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限電絕癥:風電是否難逃一死?

發表日期:2016/2/3  發布人:admin
近年我國可再生能源發電面臨的限電問題日趨嚴重,未來要實現2020年15%非化石能源比重目標面臨的挑戰巨大,必須加快全面推進電力改革創新。建議在近期(2017年前)加強電力系統運行調度創新,統籌規劃建設配套電網,釋放電源靈活調節能力、啟動電力市場綜合改革試點等;中長期全面推進電力市場化改革、健全綜合管理和專業監管體系。

一、我國棄水棄風棄光現狀和原因

1.1、我國可再生能源發電和限電情況

近年來,我國清潔能源發展步伐加快,水電裝機持續增加,風電、光伏新增裝機量雙雙位列世界第一,生物質能發電技術平穩發展,垃圾發電裝機容量穩步提升。至2014年底,我國水電總裝機3億kW,風電總裝機9581萬kW,光伏發電總裝機2428萬kW,可再生能源發電裝機已占到全部電力裝機1/3,達4.2億kW,與2010年相比增長了67%0與此同時,水電、風電、光伏發電等清潔能源發電面臨的并網消納問題也日益嚴重。

2014年,我國棄水棄風棄光損失電量超過300億kWh。僅云南、四川兩省總棄水電量已超過200億kWh;在全國風電利用小時數同比減少160h的情況下,累計棄風電量仍高達126億kWh;由于光伏初成規模,全國“棄光”現象總體不太嚴重,但甘肅省酒泉、敦煌和青海格爾木等部分地區棄光仍然存在,局部地區“棄光”比例超過20%。對比來看,我國棄風比例遠遠超出典型國家3%以下的棄風限電率。

1.2、棄水棄風棄光的直接原因

從近兩年水電運行情況分析來看,我國水電棄水的直接原因主要表現在:一是汛期降水較為集中;二是水電裝機增加較多;三是外送通道能力不足;四是用電需求增長放緩,低于電力發展規劃的預計水平。以棄水較為嚴重的四川為例,近兩年四川省水電裝機增加了2413萬kW,較2012年增長了62%,并呈枯豐急轉態勢,增大了水電站兼顧防洪、發電的壓力。同時,受電源電網規劃建設不同步等因素影響,目前電力外送能力不能滿足需要;而經濟增長也呈現放緩情況,2014年較2013年用電僅增長了3.4%,致使當地電力裝機增長速度遠高于用電增長需求。


 

造成風電棄風的原因主要表現在:一是電源調峰能力受限。我國“三北”地區電源結構以煤電為主,其中供熱機組又占有較大比重,冬季為了滿足供熱需求,供熱機組調峰能力有限。目前,東北以及華北局部地區的棄風,都主要受這一因素的影響,且新疆、內蒙古等地區大量自備電廠甚至不參與系統調峰。二是配套電網規劃建設滯后,省區間和網間外送消納受限。配套電網規劃建設滯后于風電項目并網運行的需求,是造成目前一些局部地區棄風的重要原因。如新疆達坂城地區是新疆風電建設的重點區域,當地鹽湖220kV變電站和東郊750kV變電站改擴建施工,影響了風電的送出,造成了7億kWh的棄風。

盡管2014年我國平均風電棄風率8%,較之2013年有所降低,但風電利用小時數也同比下降了160h,風電棄風問題在本質上并沒有改善。造成棄風率變小的重要原因是2015年是“小風年”,來風情況整體偏小,但某些重點地區限電問題仍然突出。如:吉林省、河北省張家口地區、蒙西地區、黑龍江、甘肅棄風限電情況仍很嚴重,棄風限電比例均在10%以上,其中吉林省、新疆棄風率高達15%。

目前全國“棄光”問題并不普遍,較嚴重的地區主要集中在甘肅省酒泉、敦煌和青海格爾木等部分地區,局部地區“棄光”比例超過20%。造成棄光問題的直接原因有:一是西北地區光伏電站建設速度明顯加快,與輸電網和市場缺乏配套。二是部分西北地區光伏電站建設缺乏統籌規劃,存在一定的無序現象;三是光伏發電建設規模與本地負荷水平不匹配,市場消納能力有限,同時電站建設與配套電網的建設和改造不協調等原因,致使光伏電站集中開發區域出現了一定程度的“棄光”現象。

  1.3、棄水棄風棄光的根本原因

  從深層次上看,棄水、棄風、棄光問題反映了我國現行電力發展和運行模式越來越不適應新能源的發展,反映了我國電力運行機制、電力市場體制的深層次矛盾。主要體現在下面幾方面。

  一是電力系統靈活調節表現能力較弱,現有靈活性未能充分挖掘

  我國電源結構以常規火電為主,特別是風電富集地區更加突出。盡管火電調峰深度和速度都不及水電、燃氣機組,但目前我國火電機組(熱電機組)的調峰現狀遠低于國際水平,仍沿用20世紀80年代初的火電調節指標進行運行考核,大量中小火電機組、熱電機組仍舊采用傳統技術方案和運行方式,沒有針對新的需求進行改造升級提升靈活性,技術潛力沒有充分釋放,遠低于國際領先水平。同時國際經驗證明,需求側響應是增加電力靈活性的重要手段,但我國需求側響應還處于研究示范階段,未能發揮真正作用。

  二是電力運行調度傳統的“計劃”方式無法適應新能源的發展

  目前,電力運行調度很大程度上延續傳統計劃方式,各類電廠年運行小時數主要依據年發電計劃確定,各地經濟運行主管部門甚至對每一臺機組下達發電量計劃,由于火電年度電量計劃為剛性計劃,火電企業和地方政府不愿意讓出火電電量空間,調度為了完成火電年度計劃不得不限制可再生能源發電的電量空間。這種“計劃”方式,不能適應新能源波動性特點和需要,無法保障可再生能源發電優先上網。

  三是電網輸送通道難以滿足可再生能源電力發展需求

  我國水電、風電、光伏主要集中開發投產在西部低負荷地區,在當地消納的同時,仍需要外送,而在現有電力電網規劃、建設和運行方式下,電源電網統籌協調不足,電力輸送通道在建設進度、輸送容量、輸送對象上都難以滿足可再生能源電力發展需求。

  四是可再生能源電力消納市場和機制沒有完成落實

  未來隨著西南和三北地區水電、風電、太陽能發電開發規模繼續增長,市場消納空間逐漸成為可再生能源消納的最大瓶頸,現有以“電量計劃”、“固定價格”、“電網壟斷”等為特征的體系已不能適應可再生能源發展。水電的“豐余枯缺”特點和風電的“波動性”在現有機制框架下,僅靠本地運行調度優化已經不能解決市場消納問題,需依賴更大范圍市場消納。而目前我國的電力運行管理總體是以省為實體進行管理,同時跨省跨區輸送未納入到國家能源戰略制定的長期跨地區送受電計劃中,各地對接納可再生能源積極性不足。

  五是電力市場化程度低、監管和法律建設弱

  由于我國電力體制改革仍沒完成,大量自備電廠不承擔電力調峰責任,電力調峰等輔助服務機制不健全。盡管《可再生能源法》規定,“優先調度和全額保障性收購可再生能源發電”,但可再生能源優先調度受到原有電力運行機制和剛性價格機制的限制,難以落實節能優先調度等行政性規定。其次,目前我國電網企業既擁有獨家買賣電的特權,又通過下屬的電力調度機構行使直接組織和協調電力系統運行,擁有電網所有權和經營、輸電權,具有壟斷性,不利于市場主體自由公平交易。

  二、未來我國可再生能源并網消納形勢嚴峻

  按《能源發展“十二五”規劃》,2015年我國非化石能源占一次能源消費比重應達到11.4%,比2010年提高2.8%。但實際上“十二五”前三年發展相對較慢,非化石能源消費比重年均增長0.45個百分點,累計提高1.2%,僅完成規劃目標的43%。要實現2020年的15%非化石能源比重目標,必須在2015年和“十三五”期間年均增加0.7個百分點,而加快發展水電、風電、太陽能發電是保障實現非化石能源發展目標的主要途徑!赌茉窗l展戰略行動計劃(2014-2020年)》提出要大力發展可再生能源,到2020年力爭常規水電裝機達到3.5億kW左右,風電裝機達到2億kW,光伏裝機達到1億kW左右。我國提出到2030年非化石能源比重提升到20%的目標,到2030年二氧化碳達到峰值,為此必須進一步提高可再生能源發展規模。

  2.1、未來風光水火電力市場矛盾更加突出

  隨著我國經濟發展進入新常態,電力需求也將從兩位數增速進入中高速增長時代,煤電小時數下降也將成為“新常態”,風光水火矛盾更加突出,2014年全國6000kW及以上電廠設備發電設備平均利用小時4286h,同比減少235h,其中:火電4706h,同比降低314h。不僅遠低于2004年5991h的最高水平,而且也低于前三次“破五”的平均水平(4905h)02015年1-11月,全國發電設備累計平均利用小時繼續同比減少309h,火電設備平均利用小時同比減少355h;痣姍C組利用小時“跌破5000h”,在一定程度上意味著傳統發展模式下的電力產能過剩,發電量的減少和營業收入的下降,也意味著發電市場競爭加劇,未來風光水火的市場矛盾會更加突出。

  2.2、核心矛盾已轉向市場空間竟爭和電力系統轉型

  隨著可再生能源開發利用規模不斷增加,可再生能源已從補充化石能源供應的階段,進入到大范圍增量替代、區域性存量替代階段,與整個能源電力體系的關系不斷深化復雜?稍偕茉错椖吭陧椖坎季、電力市場空間、輸電通道利用等方面與傳統化石能源的矛盾沖突不斷增加。大規模水電、風電和太陽能發電并網消納的核心矛盾已從調峰問題升級為市場空間競爭、電力系統轉型問題,按照前幾年不改變現有市場格局、保障火電發電小時數的基礎上為可再生能源電力增加市場消納空間的方式不能為繼,必須在全國電力市場和能源系統層面統籌解決。

  2.3、實現可再生能源發展目標將存在巨大挑戰

  隨著可再生能源開發規模和比例的明顯上升,原來以常規電力為基礎的電力體系、運行機制、管理體制對可再生能源發電的制約作用日益突出,在目前風電裝機不到1億kW,光伏裝機不足2500萬kW的情況下,棄風棄光尚且如此,若要實現2020年風電發電量翻一翻多的目標,不對電力系統運行方式和市場機制做出根本性變革,則可再生能源發展面臨的矛盾和障礙將日益嚴峻,實現未來可再生能源目標將存在巨大挑戰。

  三、近期電力運行創新試點建議

  從目前風電、光伏發電占我國電力裝機和電量的比重來看,根據歐洲可再生能源發展先進國家和我國局部地區的實踐經驗,只要采取有效措施,應該能夠緩解目前和近期水電、風電、光伏發電的市場消納問題。2015年11月,國家發改委、國家能源局發布了《關于推進電力市場建設的實施意見》等六個電力投資改革配套文件,標志著2015年3月頒布的《關于進一步深化電力體制改革的若十意見》(中發【2015】9號)進入實施階段。建議近期(2017年前)應加強電力系統運行創新和綜合試點,重點采取以下措施:

  3.1、建立適應可再生能源發展需求的電力運行調度機制

  因各國國情不同,實現風電等可再生能源優先上網的方法存在差異。在競爭性電力市場中,由于可再生能源電力有政府補貼,風電等優先上網是通過低價參與市場競爭的方式來實現的,甚至可以零報價(電力市場不是按各自報價而是按市場出清價進行結算)。我國尚未建立競爭性電力市場,但必須按照法律規定采取各種可能措施全額保障收購來實現風電等可再生能源優先上網,建立適應我國電源結構和電力體制的新型調度機制和管理辦法。

  建議在取消“發電量年度計劃”前,精細優化確定運行計劃,在年度發電量計劃中全額考慮可再生能源發電量計劃;優化系統備用容量配置方法,在考慮風電功率預測誤差的基礎上,盡可能為風電留出足夠的消納空間;明確風電功率預測預報技術在電力體系運行中的地位和作用,明確調度機構、電網公司、風電場的各自責任和義務,建立以電網側負責、風電場提供必要配合的風電功率預測系統;在風電集中開發地區,建立風電場與供熱、高載能、農業排灌等可調節用電負荷、大電力用戶和電力系統的協調運行機制,挖掘需求側響應潛力;修訂火電運行技術規范,推進試驗示范和技術標準升級,提高和釋放電力系統靈活性。

  3.2、統籌規劃、同步建設配套電網和靈活電源

  隨著國務院簡政放權工作的推進,規劃的指導作用越來越重要,需發揮好能源規劃對可再生能源科學發展的引導作用,進一步完善能源規劃管理體系,統籌協調國家規劃與地方規劃、總體規劃與專項規劃以及各類專項規劃,強化規劃的引導作用。電網企業規劃、地方規劃應服從國家規劃,堅持電源項目開發與電網建設協調發展,加大電網企業執行政府規劃的落實力度,合理確定可再生能源開發速度和規模,確保各級規劃的協調一致與執行到位。

  堅持“電源開發促進電網建設,電網建設引導電源開發”。按照“統籌規劃、合理布局、適當超前、分步實施”原則,加強可再生能源發電輸送通道的規劃建設,確保順利送出和電網穩定。建議地方政府在核準項目建設時,盡量在一個文件中同步核準配套的輸電設施建設,避免出現因為輸電設施建設不及時造成的棄風限電問題。

  三北地區可再生能源規劃應當以消納和送出為核心目的和內容。優先開發資源豐富,靠近負荷中心,電網輸送能力強、落地點明確、網絡結構完善的地區。建議通過提前統籌規劃“可再生能源區”的方式加快跨省、跨區域外送通道建設,并通過跨區域、跨流域的調度方式,確?稍偕茉醋畲笙薅壬暇W。

  以可再生能源電力輸送優先為基本原則,加強骨十網建設,主要是適應大規?绱髤^可再生能源輸電需要的高電壓等級的骨十網架建設,設置可再生能源電力輸送的最低比例。在國家批復建設的十二條貫穿中國東西部的輸電通道的規劃、可研和設計中應明確輸送可再生能源電力的最低比例,并在實際運行中優先安排可再生能源電力出力,切實注重發揮清潔能源電力的結構優化作用。

  3.3、探索推進電力市場消納機制創新

  推進東北電力調峰輔助服務市場的探索實踐,堅持可再生能源優先并網消納的原則和法定權益,在科學、公平、透明確定機組靈活調峰能力和技術標準的基礎上,建立輔助服務市場化補償機制,擴大跨省補償交易范圍,通過市場手段挖掘常規電源調峰潛力。通過試點電力用戶向發電企業直接購電,逐步探索放開用電選擇權,探索推進新能源發電直接售電。

  盡快改變電網公司的盈利考核指標和機制,引入電網經營區可再生能源電力消納評價考核指標,出臺切實可操作的可再生能源電力配額制。打破目前以鄰為壑的以省為主體的電力市場管理方式,探索聯絡線交易新模式,可通過替代發電、流域梯級電站補償、送受電雙方中長期戰略合作等途徑建立健全利益調節機制。

  推進熱電廠盈利模式改革創新,釋放熱電廠靈活性。建議經營性用熱和居民用熱要分開,實行不同的制度設計;居民用熱實行階梯熱價,分戶計量;嘗試打破長期實行的熱源、熱網分段經營體制,鼓勵和支持“廠(站)網一體,直管到戶”的一體化經營模式,減少供熱中間環節。

  加強配電網規劃建設升級,規模大的分布式光伏發電應用(示范)區應同步制定相應的智能配電網建設方案,建設雙向互動、控制靈活、安全可靠的配電網系統。在“東北”“西北”“華北”有條件區域,加快抽蓄等靈活調節電源建設。

  3.4、加強棄水棄風棄光和并網接入服務監管與考核

  建議盡快制定可再生能源并網運行和優先調度管理辦法,實施可再生能源電力全額保障性收購管理辦法,嚴格落實可再生能源電力優先上網的政策體系,依法保障新能源發電企業的合法權益。應根據《可再生能源法》和《電力監管條例》規定,制定并適時出臺統一規范的可再生能源發電項目接入系統與并網驗收管理辦法,明確電網企業辦理接入電網和并網驗收工作的流程、時限要求,規范可再生能源接入并網工作,滿足可再生能源發展需要。

  盡快建立約束制度和監管機制,加大對可再生能源電力并網運行和全額保障性收購的監管力度;對電網企業未執行有關規定造成的棄風棄光進行認定,并給予處罰。電網有限公司應當按照《電力企業信息披露規定》的要求,采取有效措施,向可再生能源發電企業及時披露信息,嚴格按照“三公”調度原則開展調度工作。

  3.5、啟動建設運行機制綜合改革試點結合電力改革試點工作

  建議在可再生能源消納壓力大區域,建設清潔能源并網技術和運行機制創新示范區。在內蒙古、新疆、甘肅、東北三省等地區,新增用電需求難以滿足消納新增可再生能源發電需求,必須存量中為可再生能源發電爭取市場空間。在新增和現有輸電通道規劃、設計、計劃和調度中,也需要優先保障輸送水電、風電和太陽能發電。在“十三五”前期(2017年以前),在可再生能源消納壓力大的上述省區全面建成可再生能源優先調度示范區,并在全國開始推廣實施可再生能源優先調度。

  四、全面推進能源轉型和現代電力市場建設

  可再生能源發展較好的各國經驗表明,以市場化為導向的體制機制變革是促進包括新能源在內的能源與電力發展的必然要求和共同趨勢,變革核心內容是建立開放、競爭、有序的現代市場體系。我國大力發展可再生能源必須堅持推進市場化導向電力改革,并建立保障市場發揮決定性作用的公共電網平臺、電力管理體制和相關法律法規體系。

  4.1、加快推動能源和電力發展轉型

  從長遠看,我們必須按照建設生態文明和美麗中國的戰略決策,凝聚社會共識,堅持發展可再生能源的方向不動搖,加快制定長期低碳清潔能源轉型戰略,明確2030年、2050年的可再生能源等清潔能源發展目標,科學制定中長期發展規劃,建立國家能源統籌協調機制,整體推動可再生能源發展。

  推動能源財稅政策和價格形成機制改革,形成推動可再生能源發展的長效支持機制和公平競爭環境。一是要建立反映資源稀缺性、環境成本的能源價格形成機制。二是積極利用資源環境稅、碳稅等建立促進可再生能源發展的長效資金支持機制。

  進一步推動電力電網系統升級轉型,加快發展智能電網。建成適應和支撐可再生能源發展的新型電力系統。構造新型電力系統功能結構。風電、太陽能發電等可再生能源的比重將顯著上升成為主力電源,分布式可再生能源發電也實現普遍應用,而煤電、天然氣發電等常規電源的比重將下降成為調峰電源甚至備用電源,電網更加注重公益性、服務性功能。

  4.2、全面推進電力市場化改革

  參考西班牙、丹麥等國經驗,在推進競價上網的同時,適時改革可再生能源發電補貼機制,把可再生能源固定上網電價(FIT)轉變為“市場電價+溢價補貼(FIP)”,實現市場競爭機制與扶持政策的結合。

  電力運行調度方式改革必須與電力市場機制、特別是電價形成機制改革相結合,形成由市場供需和邊際成本決定市場價格的機制,通過競爭方式安排各類機組的發電次序,取消發電量計劃管理制度。以市場價格和節能調度代替標桿電價和發電量計劃,改變傳統火電行業的規模擴張驅動和發展模式。

  建立相互開放的、跨省區的全國性電力市場。以跨省跨區交易平臺為突破口,以放松價格管制為前提,大力推進市場交易機制建立,涉及省份的發電、用戶等市場主體直接進入平臺開展報價的自主交易,打破以鄰為壑,有序推進跨區交易,建立相互開放的、跨省區的全國性電力交易市場。

  要順應電力市場發展趨勢和分布式發電需要,消除市場準入限制,放開售電側市場,盡快由電網統購統銷轉變為自由購售電和自發自用,允許具有資質的發電用電主體投資、建設、運營配電網,建立適應分布式發電、微電網技術應用的體制機制。

  探討引入輔助服務和容量價格機制(市場機制),激勵傳統火電廠等逐步轉向提供容量和輔助服務。隨著新能源發電比重持續增加、煤電逐步轉為提供調峰、備用服務,考慮探索建立多部制電價機制(或其它形式的容量和輔助服務市場機制),在建立基于競價和合約價格的電量價格同時,引入容量電價和輔助服務價格。

  要改變電網監管和業績考核模式,逐步改革將電網的定位和任務作為公共平臺為所有發電商和用電戶提供開放、公平、無歧視的服務。電網企業“只負責傳輸電力,不參與買賣電力”,其應得收入與發電企業和電力用戶的交易和收支隔離開來。

  4.3、健全綜合管理和專業監管體系

  建立綜合性能源管理部門和專業性能源監管機構相協調的行業管理和現代監管體系。要堅持立法先行和協調立法,制定能源法、修訂電力法和可再生能源法,在法律層面全面地、更明確、具體地規定可再生能源的優先發展的戰略地位,把宏觀戰略、政策體系、監管考核、體制改革納入法治化軌道,形成可再生能源優先發展的法治保障和法律秩序。



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