,政策效果并不明显。首先,对于发电侧地方政府,往往从税收、就业、GDP和所有制的角度更倾向于火电多发,火电利用每年政府下达的计划电量,形成了事实上的优先发电权,挤占了新能源电力的发展空间,有些地方现役纯凝机组甚至以供热改造名义增加发电量降低调峰能力。其次,对于跨区域输电的受电地区,在当前电力需求放缓、市场宽松的情况下,基于保护本地能源企业利益和发展地方经济的考虑,即便在外来电价格占有优势的情况下往往也不愿意接受更多的外来电。

3.3 调峰价格机制缺失制约新能源电力大规模消纳

在当前电力体制下,对于发电企业来说,发电计划由电网公司制定,上网电价由物价部门核准,只要能够低成本按计划发电,就能保证企业的正常经营和发展。在新能源发电装机规模日益增长的情况下,新能源电力具有优先上网和优先调度的优势,火电企业往往被迫为新能源电力调峰,由于缺乏常规电源提供辅助服务补偿机制,火电企业利益得不到保证,普遍没有为新能源电力调峰的积极性,形成“风火竞争”“光火竞争 ”的利益格局。在能源需求放缓时,这一问题尤为突出,亟待完善我国基于发电测峰谷电价补偿机制。此外,针对跨省区输电,跨省区输入电能基本不承担相应的辅助服务义务,部分可再生能源电源规模较大、负荷体量较小的输出省份,火电机组辅助服务的任务繁重。

3.4 储能技术仍是新能源消纳的瓶颈储能能够实现平滑输出,消除昼夜峰谷差,可作为调峰调频和备用容量,辅助新能源发电平

稳、安全接入电网,有效减少弃风、弃光现象,其被公认为是解决新能源电力发展和消纳的理想方案,先进储能技术同样也是未来能源互联网的关键技术之一。在各类储能技术里,抽水蓄能是世界占比最高也是最成熟的储能系统,但由于其选址困难,依赖地势及投资周期长等特点并不能很好的解决新能源并网消纳问题,而具有柔性化、多功能、灵活性特点的储能电池被认为是最有发展潜力并有望率先进入商业化发展阶段的储能系统,目前主要制约其大规模发展和运用的是其安全性、性能、耐久性、经济性和可靠性。

4 战略对策与建议

综上,推进能源转型,大力发展新能源已成为我国坚定不移的既定战略,但战略目标的实现有赖于核心技术的突破以及相关体制机制的改革,而非一蹴而就的事情。我们需要统筹兼顾,处理好发展与稳定的关系,一方面创新思维,重点利用市场手段舒缓火电与新能源发电的矛盾以及财政补贴压力;另一方面加强科技创新和突破,打通新能源发电发展快车道的最后一公里。

4.1 实施绿色证书交易制度绿色证书交易制度被许多国家实践,并认为是解决新能源电力消纳和降低财政补贴行之有效的市场手段。通过绿证交易平台实现绿色电力消费者和绿色电力生产者之间的购买和出售行为,以绿证交易的收益冲抵国家补贴从而达到减轻财政资金不足的问题。其中绿证生产者主要包括风电和太阳能发电企业,绿证消费者主要包括各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人,绿色证书是消费绿色电力的证明。绿色证书交易一般由自愿认购交易开始,然后逐步过渡到强制认购交易,届时强制认购将与我国提出的新能源消费比例配额挂钩。此外,随着电价市场化改革,燃煤发电标杆电价存在的意义就会逐渐失去,意味着依托燃煤标杆电价的可再生能源价格及补贴机制要做重大调整,绿色证书交易制度的实施和不断完善,恰好顺应了电力市场化趋势,也将加快可再生能源发电参与电力市场的步伐。

4.2 建设电力辅助服务市场风电和太阳能发电等新能源的大规模消纳需配套相应调峰电源,而造成目前火电调峰电源不积极的主要原因是没有形成一个科学的电力辅助服务市场,使火电因提供调峰服务增加的成本得到合理化补偿。因此,建设电力辅助服务市场必 须统筹兼顾不同电厂调峰的成本差异和服务质量,以合理补偿火电调峰成本、激活火电调峰积极性为最终目标,科学确定辅助服务的提供者、提供方式、交易规则、费用标准、结算方式。此外,作为我国建立统一开放的电力市场体系的重要组成部分,辅助服务市场的建设必然以有利于推进我国电力体制的改革为基本原则。

4.3 加大储能技术的创新和应用储能产业目前处于产业化初期,存在投资大、成本高、寿命期短、技术路线欠成熟等诸多问题,其技术经济性还不能通过完全市场竞争的方式解决资源配置问题,迫切需要政府出台相关的政策措施和价格机制,形成政府、企业和用户各方共同推进的强大合力。一是密切关注储能前沿技术的研发,国家尽快研究储能行业的顶层设计,并对储能技术的研发进行必要的支持。二是加强储能技术示范项目的建设和跟踪,通过示范项目不断改进和完善技术工艺与路线,同时吸引更多的投资者进入,加速储能行业的发展。三是逐步放开电力市场准入限制,鼓励储能直接参与电力市场交易,并对储能提供的调峰调频服务等进行补偿,探索多部制电价、容量电价及辅助服务补偿政策。四是创新投资运营模式,制定储能领域公共部门与私人企业合作模式的项目细则,实现国有资本与社会资本优势互补。

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