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风电拐点将至

2017-01-23 09:04来源:《国家电网》作者:曾惠娟关键词:风电消纳风电开发风电电价收藏点赞

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2016年7月,国家发改委、国家能源局出台《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》,要求在全国范围,以企业自愿、电网和发电企业双方约定的方式确定部分机组为可再生能源调峰。在履行正常调峰义务基础上,调峰机组优先调度,按照“谁调峰、谁受益”原则,建立激励机制,并将调峰情况纳入发电企业信用评价指标体系。此举无疑将改善辅助服务的政策激励,为提高电力系统调峰能力提供了保障。

针对“三北”地区的大型风电基地,可再生能源规划提出,要在充分挖掘本地风电消纳能力的基础上,借助已开工建设和明确规划的特高压跨省区输电通道,按照“多能互补、协调运行”的原则,在落实消纳市场的前提下,最大限度外送,扩大配置范围。预计到2020年,“三北”地区风电装机规模将达1.35 亿千瓦以上,其中本地消纳新增规模约3500万千瓦,利用跨省跨区通道消纳风电约4000万千瓦。

此外,风电规划对风电调度提出了更高要求,主要包括修订完善电力调度技术规范,提高风电功率预测精度,推动风电参与电力电量平衡,逐步缩减煤电发电计划,为风电预留充足的电量空间。事实上,2016年前11个月火电设备平均利用小时数已降至2005年以来最低水平,按照不久前召开的中央经济工作会议精神,火电去产能将持续。

从减少行政干预到构建市场机制,把市场的问题交给市场办

谈及弃风限电原因,市场机制缺失,省间壁垒严重,是业内共识。

研究显示,新能源发展通常会经历三个阶段:第一阶段是初步发展阶段,特点是成本高,采用固定的标杆电价;第二阶段是规模发展阶段,成本下降,电价也开始调整,政府补贴减少;进入第三阶段,新能源将参与市场竞价,政府补贴和扶持逐步退出。

显然,我国当前仍处于第二阶段。风电等新能源发展还高度依赖政策补贴,缺乏市场竞争机制,可持续发展的内生动力不足。促进成本下降和补贴退坡将成为贯穿整个“十三五”风电产业发展的重要任务。

其实,世界主要发达国家迫于可再生能源补贴力度的日益萎缩,在不断从技术、管理上寻找度电成本突破的同时,也在积极探索全新的商业模式,比如绿色发电证书、碳指标等机制的引入等。

对此,可再生能源规划提出了“坚持市场主导,完善政策机制”的基本原则,并提出建立各省(区、市)一次能源消费总量中可再生能源比重及全社会用电量中消纳可再生能源电力比重的指标管理体系。专家认为,这意味着未来我国可再生能源消纳情况的监管将更加规范严格,省间壁垒有望削弱。

风电规划制定了具体的保障措施,包括完善年度开发方案管理机制,鼓励以市场化方式配置风能资源;落实全额保障性收购制度,确保规划内的风电项目优先发电;加强运行消纳情况监管,对弃风限电问题突出、无法完成最低保障性收购小时数的地区,实施一票否决制度;创新价格及补贴机制,建立市场竞价基础上固定补贴的价格机制,适时启动实施可再生能源发电配额考核和绿色电力证书交易制度。

事实上,随着电力市场化改革的深入,国家电网公司已经开始推进可再生能源跨区跨省现货交易。2016年12月7日,宁夏可再生能源发电企业与上海燃煤发电企业通过全国统一电力交易平台完成首次跨区跨省发电权集中竞价交易,上海侧最终落地电量达6956.4万千瓦时,相当于节约标煤2.02万吨。

对于发展目标,可再生能源规划提出到2020年,风电项目电价可与当地燃煤发电同平台竞争,限电地区的风电年度利用小时数全面达到全额保障性收购的要求。在《电力发展“十三五”规划》中,则更明确地提出要把“三北”地区的弃风弃光率控制在5%以内,其他地区基本做到不弃风、不弃光。

关于建立公平有序、优胜劣汰的市场环境的一系列制度性安排一出,各界纷纷拍手称快。不过,国家能源局副局长李仰哲提醒道,现在无论是推进资源配置的市场化,还是建设各种市场,我们要防止一味地降价,这不应该是市场的方向。

相比“十二五”,“十三五”时期我国风电已从可有可无的补充能源发展到替代能源阶段。随着风电开发成本不断下降,能源需求进入中低速增长,风电开始在能源消费结构调整中扮演日益重要的角色。

“风电稳步发展需要建立平稳发展的长效机制,避免过热和过冷。”谈及风电未来发展,身处风电开发前线的新疆金风科技股份有限公司董事长助理贾立雄如是说。

风电产业,已不能承受运动式的发展之痛。

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