“十二五”以來，我國風電和光伏等新能源發(fā)展迅速，新能源已成為我國能源轉(zhuǎn)型的重要引擎之一。根據(jù)相關(guān)統(tǒng)計，截至2016年底我國風電和太陽能并網(wǎng)裝機容量已分別達到1.47億千瓦和7800萬千瓦，均位居世界首位。
但是，在裝機容量快速增長的同時，新能源消納問題日益突出，棄風和棄光問題也愈發(fā)嚴峻。根據(jù)國家能源局公布的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2016年前三季度全國棄風電量394.7億千瓦時，平均棄風率19%，甘肅、新疆棄風率均超過了40%。
《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》（以下簡稱“規(guī)劃”）提出，2020年全國風電裝機達到2.1億千瓦以上，太陽能發(fā)電裝機達到1.1億千瓦以上；“十三五”期間風電和太陽能裝機將分別新增8000萬千瓦和7000萬千瓦以上，解決消納問題是新能源發(fā)展面臨的重大課題。
本次規(guī)劃提出優(yōu)化調(diào)整風電開發(fā)布局，按照集中開發(fā)與分散開發(fā)并舉、就近消納為主的原則發(fā)展風電。在此基礎(chǔ)上，規(guī)劃首次提出“加強調(diào)峰能力建設(shè)，提升系統(tǒng)靈活性”，并把其作為規(guī)劃十八項重點任務之一。
“提升系統(tǒng)靈活性”是一項系統(tǒng)性工程，推進中既要明確各類措施的功能定位，又要與電力市場化改革緊密結(jié)合，力爭以較低的代價和較短的時間提升我國電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力，盡快將棄風、棄光控制在合理水平。
“三北”地區(qū)新能源消納問題分析
我國北方地區(qū)風光資源豐富，目前近80%的風電裝機分布在“三北”地區(qū)，而棄風問題主要集中在“三北”地區(qū)。
“三北”地區(qū)風電棄風嚴重的主要原因在于系統(tǒng)調(diào)峰能力不足。一是“三北”地區(qū)抽蓄和氣電等靈活性電源少，現(xiàn)役抽蓄裝機僅有697萬千瓦，在華北布局較多的現(xiàn)役氣電機組則多為聯(lián)合循環(huán)的熱電聯(lián)產(chǎn)，調(diào)節(jié)性能十分有限。二是熱電機組總量較大，達到1.7億千瓦，熱電在供熱期“以熱定電”運行，基本不參加調(diào)峰，造成供熱期系統(tǒng)運行十分困難。三是自備火電機組目前基本不參加日常調(diào)峰，加劇了調(diào)峰困難。四是純凝煤電機組調(diào)節(jié)能力有限，目前作為“三北”主力電源的純凝煤電機組平均最小技術(shù)出力率在50%左右（部分新建機組最小技術(shù)出力可達到40%），相比而言，丹麥、德國等國煤電機組的最小技術(shù)出力率可達到15%~20%，我國煤電機組調(diào)節(jié)能力潛力巨大。五是省間調(diào)劑偏弱。例如，西北五省的電源結(jié)構(gòu)具有一定的互補特性，也具有一定規(guī)模的省間輸電通道，但囿于缺乏完善的市場化機制，省間互濟作用并未得到充分發(fā)揮。
電力需求放緩也是“三北”地區(qū)風電消納困難的重要因素。近些年“三北”地區(qū)用電負荷增速緩慢，新能源消納空間整體不足。
提升系統(tǒng)靈活性的主要措施
（一）推動實施煤電機組靈活性改造工程
煤電機組靈活性改造將是“十三五”期間破解新能源消納難題的最重要舉措。研究表明，對熱電靈活性改造的全社會收益成本比在2~3之間，經(jīng)濟性明顯高于新建調(diào)峰氣電等措施。
預計到2020年，“三北”地區(qū)熱電聯(lián)產(chǎn)總規(guī)模將達到2.5億千瓦，供熱期調(diào)峰壓力將進一步加大，提升熱電機組運行靈活性迫在眉睫。依照北歐地區(qū)的經(jīng)驗，提升熱電機組的靈活性需全面考慮效率、排放、壽命等關(guān)鍵因素，一方面通過加裝儲熱裝置，實現(xiàn)“熱電解耦”運行；另一方面通過對鍋爐和汽機本體進行改造，增加機組熱電比、降低供熱強迫出力。本次規(guī)劃提出了對1.33億千瓦熱電機組進行靈活性改造。
由于西北和華北地區(qū)在供暖期仍有一定量的純凝機組開機，僅通過對熱電進行靈活性改造仍難以將棄風率降低至合理水平。為此，本次規(guī)劃提出在全國改造8600萬千瓦常規(guī)純凝煤電機組?！笆濉逼陂g，將優(yōu)先改造30萬千瓦級及以下的低參數(shù)煤電機組，引導該部分機組逐步向調(diào)峰電源轉(zhuǎn)型；根據(jù)需要確定60萬千瓦級機組的改造規(guī)模；大容量高參數(shù)高效率的機組則應盡可能保持較高的運行負荷率。
通過實施煤電機組靈活性改造，一般情況下熱電機組可增加20%額定容量的調(diào)峰能力，供熱期最小技術(shù)出力率達到40~50%，儲熱系統(tǒng)具備5~7小時的運行能力；純凝機組一般可增加15~20%額定容量的調(diào)峰能力，部分改造條件較好的電廠，爭取達到國際先進水平，不投油助燃，純凝工況下，機組最小技術(shù)出力率達到20~25%。
（二）加快抽水蓄能電站建設(shè)布局
本次規(guī)劃中提出加快抽水蓄能電站建設(shè)，“十三五”期間，抽蓄電站開工6000萬千瓦，投產(chǎn)1700萬千瓦左右。但也應看到，抽蓄站址資源有限且建設(shè)周期較長（建設(shè)周期一般5~6年），“十三五”期間“三北”地區(qū)可建成并發(fā)揮作用的抽蓄僅560萬千瓦，“十三五”期間開工建設(shè)的抽水蓄能將主要在“十三五”以后發(fā)揮作用。
（三）合理布局調(diào)峰氣電
天然氣調(diào)峰電站運行慣性小、爬坡速度快并可進行日內(nèi)啟停調(diào)峰，是一種優(yōu)良的調(diào)峰電源。天然氣調(diào)峰電站發(fā)展主要受限于其經(jīng)濟性和外部供需形勢。目前天然氣價格仍偏高，發(fā)電的燃料成本是煤電的3~4倍。同時，“十三五”期間“三北”許多地區(qū)存在電力盈余，也不適宜大規(guī)模新建氣電機組?？傮w來看，“十三五”期間調(diào)峰氣電主要布局在中東部地區(qū)，作為一種補充性調(diào)峰電源。
（四）加大通道外送并優(yōu)化電力調(diào)度運行
為了進一步發(fā)揮電網(wǎng)的資源配置與互濟效益，本次規(guī)劃提出依托錫盟至泰州、酒泉至湖南、山西至江蘇、扎魯特至山東、準東至華東等多條電力外送通道，實現(xiàn)跨省跨區(qū)聯(lián)合消納4000萬千瓦左右的可再生能源。
此外，規(guī)劃提出推行節(jié)能低碳電力調(diào)度，進一步優(yōu)化電力調(diào)度運行，這將有利于實現(xiàn)波動性電源與靈活性資源的最優(yōu)匹配。為此，應加強對可中斷負荷的統(tǒng)一調(diào)用，研究制定儲熱裝置、電熱鍋爐接入后的新型調(diào)度機制，科學合理利用風光功率預測信息，進一步完善日內(nèi)發(fā)電計劃滾動調(diào)整機制，以確保系統(tǒng)內(nèi)的靈活性資源發(fā)揮最大效用。
（五）實施電力需求側(cè)響
需求側(cè)響應的直接成本小，是提升系統(tǒng)靈活性最經(jīng)濟的輔助措施之一?！笆濉逼陂g，隨著“電能替代”的推進，需求側(cè)響應的內(nèi)涵也將得到擴充，在負荷特性調(diào)節(jié)方面發(fā)揮積極作用。但考慮到電力消費者參加需求側(cè)響應的機會成本不同，需求側(cè)響應的實施效果往往難以預測。因此，規(guī)劃并未就需求側(cè)響應提出具體量化目標。
通過全面實施以上各項措施，根據(jù)測算，“十三五”期間可以為電力系統(tǒng)增加調(diào)節(jié)能力4600萬千瓦以上。在優(yōu)化調(diào)整風電布局基礎(chǔ)上，可以滿足全國2.5億千瓦左右風電消納的調(diào)峰需求，使風電等新能源消納狀況得到明顯改善。
提升系統(tǒng)靈活性需政策保障
提升系統(tǒng)靈活性各類措施的落地需要有相應的政策機制保障。本次規(guī)劃也為此繪制了清晰的時間路線圖：2016年啟動東北地區(qū)輔助服務市場試點，成熟后全面推廣。2018年底前，啟動現(xiàn)貨交易試點；2020年全面啟動現(xiàn)貨市場。
目前，北方地區(qū)輔助服務的中心正在由為負荷調(diào)峰向為新能源調(diào)峰轉(zhuǎn)變，建立市場化的、激勵充裕的輔助服務機制的條件也已趨于成熟，在“兩個細則”的基礎(chǔ)上，通過對已有的輔助服務機制進行市場化改良即可較快發(fā)揮效果。經(jīng)過兩年的試運行和調(diào)整，東北區(qū)域輔助服務市場試點已經(jīng)正式啟動，為其他區(qū)域開展輔助服務市場建設(shè)提供了樣板?！笆濉逼陂g，北方地區(qū)應聚焦于調(diào)峰激勵不足的問題，推動輔助服務的市場化交易。在現(xiàn)貨電力市場建立完善之前，輔助服務市場建設(shè)將是改革過渡期推動系統(tǒng)靈活性提升的重要舉措。（來源:中國電力報/作者:杜忠明 韓小琪 王順超）
