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“弃风弃光”缘何成为“不治之症”?

发表于:2017-05-11    

2017年1月,国家能源局发布了《2016年风电并网运行情况》,全年“弃风”电量497亿千瓦时,超过三峡全年发电量的一半,全国平均“弃风”率达到17%,甘肃、新疆、吉林等地“弃风”率高达43%、38%和30%,今年一季度全国“弃风”电量135亿千瓦时,全国平均“弃风”率16%,业内震惊,业外惊诧。其实严重“弃风”并非偶发事件,2011年全国“弃风”电量就已达到123亿千瓦时,“弃风”率约为16%,此后愈演愈烈,“弃风”成为能源和电力行业的心腹之疾。7年间,全国累计“弃风”电量达到1500亿千瓦时,直接经济损失800亿元以上。国外虽然也偶有“弃风”,但如此大面积、长时间的严重“弃风”,却只唯我独此一家。

《中华人民共和国可再生能源法(修正案)》明确提出“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度”,自2010年4月1日施行至今已7年,这期间我们并非没有努力,各方对“弃风”问题密集调研,诸多机构发布研究报告,解决“弃风”问题的建议屡见于两会提案之中,能源主管部门每年都出台相关政策文件。但很遗憾,这些调研、报告、建议和政策收效甚微。更让人难堪的是,“弃风”未平,“弃光”又起。2016年仅西北地区“弃光”电量就达70亿千瓦时,平均“弃光”率近20%,新疆、甘肃“弃光”率高达32%、30%,2017年一季度“弃光”电量27亿千瓦时,全国平均“弃光”率达到13%。我们不禁要问,“弃风弃光”缘何成为“不治之症”?症结究竟何在?新能源消纳难题该当如何破解?





“弃风弃光”根源在于体制机制

纵观各类研究报告和建议,“弃风弃光”原因分析主要集中在电源、电网、负荷等三个系统要素上。电源方面,目前风力和光伏装机主要集中在“三北”地区(东北、西北、华北),占全国的比重为77%和68%,且以大规模集中开发为主。“三北”地区电源结构以煤电为主,燃煤热电机组比重高达56%,采暖期供热机组“以热定电”运行,导致系统调峰能力严重不足,不能适应大规模风力和光伏发电消纳要求。

电网方面,“三北”地区大部分跨省跨区输电通道立足外送煤电,输电通道以及联网通道的调峰互济能力并未充分发挥,对风力和光伏发电跨省跨区消纳的实际作用十分有限。负荷方面,电力需求侧管理成效不明显,峰谷差进一步加大影响了风力和光伏发电的消纳。上述原因委实存在,但为何多年无法解决,产生了“抗药性”?进一步剖析内因不难发现,体制机制才是导致“弃风弃光”的根本原因。

长期以来,我国电力管理运行以执行“计划”为主。电厂、跨省跨区通道实行计划电量,调度部门通过具体运行安排实现计划目标即可。具体调度方式是充分“计划”的,通过提前安排电厂发电曲线、输电通道送电曲线等,实现系统安全稳定运行。即使是收益也是被“计划”的,各类电源上网电价通过成本加合理收益率确定,由电网企业统购统销。在严密的统一计划安排下,大家原本相安无事,各得其所。但是风力和光伏发电出现后,规矩变了,这俩新成员姿势不定,走位飘忽,何时能发电、能发多少电完全看天吃饭,无法被“计划”,并且这俩新成员还自带光环,优先级高人一等。这让当前按“计划”安排的运行机制感到极大不适应,所暴露出来的问题只是现有电力体制不适应不可计划“新物种”的外部反映。

当前我国北方地区饱受雾霾困扰,大力发展清洁能源已成社会共识,电力行业积极相应,为充分消纳风力和光伏发电铺路搭桥,例如:煤电、水电等常规电源按照自身设计能力随时接受统一调度,为风力和光伏发电让路;电网企业面临政府监管和社会舆论巨大压力,也已尽量减少“弃风弃光”电量;能源主管部门更是三令五申,为“弃风弃光”问题操碎了心。可以说,相关单位已尽了本分,但仍有很大潜力没有发挥出来,原因就是欠缺能够充分挖掘各方主观积极性的体制机制。比如对于煤电企业,近年来利用小时数不断走低,企业经营已十分困难,若实施灵活性改造,既需要增加投资、又有可能影响自身发电量,何苦要主动革自己的命?比如对于电网企业,收购风力和光伏发电的价格与煤电相同(不含补贴),若突破常规调度方式接收风力和光伏发电,安全风险有所增加,却没有额外收益,何来主观积极性?比如对于某些地方政府,省内煤电比省外风力和光伏发电价格更低,而且多用省内煤电还可增加当地财政收入,为何要接收省外风力和光伏发电?比如对于用户,用电价格与风大风小、晴天阴天完全无关,而且不掌握相关信息,如何积极使用风力和光伏发电?凡此种种都在警示我们,是时候大力推进电力体制机制改革了!

责任编辑:solar_robot
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