今年是“十三五”及實(shí)現國家清潔能源消納三年行動(dòng)計劃目標的收官之年。在即將到來(lái)的“十四五”時(shí)期,我國新能源發(fā)展內生動(dòng)力強勁,并網(wǎng)規模有望翻番。隨著(zhù)新能源發(fā)電在全網(wǎng)總裝機中的占比持續提高,同時(shí)考慮到全球新冠肺炎疫情對電力需求的影響,仍需多方合力、多措并舉,推動(dòng)高比例新能源融入電力系統,促進(jìn)“十四五”新能源科學(xué)發(fā)展。
“十四五”新能源發(fā)電發(fā)展趨勢
并網(wǎng)規模接近翻番,陸上風(fēng)電和光伏發(fā)電進(jìn)入平價(jià)上網(wǎng)時(shí)代
“十二五”以來(lái),我國新能源發(fā)電成本持續下降。2019年,我國陸上風(fēng)電單位千瓦造價(jià)約為7500元,相較2010年下降了約17%,平均度電成本約為0.48元/千瓦時(shí);在建海上風(fēng)電項目單位千瓦造價(jià)約為陸上風(fēng)電的兩倍,度電成本為0.65~0.75元/千瓦時(shí);光伏電站單位千瓦造價(jià)約為3800元,相較2010年下降了約90%,平均度電成本約為0.43元/千瓦時(shí)。
對多家行業(yè)協(xié)會(huì )、研究機構、權威人士和項目業(yè)主開(kāi)展的訪(fǎng)談?wù){研結果表明,未來(lái)一段時(shí)期,光伏發(fā)電和海上風(fēng)電的建設成本仍有一定下降空間,陸上風(fēng)電建設成本下降空間相對較小。根據測算,2025年,各省份光伏發(fā)電度電成本基本在0.23~0.4元/千瓦時(shí)之間,除重慶和貴州之外,絕大部分省份可實(shí)現平價(jià)上網(wǎng);陸上風(fēng)電度電成本基本在0.24~0.4元/千瓦時(shí)之間,除重慶、天津、山西等省份之外,大部分省份陸上風(fēng)電可實(shí)現平價(jià)上網(wǎng);江蘇、廣東的海上風(fēng)電接近平價(jià)上網(wǎng)。
值得注意的是,平價(jià)上網(wǎng)不等于平價(jià)利用。平價(jià)上網(wǎng)的新能源傳導至用戶(hù)會(huì )額外增加一些利用成本,包括接入送出增加的輸配電成本、系統消納增加的平衡成本、保障系統安全增加的容量成本等。借鑒國際能源署(IEA)等機構對利用成本的量化研究結果進(jìn)行分析,到2025年,我國有少數省份的陸上風(fēng)電和光伏發(fā)電可以實(shí)現平價(jià)利用。
近年來(lái),在政府、發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)和用戶(hù)的共同努力下,我國新能源發(fā)展取得巨大成就,對推動(dòng)我國能源轉型、踐行應對氣候變化承諾發(fā)揮了重要作用。截至2019年年底,我國風(fēng)電累計裝機2.1億千瓦,光伏發(fā)電累計裝機達2.04億千瓦,裝機占比達到20.6%。2019年,國家電網(wǎng)有限公司經(jīng)營(yíng)區新能源利用率達到96.8%,提前一年完成《清潔能源消納行動(dòng)計劃(2018~2020年)》中確定的目標。
綜合分析國家能源轉型要求、清潔能源消納目標及新能源成本快速下降等因素,預計到2025年,我國風(fēng)電和光伏發(fā)電裝機規模將超過(guò)7.5億千瓦,占全國電源總裝機的比例超過(guò)26%。
具體來(lái)看,隨著(zhù)“三北”地區消納條件的進(jìn)一步改善及非技術(shù)成本的下降,預計未來(lái)陸上集中式風(fēng)電將呈現較快發(fā)展的態(tài)勢。制約分散式風(fēng)電發(fā)展的單位容量造價(jià)高、資源評估和分散運維難等問(wèn)題也有望得到逐步解決。光伏發(fā)電項目仍會(huì )延續集中式和分布式相結合的開(kāi)發(fā)方式。隨著(zhù)領(lǐng)跑者基地、部分外送通道配套電源、已核準存量電站項目和平價(jià)示范項目的陸續投產(chǎn),集中式光伏電站占比可能提高,主要集中在華北和西北地區。
未來(lái)新能源發(fā)展需關(guān)注的問(wèn)題及建議
從機理研究、標準強化、政策落實(shí)、規模管控等方面著(zhù)手,推動(dòng)新能源科學(xué)發(fā)展
“十四五”期間,我國新能源裝機和發(fā)電量占比仍將繼續提高,對電力系統的影響將更為突出,需要重點(diǎn)關(guān)注高比例新能源并網(wǎng)帶來(lái)的電力系統安全、新能源發(fā)電項目規模管控、新能源消納等問(wèn)題,從機理研究、標準強化、政策落實(shí)、規模管控、管理優(yōu)化等各個(gè)方面著(zhù)手,推動(dòng)新能源科學(xué)發(fā)展。
隨著(zhù)新能源發(fā)電機組大量替代常規機組,電網(wǎng)安全運行面臨挑戰。同時(shí),電力系統中,電力電子化特征日益顯著(zhù),給電網(wǎng)運行機理也帶來(lái)深刻變化。近年來(lái),國外發(fā)生的一些大停電事故與新能源發(fā)電大規模接入有關(guān)。
一方面,新能源發(fā)電包含大量電力電子設備,其頻率、電壓耐受標準偏低。當系統發(fā)生事故,頻率、電壓發(fā)生較大變化時(shí),新能源發(fā)電機組容易大規模脫網(wǎng),引發(fā)連鎖故障。另一方面,電力電子裝置的快速響應特性,在傳統同步電網(wǎng)以工頻為基礎的穩定問(wèn)題之外,帶來(lái)了寬頻帶(5~300赫茲)振蕩的新穩定問(wèn)題。
針對此類(lèi)問(wèn)題,應完善新能源機組并網(wǎng)標準,提高新能源機組涉網(wǎng)性能要求,挖掘新能源場(chǎng)站自身動(dòng)態(tài)有功、無(wú)功調節能力,要求新能源參與系統調頻、調壓,防范新能源機組大規模脫網(wǎng)引發(fā)的連鎖故障。在新能源發(fā)電機組高比例接入與極端天氣頻發(fā)的背景下,電網(wǎng)企業(yè)需要提高災害氣象預警水平,結合電網(wǎng)運行特性,強化風(fēng)險分析與預防。同時(shí),有關(guān)部門(mén)和電網(wǎng)企業(yè)應加強新能源機組次同步諧波管理,深化機理研究,出臺相關(guān)規定。
新能源發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)之后,通過(guò)補貼資金總量調控年度發(fā)展規模將較難實(shí)現。因此,應借鑒以往經(jīng)驗教訓,堅持政府宏觀(guān)調控與市場(chǎng)配置資源相結合的原則,進(jìn)一步加強新能源項目的規模管理,出臺無(wú)補貼新能源項目納入規劃管理的辦法,深化年度投資預警和監管制度;以電力系統經(jīng)濟接納能力為依據,綜合考慮電源、電網(wǎng)、負荷、市場(chǎng)建設等因素,合理確定并及時(shí)滾動(dòng)修正新能源開(kāi)發(fā)規模、布局及時(shí)序。
“十四五”新能源發(fā)電并網(wǎng)規模接近翻番,而電力需求增長(cháng)和系統調節能力提升空間相對有限,新能源消納面臨挑戰??紤]措施的經(jīng)濟性、可行性等因素,建議通過(guò)推進(jìn)火電靈活性改造、建設靈活電源、推進(jìn)需求側響應、促進(jìn)跨省互濟等手段解決調峰問(wèn)題。
出臺激勵政策,推進(jìn)火電靈活性改造。目前,燃煤發(fā)電企業(yè)改造進(jìn)度滯后,截至2019年年底僅完成5775萬(wàn)千瓦左右,不到“十三五”規劃目標的27%。因此,需要在總結各地電力輔助服務(wù)市場(chǎng)經(jīng)驗的基礎上,繼續完善并推廣調峰輔助服務(wù)市場(chǎng);結合電力市場(chǎng)建設,探索引入容量電價(jià)機制,調動(dòng)火電廠(chǎng)開(kāi)展靈活性改造的積極性。
推進(jìn)抽水蓄能電站等靈活電源建設,推動(dòng)需求側響應。目前第二輪輸配電定價(jià)成本監審辦法明確抽水蓄能不得計入輸配電定價(jià)成本,這對抽水蓄能實(shí)際投產(chǎn)規模帶來(lái)較大影響,需要有關(guān)部門(mén)盡快完善抽水蓄能支持政策。此外,還需注重完善需求側響應激勵政策,加快推動(dòng)工業(yè)領(lǐng)域負荷參與電力需求側響應,提升需求側響應水平。
增強區內電網(wǎng)跨省互聯(lián),充分發(fā)揮互濟作用。我國地域遼闊,風(fēng)電、光伏發(fā)電均呈現較好的地理分散效應,各省級電網(wǎng)之間出力特性具有一定的互補性。因此,通過(guò)加強區域內各省級電網(wǎng)互聯(lián),能夠有效緩解部分區域較為突出的調峰壓力。
合理確定新能源利用率,增加新能源利用規模。新能源發(fā)電出力統計結果顯示,尖峰電量出現概率低、持續時(shí)間短,全額消納需付出額外成本,降低系統整體經(jīng)濟性。新能源發(fā)展規模比較大的國家也均存在不同程度的主動(dòng)或被動(dòng)棄能現象。因此,應當以電力系統整體成本最小來(lái)合理確定新能源利用率,進(jìn)而給出新能源的發(fā)展規模。
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