19.67GW！未来5年东北地区光伏或将爆发

 

通知指出东北地区近年来面临的两大主要问题：一方面是东北地区出现较严重的电力供大于求局面，电力消纳及系统调峰困难；另一方面是去年入冬以来，受气候条件、燃煤供暖、秸秆燃烧等因素影响，还出现了持续性严重雾霾现象。

 

《新文化报》拍摄的吉林长春冬季雾霾对比

这些问题不解决，将对东北地区经济健康持续发展及人民群众生活质量提高产生不利影响。为加快解决东北地区电力消纳、系统调峰等问题，促进能源清洁发展，减少大气污染，国家能源局主张，以坚持整体推进、统筹推进、多措并举、分类指导为基本原则。以力争到2020年，东北地区电力供需实现基本平衡，弃风率显著下降；初步形成安全稳定、结构合理、调节灵活的电力系统，建立适应多种电源消纳的电力市场机制；减少散烧煤、生物质燃料直接燃烧，提高能源供应清洁化水平，降低大气污染排放为主要目标。

 

中电联数据显示截止2014年底，东北三省一区总电力装机量为185.24GW，其中水电占9.44GW，火电占135.1GW，风电占35.7GW，太阳能发电占2.996GW（东北三省仅为142MW）。清洁能源产电仅占全部的25.9%。据国家能源局2016年第一季度数据显示上述地区风电弃风率为30%。太阳能弃光率为0%。国家能源局要求弃风限电比例超过20%的地区不得安排新的建设项目。

 

 

 

在绥中电厂改接华北电网工程增加向华北送电2000兆瓦的基础上，进一步加大外送通道工程建设力度：

一是今年开工建设扎鲁特至青州±800千伏直流工程，2017年建成投产，促进东北地区各类电源外送。扎鲁特工程通过10回500千伏线路汇集东北四省（区）盈余电力。作为扎鲁特－青州±800千伏特高压直流输电工程的主要组成部分，吉林-扎鲁特电力外送项目群成为吉林电网电力外送的重要输出通道，项目群此次开工的长岭、向阳500千伏输变电工程交汇于±800千伏扎鲁特换流站，将省内盈余电力送往“三华”电网负荷中心。

二是2019年力争实现赤峰地区（元宝山）电厂改接河北电网工程建成投产，增加清洁能源富集的赤峰地区向华北地区送电约2000兆瓦。力争实现白音华2×60万千瓦项目改送江苏电网工程建成投产。

三是加快推进徐大堡核电外送华北通道前期论证工作，结合“十三五”电力规划编制，提出可行的徐大堡核电消纳方案，统筹研究新增东北向华北送电可能性。

（二）控制火电与风电建设节奏

一是严格控制煤电新增规模及建设节奏。在东北地区取消煤电项目1900兆瓦，缓核煤电项目2100兆瓦，缓建煤电项目3570兆瓦，控制煤电集中投产势头。

二是科学控制风电新增规模及建设节奏。弃风限电比例超过20%的地区不得安排新的建设项目，结合风电消纳情况，合理安排风电项目建设节奏，缓解弃风压力。

三是引导热电有序发展。新增采暖需求优先通过建设背压热电机组解决，充分发挥背压热电机组供热能力强、机组容量小的优势。严格限制现役纯凝机组供热改造，确需供热改造满足采暖需求的，需同步安装蓄热装置，确保系统调峰安全。

四是加强项目建设监管。加强电力项目建设事中、事后监管，严厉查处电力项目违规建设行为。

（三）加大淘汰落后产能力度

进一步淘汰污染物排放不符合国家环保要求且不实施环保改造的煤电机组，特别是单机300兆瓦以下，运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组。鼓励通过新建背压热电机组或实施背压改造，加速替代现役落后火电机组。“十三五”期间，东北地区力争再淘汰落后火电机组3500兆瓦。

（四）加速推进煤电机组超低排放和节能改造

力争2018年前东北三省300兆瓦及以上燃煤机组（约28000兆瓦）全部完成超低排放改造，具备条件的煤电机组要在2018年前完成节能改造，大幅降低大气污染排放，提升能效水平。辽宁省力争2017年完成超低排放和节能改造任务。

（五）大力推进电能替代

鼓励东北地区在居民采暖、生产制造领域，推广或试点电采暖、工业电锅炉（窑炉）等。支持电能替代用户参与电力市场竞争，与风电等各类发电企业开展电力直接交易，利用低谷风电资源降低电能替代用电成本。
2016年，在东北地区选择若干地区开展电能替代试点示范，鼓励先行先试，编制实施方案，在功能、工农业生产等领域，实施以电代煤、以电代油。

（六）提高系统调节能力

一是加快规划内抽水蓄能、燃气调峰等调峰电源建设进度。加快建设辽宁清原、兴城、庄河，吉林敦化、桦甸、蛟河，黑龙江荒沟、五常、尚志抽水蓄能电站，尽快发挥调峰作用。根据天然气供需形势，规划建设燃气调峰电源项目。

二是实施燃煤电厂灵活性提升改造工程。2016年，在东北地区选取第一批10家燃煤电厂进行灵活性提升改造试点，提高调峰能力，在技术上缓解东北地区冬季调峰问题。2017年以后，系统推进燃煤电厂灵活性改造。

三是推进节能低碳电力调度。国家能源局会同相关部门，制定《节能低碳电力调度办法》，结合电力市场建设，进一步优先调度非石化能源发电资源和高效清洁煤电。

四是加快储能、燃料电池技术研究与应用。开展全钒液流电池等多种储能技术示范工程，促进可再生能源消纳。成立燃料电池发电技术创新协作平台，促进多方合作，推进燃料电池技术进步与应用。

（七）加快电力市场建设

按照国家电力体制改革工作统一部署，加快推进电力市场建设，形成促进电力消纳的市场机制。

一是有序放开输配以外的竞争性环节电价，分步实现公益性以外的发、用电侧价格由市场形成。在电力市场建成前，进一步完善发、用电侧峰谷分时电价制度，继续执行煤电价格联动机制，逐步扩大直接交易、竞价等市场形成价格范围，充分发挥价格信号引导电力消费、促进移峰填谷的作用。

二是建立和完善辅助服务市场，开展东北区域电力辅助服务市场专项改革试点，鼓励各类发电企业或用户参与调峰服务，并按规定获得合理补偿收益。

三是由国家能源局会同相关部门制定东北各省（区）风电、光伏发电保障性收购性利用小时数，东北各省（区）要严格执行，确保可再生能源优先发电。

四是加快推动电力体制改革相关工作，抓紧制定电改实施方案。

（八）丰富能源生产方式

一是推进燃煤生物质耦合发电。结合秸秆禁燃要求，在东北地区选择有条件的燃煤电厂进行秸秆、污泥掺烧改造试点，促进生物质燃料消纳，降低电厂煤耗，减少生物质直接焚烧污染。

二是落实中央城镇化会议精神，建立新型城市多种能源综合协同、绿色低碳、智慧互动的供能模式，选择大连庄河等若干城市开展智慧能源城市示范和海岛（镇）微网试点。

三是鼓励在酒店、宾馆试点实施热电冷水汽五联供，提升能源利用效率。

四是借鉴河北雄县模式，因地制宜，积极利用地热资源，实施清洁供暖。

五是积极推动徐大堡核电前期工作，争取尽早开工建设。