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“十二五”以来,我国风电和光伏等新能源发展迅速,新能源已成为我国能源转型的重要引擎之一。根据相关统计,截至2016年底我国风电和太阳能并网装机容量已分别达到1.47亿千瓦和7800万千瓦,均位居世界首位。但是,在装机容量快速增长的同时,新能源消纳问题日益突出,弃风和弃光问题也愈发严峻。根据国家能源局公布的统计数据,2016年前三季度全国弃风电量394.7亿千瓦时,平均弃风率19%,甘肃、新疆弃风率均超过了40%。
《电力发展“十三五”规划》(以下简称“规划”)提出,2020年全国风电装机达到2.1亿千瓦以上,太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上;“十三五”期间风电和太阳能装机将分别新增8000万千瓦和7000万千瓦以上,解决消纳问题是新能源发展面临的重大课题。本次规划提出优化调整风电开发布局,按照集中开发与分散开发并举、就近消纳为主的原则发展风电。在此基础上,规划首次提出“加强调峰能力建设,提升系统灵活性”,并把其作为规划十八项重点任务之一。
“提升系统灵活性”是一项系统性工程,推进中既要明确各类措施的功能定位,又要与电力市场化改革紧密结合,力争以较低的代价和较短的时间提升我国电力系统的调节能力,尽快将弃风、弃光控制在合理水平。
“三北”地区新能源消纳问题分析
我国北方地区风光资源丰富,目前近80%的风电装机分布在“三北”地区,而弃风问题主要集中在“三北”地区。
“三北”地区风电弃风严重的主要原因在于系统调峰能力不足。一是“三北”地区抽蓄和气电等灵活性电源少,现役抽蓄装机仅有697万千瓦,在华北布局较多的现役气电机组则多为联合循环的热电联产,调节性能十分有限。二是热电机组总量较大,达到1.7亿千瓦,热电在供热期“以热定电”运行,基本不参加调峰,造成供热期系统运行十分困难。三是自备火电机组目前基本不参加日常调峰,加剧了调峰困难。四是纯凝煤电机组调节能力有限,目前作为“三北”主力电源的纯凝煤电机组平均最小技术出力率在50%左右(部分新建机组最小技术出力可达到40%),相比而言,丹麦、德国等国煤电机组的最小技术出力率可达到15%~20%,我国煤电机组调节能力潜力巨大。五是省间调剂偏弱。例如,西北五省的电源结构具有一定的互补特性,也具有一定规模的省间输电通道,但囿于缺乏完善的市场化机制,省间互济作用并未得到充分发挥。
电力需求放缓也是“三北”地区风电消纳困难的重要因素。近些年“三北”地区用电负荷增速缓慢,新能源消纳空间整体不足。
提升系统灵活性的主要措施
(一)推动实施煤电机组灵活性改造工程
煤电机组灵活性改造将是“十三五”期间破解新能源消纳难题的最重要举措。研究表明,对热电灵活性改造的全社会收益成本比在2~3之间,经济性明显高于新建调峰气电等措施。
预计到2020年,“三北”地区热电联产总规模将达到2.5亿千瓦,供热期调峰压力将进一步加大,提升热电机组运行灵活性迫在眉睫。依照北欧地区的经验,提升热电机组的灵活性需全面考虑效率、排放、寿命等关键因素,一方面通过加装储热装置,实现“热电解耦”运行;另一方面通过对锅炉和汽机本体进行改造,增加机组热电比、降低供热强迫出力。本次规划提出了对1.33亿千瓦热电机组进行灵活性改造。
由于西北和华北地区在供暖期仍有一定量的纯凝机组开机,仅通过对热电进行灵活性改造仍难以将弃风率降低至合理水平。为此,本次规划提出在全国改造8600万千瓦常规纯凝煤电机组。“十三五”期间,将优先改造30万千瓦级及以下的低参数煤电机组,引导该部分机组逐步向调峰电源转型;根据需要确定60万千瓦级机组的改造规模;大容量高参数高效率的机组则应尽可能保持较高的运行负荷率。
通过实施煤电机组灵活性改造,一般情况下热电机组可增加20%额定容量的调峰能力,供热期最小技术出力率达到40~50%,储热系统具备5~7小时的运行能力;纯凝机组一般可增加15~20%额定容量的调峰能力,部分改造条件较好的电厂,争取达到国际先进水平,不投油助燃,纯凝工况下,机组最小技术出力率达到20~25%。
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