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但是,在各地已有本地电力供应渠道的情况下,外来特高压输电距离长,过网费偏高,早就没有了搏击市场的价格优势。西部地区的火、风、光电也在考虑外送到东北、华北、华东地区,留给川滇水电的外送空间有限。
与此同时,四川、云南两省主要流域大型水电站跨省(区)消纳涉及地域范围广、市场主体多,单纯依靠地方政府、发电企业和电网企业很难协调多方利益主体,亟需国家主导,统筹研究并协调落实雅砻江中游水电、金沙江上游水电等流域大型水电群消纳方向和电网建设方案,并在全国电力规划中加以明确。
重心转移+电改助力光伏消纳
在政策措施的大力支持下,2017年全国弃光情况也有所好转。国家能源局统计数据显示,2017年全国弃光电量73亿千瓦时,弃光率为6.0%,同比下降4.3个百分点。弃光主要集中在新疆和甘肃两省。其中,新疆(不含兵团)弃光电量28.2亿千瓦时,弃光率22%,同比下降9.3个百分点;甘肃弃光电量18.5亿千瓦时,弃光率20%,同比下降9.8个百分点。
国发能研院、绿能智库分析发现,我国整体的弃光率之所以会进一步降低,主要有四方面原因:电力需求的增长、新建规模的区域转移、特高压输电线路的助力及电改的作用。其中,电改对光伏消纳所起到的作用越来越突出。相关机构统计数据显示,通过电改,2017年,中国八大电力现货市场的风电和光伏电力交易总量为5.7亿千瓦时,其中80%发生在甘肃和新疆。
目前,在光伏发电装机超预期增长背景下,控制“弃光”严重地区的光伏开发节奏已成共识。但是减少“弃光“严重地区的光伏电站建设,将开发重心向中东南部地区转移,要建立在电网安全可靠的前提下。同时,将新能源开发与增量配网紧密联系,通过开发清洁能源微电网示范项目,促进新能源就地消纳也是一种思路。
《中国电力发展报告2017》预计,采取综合措施后,未来三年,三北地区系统光伏消纳能力约1.3亿千瓦,其他地区系统光伏消纳能力约1.9亿千瓦。
伴随着光伏发电装机超预期增长,光伏财政补贴的缺口越来越大,国发能研院、绿能智库预计,未来三年结合财政补贴承受能力,加大光伏电站标杆电价调整力度。同时,加强宏观调控,控制光伏电站开发强度,新增规模向光伏扶贫等方面倾斜。
值得注意的是,市场需求不足才是川滇水电弃水电量高的主要原因。为此,国发能研院、绿能智库建议:创新市场交易机制,在当前跨省区交易基础上,根据国家能源发展战略和水电发电特性,在跨省区市场中设立水电交易品种,建立中长期交易和现货市场相结合的市场化消纳机制。
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