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发电企业更要严格控制电源新开工规模,尤其在电力过剩明显地区,缓建一批已核准项目,对于部分已开工项目,具备条件的也可研究推迟或停建,合理压缩投产规模,做好风险防控。
二是提高调峰电源比重。
在严格控制电源开工规模情况下,加快抽水蓄能等调峰电源建设,建议将部分有条件的煤电机组改造为调峰机组(并建立相应调峰辅助服务电价机制),提升电力系统综合调峰能力,既能提高可再生能源发电消纳能力,也能提升高参数大容量煤电机组运行效率,从而提高全行业乃至全社会资产利用效率和效益。
三是优先开工水电和核电项目。
相比风电和太阳能风电,水电和核电不仅同样具有良好绿色低碳性能,还有发电成本相对较低和发电容量效用高的比较优势,在严格控制电源总开工规模情况下,可有序开工这两类项目,为拉动和稳定经济增长、促进电力结构绿色转型和低碳发展、保障电力中长期安全经济供应发挥作用。
四是加快清洁能源基地外送电通道建设以及城乡配电网建设改造。
经济低谷时期电力投资是拉动社会经济增长的重要动力,同时也超前储备了经济发展的电力保障基础条件;清洁能源基地外送电通道以及城乡配电网建设改造,一方面是扩大西部清洁能源在东中部的消纳市场,另一方面,配电网升级建设改造,可以满足人民生活的电能替代需求,兼顾电动汽车、充电桩以及分布式能源快速发展的接入要求。
(二)远近结合、多措并举,加快解决“弃水”、“弃风”、“弃光”问题
电力建设发展具有较长的周期性和路径依赖,要加快解决电力系统运行中存在的突出问题,从行业全局来统筹协调已建发电设施的合理运行问题。
从长远看
一方面要强化电力统一规划,真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调,区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹,健全国家规划刚性实施机制;
另一方面要调整新能源发电发展思路,风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则,鼓励中东部地区分散、分布式开发。
更重要的是要在电力系统运行中采取综合性解决措施:
一是建设跨区跨省通道,扩大可再生能源发电消纳市场。要结合规划尽快提出云南、四川和“三北”地区等可再生能源基地的跨省区消纳输电通道。
二是优化系统调度运行,提高跨省区输电通道利用效率,在更大范围内解决弃水弃风弃光问题。
三是建立系统调峰调频等辅助服务补偿机制或辅助服务市场,调动各类机组参与辅助服务市场的积极性,提高系统对非化石能源发电消纳能力。
四是加快实施电能替代,采取灵活电价机制等手段挖掘需求侧潜力,实现电力增供扩销,千方百计提高消纳可再生能源发电能力。
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