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3.1.火电供给侧改革显著提升火电利用小时数
在去产能的政策背景下,火电投资额放缓,火电利用小时企稳。2017年3月,“两会”政府工作报告中提出,2017年要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上,防范化解煤电产能过剩风险。《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》提出,2020年煤电装机力争控制在11亿千瓦以内,力争淘汰火电落后产能2000万千瓦以上。2017年火电基本建设投资完成额为2699亿元,同比下降20.8%。随着投资增速的放缓以及对落后产能的淘汰,火电供给侧改革降低对火电利用小时的冲击,2017年全年的火电利用小时数为4209小时,比上年同期增加44小时,已有企稳迹象。
3.2.政策助推水电消纳,弃水状况改善
2017年,国家发展改革委、国家能源局印发了《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《关于促进西南地区水电消纳的通知》。通过各方努力,可再生能源并网运行有较大改善。2017年因来水、降雨均低于2016年,累计发电利用小时数为3579小时,同比下降42小时,全年弃水电量515亿千瓦时,水能利用率达到96%左右,弃水状况得到明显改善。
3.3.风电利用小时数回升,弃风问题有所缓解
风电利用小时数显著增加。2017年全国风电设备平均利用小时1386小时,同比提高135小时。从2015年6月开始,我国风电设备累计利用小时数同比增速由正转负,并一直持续到2016年年底。此情况在2017年年初开始大幅改观,利用小时数持续提高。2017年全年的利用小时数同比增长11.8%,较上一年高出10.8个百分点。
2017年弃风问题有所缓解,实现弃风电量和弃风率“双降”。风电经过连续多年爆发式增长,国内出现了严重弃风现象,制约风电行业发展。国家频频发布政策促进可再生能源消纳。2016年7月,国家能源局发布《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》,风电投资监测预警机制启动。2017年,弃风问题有所缓解,全国累计弃风电量295.5亿千瓦时,同比减少103亿千瓦时,弃风率同比下降6.7个百分点,“三北”地区作为弃风最为严重的地区,2017年的累计弃风电量为344亿千瓦时,同比减少51亿千瓦时;弃风率同比5.5个百分点,实现弃风电量和弃风率“双降”。
在“三北”地区导致弃风率居高不下的一个重要原因是火电调峰能力太差。2017年弃风率的下降,主要归因于电网通过火电调峰的方式提升了新能源的并网率,辅之以需求改善、外送通道及装机重心南移等原因。虽然国家电网建设了多条特高压线路,但是外送通道对解决弃风的贡献有限,关键还是提高电力系统灵活性。目前特高压外送能力有,但实际外送电量不多,直流均是降功率运行,这个和受端电网的结构有关系,和跨省跨区交易机制不完善也有很大关系。第一个因素改善可能需要继续升级交流特高压主网架,目前来讲已经僵持了10年了,很难突破,交流不配套,直流送出的现状很难改变。
4.灵活改造火电机组,助力解决弃风问题
4.1.政策强力推进,提升电力系统灵活性
我国电源结构以火电为主,电力系统调节能力不足。“三北”地区是新能源主要聚集区,但火电计划刚性执行挤占了新能源的发电空间,且多为热电联产机组(以“以热定电”的方式运行),电源结构单一,互补能力不强,系统调峰、调频资源不足,难以实现大规模风电就地消纳。中国热电联产火电调峰能力只有20%,也就是说只能压到额定功率的80%,而丹麦、德国热电联产机组的火电调峰能力能够达到80%和60%,纯凝机组中国稍好能达到50%,但丹麦德国则能够达到80%和75%。这种情况造成了电网灵活性不足,当新能源出力较多的时候网内的火电机组没有办法调峰让路。
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