2021年12月08日 | 从西北现状看新能源如何参与市场

中国储能网讯：文 | 绿色和平国内低碳发展政策研究项目组

中国的可再生能源发展发展迅速，2020年并网风电和太阳能发电的新增装机合计11987万千瓦，占2020年新增发电装机总容量的62.8%，连续四年成为新增发电装机的主力。而在昆明举行的生物多样性公约大会上，习近平主席提出，中国将“大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目”，更加引起国际社会的关注。中国西北地区风能、太阳能资源十分丰富，全区域风电可开发容量3.48亿千瓦，光照年总辐射量在5300～6950兆焦/平方米之间，目前已建成甘肃酒泉、新疆哈密两个千万千瓦级的新能源发电基地。2020年上半年，西北电网新能源累计并网容量达到10513万千瓦，占统调总装机容量的四分之一，已超过西北地区最大负荷。在国家双碳目标的指引下，西北地区新能源也将进入大规模发展和高比例并网阶段，如何解决西北地区的可再生能源消纳问题在全国乃至全球都极具代表性。

关于如何解读新形势下西北电网新能源消纳现状，中国能源研究会研究员、国家能源局西北监管局原局长黄少中在与国际环保组织绿色和平的对谈中，针对西北如何平衡多种能源灵活出力以促进新能源高比例接入电力系统、减少弃风弃光现象以及特高压配套电源的煤电打捆等问题，分享了他的主要洞见。

不能就西北论西北

黄少中表示，自双碳目标提出以来，西北地区发展新能源的积极性十分高涨，可以预见，西北地区可再生能源装机的规模将扩张迅猛。在新的形势下，可再生能源的快速发展是必然的趋势，但同时也凸显了可再生能源对电网安全的影响以及其消纳问题。相比于新能源装机近40倍增长，过去八年来西北电网的最大用电负荷和用电量增长均不到3倍，用电空间难以匹配消纳需求。西北地区的可再生能源消纳应该放在全国范围来考虑，而不是就西北论西北。如果就西北论西北，可再生能源消纳的问题将成为无解，比如青海和甘肃都是大部分可再生能源的基地，除本地供给之外，更多的是要外送至中东部等负荷中心，以及提高外送通道中输送的可再生能源电力比例。

西北地区在大力发展新能源的同时，也在建设大型煤电机组，特高压配套电源打捆煤电的情况在推动可再生能源发展的同时也拉高了对煤电的需求。对此黄少中表示，目前打捆外送电力中新能源占比仍然偏小，大部分是煤电。西部地区建设大型煤电基地，主要是因为那里煤价低，外送通道较完备，因此可发挥重要的跨区域电力输送的作用。但同时，在这过程中需要严控跨区外送可再生能源电力配套的煤电规模。不过黄少中补充道，刚出的政策明确提出，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%，这将有可能充分发挥外送通道促进清洁电力使用的作用。

绿色和平在2020年6月发布的《中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究》报告中指出，跨区输电是解决新能源消纳、加强区域资源互济的重要渠道，有助于消纳送端省份富余电力、减少受端省份煤电规模，对送端和受端省份都有明显的利好效应。但中国电力交易形成了“省为实体”的格局，为了保护本省经济或发电企业利益，往往不愿意接收外来电力，人为地阻碍了跨区输电，形成了省间壁垒。从资源经济性角度看，跨区输送的清洁电力的价格通常要低于本地的标杆电价，在市场化的竞争中有明显的成本优势。因此，要继续完善电力中长期交易、现货交易等市场机制，发挥跨区输电的经济性优势，减少人为抬高输配电价或施加行政手段限制交易等行为，避免地方政府以邻为壑，只顾自己发展。

打破省间壁垒

新能源外送不能只考虑送端

结合西北地区的实际情况，黄少中也表示省间壁垒是西北新能源外送中遇到的一个主要障碍，需要研究和完善外送电力的分配机制。许多位于东部负荷中心的受电省份实际的受电意愿并不强烈，主要原因是如果全部使用外送电力的话，它本地的能源工业、电力工业或者新能源行业的发展空间将受到限制，且相较于本地自供来说，使用外送电力对于本地的就业和税收也没有帮助。另外，外送电力价格不宜过高，以凸显外送电力相较于本地的平均上网电价的价格优势，这也对西部地区形成了巨大考验。解决新能源外送的问题需要建立长效的跨省跨区新能源机制。政府要组织资源、牵线搭桥，市场机制要建立起来，将新能源纳入其中。在机制建立层面，除了要保障电源侧和电网侧的协同，还要确保用户端也能享受到好处，以提升购电意愿。发电是否有售电对象、生产和输送电力的成本等都是需要考虑的问题，今后随着可再生能源装机量的进一步扩增，西北地区外送电可能面临的挑战将会更多。

黄少中强调，东部省份实际上本地发展煤电装机空间有限，新能源空间也十分受限，但由于存在一些省间壁垒或观念问题，当地首要选择自己来保障。但实际上很难保障，也不符合资源优化配置的要求——发展火电不符合环保要求，发展新能源的成本又比西部的高。整体来说，跨省或跨区域方面的市场机制还有待于完善，远距离输送电力实施起来往往没有那么顺畅。

因此，在解决西北可再生能源消纳问题的方面，要多措并举、综合施策。西北区域资源禀赋优，装机规模大，但是就地消纳难，调节能力差。总结下来主要的问题是，用电空间装不下，输电通道送不完，安全运行密度低，网源结构不协调。解决这些问题，需要切实发挥市场配置资源的决定性作用，不断健全完善电力市场机制，密切结合区域新能源发展实际，针对问题做到有的放矢。在更大范围内进行资源优化配置，有效突破省间的壁垒，使各个单位形成合力，部门和企业形成合力，促进新能源消纳。黄少中表示，为进一步深化区域电网互济，需要研究如何扩大新能源跨区交易规模和品种，完善新能源“电量库”运营机制，以及强化电网安全稳定运行和调度管理水平。西北电网新能源“电量库”的概念是将西北电网的各类电能资源在电量库中打捆汇集，实现能源资源大范围配置、余缺互济，提升灵活性和调峰，平抑新能源出力的随机性波动，以扩大西北新能源消纳水平和电力外送规模。

以青海为例

看西北新能源消纳现状

在西北地区，青海已实现电力供应高比例依靠可再生能源。基于黄少中在青海省的实际调研经验，他以青海为例介绍了发展高比例可再生能源发电的经验，以及对未来工作的建议。

黄少中表示，青海有望成为率先实现煤电转型的示范省份，因为它本身煤电占比也不多了，但是要妥善解决冬天供热问题。全西北电网热电联产机组比例已超过火电装机的50%，在冬季供热期系统调峰能力十分紧张，同时由于系统转动惯量持续下降，频率稳定的压力也越来越大。青海是国家能源局设立的新能源示范省份，更应该大力发展新能源，首要就是增加外送，深化互济。同时青海也在积极发展储能、多能互补、源网荷储等配套措施，尤其是消除供暖期调峰能力不足对新能源电量消纳的制约。要实施新能源消纳，政府要有为，市场要更有效。首先，政府需发挥主观能动性，在政策上起到调控作用，例如通道的建设规划，建立价格政策和交易机制等，需要政府有关部门发挥更好的作用。市场的作用则是决定配置资源，通过发挥它灵敏的调节作用，使用价格信号。完善的市场机制能够更好地促进煤电转型，也可以促进新能源消纳。

在市场方面，黄少中认为，除了中长期和现货电力市场通过价格引导推动新能源发展，辅助服务市场也同样重要。青海的储能发展机制存在电网侧共享储能等多种形式，以及参与辅助服务交易的多种方式。2018年，青海省首次提出“共享储能”理念，将独立分散的源网荷各端储能电站资源进行全网优化配置，为全网提供电力共享。目前接入电网侧的储能电站还比较少，但是已有项目在为电网调峰方面提供了突破口。例如鲁能海西格尔木的多能互补共享储能电站在2020年4月及之前的10个月内累计放电1905万千瓦时，其中电网调峰调用电量1733万千瓦时，交易电量占比91%，年化利用小时数542小时，获得调峰服务费1290万元。但目前对于储能电站的接入缺少统筹规划，且储能系统处于示范项目向商业化初期的过渡阶段，储能成本虽逐步下降但短期内仍无明显优势。

在未来的工作中，需要进一步统筹储能项目的发展规划，做好储能在电网中的布局配置，促进共享储能健康有序发展，并完善电力辅助服务市场的运营规则，丰富储能参与辅助服务的类型，推进形成储能价格机制，加快储能参与电力市场的进程。最后，需要充分发挥区块链共享储能技术，实现储能交易信息共享，保证交易数据的安全性和公信力。随着辅助服务市场的不断完善，青海的“共享储能”模式将对全国推广形成良好示范。几个市场的相互融合促进也有利于有效市场机制的完善以促进新能源项目的发展。而国家也发布了一系列利好政策鼓励储能产业发展。此前国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确指出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能装机规模达3000万千瓦以上；到2030年，实现新型储能全面市场化。

绿色和平在2020年11月发布的《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》报告中指出，面向未来高比例可再生能源接入的电力系统，中国当前电力系统整体灵活性不足，难以支撑高比例可再生能源的发展，需要从电源侧、电网侧和用户侧充分挖掘现有灵活性资源的潜力。对于储能，要优化增量，重视其在电源侧、电网侧和用户侧的协调发展及应用。而同时，也要着重发展电网互联互济、储能、需求响应等多种灵活性资源。

结语  

随着新能源技术的发展，未来可再生能源成本将进一步降低，如何解决西北地区的可再生能源消纳问题在全国乃至全球都极具代表性。可再生能源资源禀赋优异的西北地区在电力系统转型方面的实际案例和经验可以为全国进一步构建以可再生能源为主体的新型电力系统提供镜鉴。绿色和平建议，各省级政府应积极配合中央政府履行“严控煤电项目”的承诺，谨慎核准新增煤电项目，充分挖掘现有发电机组的容量价值和调节能力，结合需求侧响应设定科学的电力保障路径，并将电力系统灵活性提升目标纳入中长期电力规划，助力省内电力部门的深度脱碳。