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风光大省的十年破局路

   日期:2021-04-16     来源:能源评论·首席能源观    浏览:3624    评论:0    
据2020年12月底的数据,甘肃省新能源装机容量为2369万千瓦,占该省总装机容量的42%,新能源利用率达95.28%,较“十三五”初提高35个百分点,增幅位居全国第一,困扰甘肃多年的新能源发展矛盾得到有效解决,推动甘肃新能源投资红色预警解禁。甘肃新能源发展走出了一条绿色发展之路。

(来源:微信公众号“能源评论•首席能源观”ID:CEO_ER 作者:王祎一)

曾经阵痛

甘肃风能、太阳能等新能源资源丰富。尤其是甘肃省酒泉市,是我国首个千万千瓦级风电基地和百万千瓦级光电基地,拥有“世界风口”“世界风库”等资源优势。据了解,甘肃风力发电可开发量为6000万千瓦,光伏可开发量为4000万千瓦,目前开发比例均为20%左右,主要集中在河西走廊。自2007年国家批准在甘肃酒泉地区建立国内首个千万千瓦级风电基地以来,甘肃新能源经过近十年快速发展,可谓“遍地开花”。但由于新能源的不稳定性等原因,2016年,甘肃省新能源产业被国家能源局列为“风电红色预警区域”。

之所以出现这个困局,业内多位新能源专家认为主要是以下三个因素造成的:其一,新能源电场建设周期短,新能源发展的速度远远超过了配套电网建设的速度。其二,甘肃工业发展水平低,用电量有限,甘肃新能源的装机容量和发电能力明显过剩。其三,甘肃向省外输送富余电量的输变电通道不足。通俗地说就是:规模大、用量少、送不出。

过去十年,特别是“十二五”时期,我国新能源发展势头迅猛。根据甘肃省发改委发布的信息可知,仅甘肃一省,自2010年以来,新能源装机容量就从147万千瓦猛增到2369万千瓦,翻了16倍之多,算上火电和水电,目前甘肃全省电源总装机容量5620万千瓦,新能源装机占全省总装机容量的42%,装机容量位居全国第七位,并且超过火电成为省内第一大电源,甘肃电网已发展成为典型的“绿色电网”。

而从2010年至2020年,甘肃电网最大负荷仅从1100万千瓦涨到1731万千瓦。中间个别年份因为整体经济下行,甘肃省内售电量还出现负增长。可见,甘肃省内用电负荷的增长速度远远低于新能源装机容量的增长,省内新能源消纳空间严重不足,需开拓省外市场增加消纳空间。

由于经济欠发达,甘肃自身消纳能力有限,大量富余电力需要外送,却遭遇难题。其中,最为关键的因素是电源发展速度远远超过电网建设速度,受当时的种种因素制约,这两者之间的匹配程度没有得到很好的规划。这一情况在2010年前后表现得尤为突出。

据了解,新能源从立项到审批的周期短,而相关电网建设即使审批立项完成,最快的建设周期也需2~3年。

2014年,全国首个千万千瓦级新能源基地在甘肃酒泉建成,但因为新能源集中在甘肃河西地区,电网网架结构薄弱,仅通过西北—新疆联网送出通道将新能源送出。受累于当时的电网稳定问题,送出能力有限,且与新疆火电及新能源外送共用通道,此消彼长,甘肃新能源经历着发展的阵痛。

在此情况下,国家加速核准上马建设甘肃酒泉至湖南±800千伏特高压输变电工程,为甘肃的新能源远送湖南开辟一条专属的“高速公路”,该工程于2015年6月开工,2017年6月建成,显然比酒泉风电基地建设滞后2~3年,电网建设的滞后影响了新能源的外送。2015~2016年正是甘肃新能源弃电率最高的年份,风电利用率在56%左右,光伏利用率在74%左右。

此外,我国电力负荷中心集中在东部沿海发达地区,而新能源电力富集的西北地区整体经济欠发达,新疆、宁夏、青海各省(区)均存在新能源富余的情况,只靠西北电网在区域内各省份间消纳富余新能源,完全不能满足消纳要求。在整体用电需求不足、装机过剩的情况下,西部富余电量南下势必对当地发电企业的效益产生一定影响,中东部和用电大省消纳外省新能源的意愿不强。多种因素叠加,甘肃新能源的发展波折不断。

专家们对该情况的共识是:要破解西部省份弃风、弃光困局,需要从更高层面加强规划设计,盘活全国新能源生产、输送与消纳,形成全国“一盘棋”。为此,在2014年至2018年间,国家能源局和相关省(区)政府密集出台了多份指导性文件,采取了点对点外送的一系列措施,例如甘肃直送湖南,新疆直送安徽等等。

2020年甘肃新能源出力单日波动最大达1142万千瓦,当日风电最大出力达到922万千瓦,最小出力几乎为零。新能源的随机性、波动性、间歇性等特性决定了要实现其有效消纳,必须拥有相应规模的常规电源作为调峰电源,以解决系统调峰能力严重不足的问题。

据悉,2020年甘肃省内用电平均峰谷差为250万千瓦,省内总调峰需求超过1000万千瓦以上。而甘肃电网的调峰能力受火电开机方式、供热供汽、水电运行方式影响较大。甘肃火电机组70%为供热机组,水电大部分为日调节电站,电网调峰能力大约为650万千瓦,不能满足调峰及新能源消纳、大规模外送的需求。种种原因导致甘肃曾经在2016年前后为全国弃风、弃光最严重的省(区、市)之一。

协力破解

事实上,为解决上述问题,发电厂和电网企业携手努力,一系列助推绿色发展之路的各种措施相继出台。

2017年后,甘肃全网新能源利用率逐年提升,由2016年的60%左右提升至目前的95%,尤其是2017~2019年,连续三年利用率升幅超过9个百分点,升幅居全国第一。2020年甘肃新能源消纳率更是达到了前所未有的95%,新能源消纳难题得到有效解决。

从地理位置上来看,甘肃电网区位优势明显,作为西北电网中心,其是西北电网功率交换枢纽,通过18条750千伏跨省线路与陕西、宁夏、青海、新疆联网运行,承担甘肃、青海、新疆三省(区)新能源、黄河上游水电西电东送的重要任务。

近年来,甘肃省不断加强电网建设,提高跨省输电能力,网架结构持续补强。“十三五”时期累计电网投资543亿元,较“十二五”增长24%,变电容量、线路长度分别达到1.2亿千伏安、7万千米,分别是“十二五”末的1.35倍和1.15倍,城乡电网户均停电时间减少6.14小时,甘肃电网安全稳定运行超过30年。

在750千伏河西第一通道与河西第二通道建设的基础上,甘肃省陆续建成投运了河西走廊750千伏第三通道及一系列330千伏配套送出工程,满足了新能源项目接入和电力外送需要,强化了西北电网东、西部电气联接,打通了河西新能源外送通道。2017年甘肃与宁夏、陕西等省实现省际间全部解环运行,提升了省际间交换能力,省间功率交换能力较2010年增长近6倍,省间年交换电量增长2.6倍,电力外送20个省市。2017年6月,800千伏酒泉至湖南特高压直流输变电工程(祁韶直流)投运。截至2020年年底,通过800千伏祁韶输变电通道甘肃输送湖南电量超过650亿千瓦时,为甘肃新能源消纳做出了巨大贡献。另外,天中、吉泉、青豫3条特高压直流过境甘肃,形成了“枢纽型、外送型、清洁型”的坚强电网,甘肃大送端绿色电网的格局初步形成。

探路市场

发展的问题需要在发展中破解。在甘肃新能源发展之路上,不能忽视省内现货市场试点和调峰辅助服务市场建设的作用。

现货市场是利用市场化手段解决新能源随机性和波动性的最有效手段。甘肃是国家首批8家电力现货试点单位之一,2018年12月27日开始模拟试运行,2020年4月在国内首家实现完整月长周期结算试运行。从8月开始,连续长周期结算试运行,成为全国运行时间最长的现货市场。运行期间,现货市场出清价格随新能源发电变化在0.05元/千瓦时和1元/千瓦时之间波动,价格信号明显,引导常规发电企业主动调峰,化解调峰难问题。

甘肃调峰辅助服务现有火电深度调峰、启停调峰,电化学储能以及负荷侧调峰等多种类型,各类型相辅相成,齐头并进,对于提高新能源利用率发挥了较大作用。

为破解调峰难问题,2018年4月1日国网甘肃省电力公司在西北区域内首家启动省内调峰辅助服务市场,激励火电机组进行灵活性改造,在新能源发电高峰期间,降低火电出力至50%以下。对于电源企业而言,以市场化手段参与调峰等辅助服务,可使各类电源在分担责任时尽可能实现利益最大化。火电盈利模式得到扩展,火电全年通过辅助服务市场获取较大收益,促进了火电行业健康发展。

同时,市场运营对火电机组灵活性改造的激励作用不断显现。另外,除省内调峰辅助服务之外,西北电网还启动了跨省调峰辅助服务市场,以及负荷侧辅助服务市场,引入用户侧资源,增加调峰能力。

2020年3月21日,甘肃电网需求侧资源辅助服务市场应运而生,成为西北第一家运营负荷侧电力辅助服务市场。按照用户“自愿申报、公平竞价”的原则,通过市场化手段引导用户参与系统调峰,激发用电企业参与辅助服务的积极性,发掘用电企业参与调峰的巨大潜力,形成多方受益的良性循环,促进新能源消纳和降低企业用电成本。截至2020年年底,共计15家企业参与负荷侧调峰市场,增加调峰空间52万千瓦,增发新能源电量4945万千瓦。

在以上关键措施得以实施的同时,自2013年起,甘肃在国内率先开展自备电厂发电权置换交易,现货模式的自备电厂发电权交易可以做到与新能源发电特性完全匹配,目前已累计置换电量230亿千瓦时,其中2020年置换电量90亿千瓦时,提升新能源消纳能力180万千瓦,通过置换,新能源利用效率得到提升、用户用能成本得到降低。

绿色之路

发电量大于市场需求时,在用电低谷期间把绿色能源储存起来就显得非常迫切,大规模储能技术的应用是新能源绿色发展之路上的又一个有效举措。

2020年8月,网域大规模电池储能国家试验示范项目——甘肃酒泉中能布隆吉储能电站并网成功,该项目是已建成运行世界单体容量最大的电网侧电化学储能电站。预计2021年电站通过参与省内调峰市场可增加新能源发电量5000万千瓦时。

甘肃省电力供给能力远大于用电需求,做大外送市场蛋糕是优化资源配置的必然要求。甘肃省从政府到相关企业均形成一个共识,甘肃富余的电需要大规模外送,为此甘肃省政府与山东、湖南等多个省签订了政府间的战略框架协议。通过电力外送把富余电力输送到中东部负荷中心,在助力东部省份大气污染防治和蓝天工程的同时,扭转了甘肃省电源企业亏损局面,支撑了甘肃省内用电成本的降低,促进了行业健康可持续发展。

“十三五”期间,甘肃省电力累计外送1626亿千瓦时,火电企业增加收益223.8亿元,新能源企业增加收益297.4亿元,水电企业增加收益20.3亿元。甘肃省充分发挥电网区位优势,利用大电网互联优势,通过常规能源与新能源打捆,向北京、湖南、广东等20个省(市)送电,近三年甘肃外送电量增长均在100亿千瓦时以上。2020年完成外送520亿千瓦时,提高省内火电发电小时数1800小时。

按照国家能源局2020年3月底发布的新能源监测预警结果,甘肃风电预警结果总体为橙色,其中河东地区为绿色;光伏评价结果河西地区为橙色,其他地区为绿色。这标志着自2016年开始的新能源红色预警正式解除,为甘肃新能源产业健康可持续发展创造了条件,省内新能源发展迎来新的契机。2021年是“十四五”规划开局之年,国家“碳达峰”“碳中和”目标的提出,为甘肃乃至全国新能源发展注入了新动能,未来可期。

 
 

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