六大技术与两大市场机制并举 着力解弃风弃光顽疾
来源:北极星太阳能光伏网 | 0评论 | 3052查看 | 2017-05-22 13:40:29    
       一方面光伏、风电新增装机规模不断攀升,一方面弃光、弃风率居高不下。我国新能源发电已然陷入边建边弃怪圈,消纳问题让风电光伏不“风光”。

  新能源消纳引起全社会各方关注,随着电力体制改革和各省区新能源交易的推进,2017年第一季度新能源消纳问题开始好转。国家电网公司经营区域共消纳光伏电量198亿千瓦时,同比增长81%。弃光电量累计21亿千瓦时,同比减少8亿千瓦时;弃风率10.6%,同比累计下降2.3个百分点。

  弃风弃光是如何造成的?解决弃风弃光有何措施?国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧就此做了详细讲解。

  新能源消纳与电力系统调节能力密切相关。电力系统的发、供、用同时完成,必须时刻保持动态平衡。风电、光伏等新能源日波动最大幅度可达装机容量的80%。新能源高比例接入电力系统后,增加了系统调节的负担,常规电源不仅要跟随负荷变化,还需要平衡新能源的出力波动。新能源出力超过系统调节范围时,必须控制出力以保证系统动态平衡,否则就会产生弃风、弃光。

  促进新能源消纳的关键技术

  新能源消纳涉及电力系统发、输、配、用多个环节,与发展方式、技术进步、电力体制改革、市场交易机制、政策措施等密切相关,实现新能源高效消纳,既要“源-网-荷”技术驱动,也需要政策引导和市场机制配合。“源-网-荷”是“硬件系统”,决定新能源消纳的技术潜力;政策及市场机制是“软件系统”,决定技术潜力发挥的程度。

  煤电机组深度调峰改造技术。在中国现阶段的电源结构中最主要措施就是通过煤电系统调峰改造。该技术成熟,效果好、见效快,国内部分电厂已开始深度调峰改造试点。通过灵活性改造,纯凝机组最小技术出力达到30%-35%额定容量,部分机组可以达到20%-25%;热电联产机组最小技术出力达到40%-50%额定容量。

  抽水蓄能。抽水蓄能电站开发周期长,建设周期需要6-8年,新开工项目短期内不能发挥作用,难以满足当前新能源爆发式增长的需求。由于国家没有单独出台电价,所以一般企业投资建设的积极性不高。

  电网互联技术。电力系统的灵活性要依靠电网平台发挥作用。当电网之间存在网络约束时,难以充分调用和共享灵活性资源。电网互联后,实现电力外送相当于扩大新能源市场范围。

  储能技术。目前除抽水蓄能外,电化学储能是发展最快且相对成熟的储能技术。预计“十三五”末锂离子电池在用户侧将具备商业化推广能力。2020年后,随着电动汽车及电池梯次利用技术的发展,将会出现价格更低、布局更广的储能系统参与电网级应用。

  新能源功率预测技术。目前我国新能源功率预测误差在4%-18%之间。预计“十三五”末期,我国新能源功率预测误差将减小至3%-13%,与国外先进水平相当。

  电能替代。包括热泵、电采暖、电锅炉、蓄冷/热等以电代煤(气),港口岸电以及农村地区“煤(气)改电”等技术。电能替代已具备大规模推广的技术基础,但在部分应用领域经济性较低,用户参与意愿不足,需相应配套政策加以推动。

  市场机制设计

  近期机制:

  省间新能源直接交易。放开用户和售电企业的省外购电权,将优先发电安排以外的输电通道容量面向市场主体全部放开,组织新能源与电力用户、售电企业开展直接交易。

  省间新能源与火电发电权交易。组织送出地新能源企业与受入地火电企业开展发电权交易,扩大省间发电权交易电量。可以在发电集团内部开展优化,也可跨集团开展。可通过双边协商交易方式,也可通过集中竞价方式。

  调峰辅助服务市场。采取集中平台报价方式,由发电企业及其他辅助服务提供商在平台上进行集中报价,报价可分为峰平谷时段。电力调度机构按照电网运行实际需要根据报价由低到高依次调用,事后根据实际调峰电量及费用分摊方式进行结算。

  低谷风电与抽蓄电站和电采暖用户直接交易。创新交易品种,尽可能挖掘清洁能源消纳空间。

  远期机制:

  现货市场。新能源带补贴参与电力市场,与火电同台竞价,利用价格优势实现优先消纳,同时通过现货市场的价格信号引导火电主动调峰,优化统筹全网调节资源,有效促进新能源电力消纳。

  需求侧响应。优化可中断电价政策,对于装配负荷控制设备的用户,可自愿实施可中断负荷电价,根据提前通知时间和持续时间不同,执行差异化电价水平;健全用户侧峰谷电价政策,扩大峰谷电价执行范围、适当拉大峰谷价差,改善负荷特性,提高用户消纳新能源的积极性。
最新评论
0人参与
马上参与
最新资讯