二、促進新能源消納采取的措施和取得的成效
2016年以來,寧夏電網新能源消納形勢逐步嚴峻,為有效緩解棄風、棄光限電問題,我局認真落實國家發改委、國家能源局出臺的關于促進新能源持續健康發展的一系列文件精神,與寧夏經信委、電網企業積極探索、多措并舉,積極做好新能源消納各項工作。
(一)優化電網結構,解決網架約束提升新能源消納能力。
全力推進區內電網建設,建成330千伏古峰、同利、永豐等輸變電工程以及中民投集中接入站,有效緩解新能源送出受限問題。加強新能源接網工程建設,開工寧東欣潤光伏110千伏送出等5項新能源并網工程,線路長度218公里,總投資1.4億元。
通過將迎香I線迎水橋側變比由1250/1調整至2500/1,提升新能源消納129兆瓦。增加五里坡、侯橋和迎水橋變主變過載聯切裝置,提升新能源消納能力370兆瓦。將寧東第十六光伏電站由鹽州變改接至中民投變,提升新能源消納能力200兆瓦。
(二)優化機組開機方式,深挖火電調峰能力。
2017年3月起寧夏電網上旋轉備用容量按照負備用留取,通過減小火電開機,提升新能源消納能力約50萬千瓦;開展供熱機組調峰能力核查,供熱期內釋放供熱機組調峰能力近100萬千瓦,全部用于新能源消納;嚴格按照“兩個細則”對發電企業進行考核管理,督促發電企業加強機組運行管理,網內機組調峰能力均可達到50%。
(三)優化直流送電曲線,配套送出電源參與區內調峰。
對銀東直流送電曲線進行調整,將降功率時間前移至17:00,使其高峰送電功率與寧夏用電高峰錯開,減小火電開機容量50萬千瓦,提升新能源消納能力25萬千瓦。在寧夏電網新能源大發,超出電網接納能力時,銀東、靈紹直流配套電源進行功率調整,參與區內調峰,提升寧夏電網新能源接納能力60萬千瓦。
(四)積極開展跨省日前實時交易和富余新能源跨區現貨交易。
充分調用跨省電力支援,在區內消納空間用盡時,開展跨省日前、實時交易和主控區電量置換,實現新能源跨省錯峰消納。2017年1-12月,全年實時雙邊交易售出683筆(含實時雙邊交易售出371筆,與甘肅、陜西、青海主控區電量置換售出312筆),累計增加新能源消納電量6.57億千瓦時,跨區現貨交易335筆(151筆日前、184筆日內),送出新能源富裕電量4.67億千瓦時,有效地降低了新能源棄電量。
(五)積極促進“兩個替代”,創新市場交易方式,擴大外送。
一是積極促成自備電廠與新能源發電企業達成關停替代協議,2017年共促成11家自備電廠關停,合計停運機組容量36.85萬千瓦,完成新能源替代燃煤自備電廠電量約12.20億千瓦時。
二是創新交易方式,開展新能源與火電企業打捆配額制交易,2017年,新能源完成區內交易電量69.79億千瓦時。有效拉動區內用電負荷,調動火電調峰積極性,促進新能源消納。同時充分挖掘跨區跨省輸電通道空間,把握各種交易機會,努力擴大交易規模,2017年,寧夏外送新能源電量32.17億千瓦時,占區內新能源上網電量的14.40%。
2017年,寧夏電網認真執行可再生能源全額保障性消納、節能發電調度等政策法規,加強風電、光伏可再生能源預測,進一步優化電網結構和機組開機方式,提升直流輸電能力,采取跨省日前、實時交易、跨區現貨和主控區置換、“兩個替代”等靈活的交易措施,不斷提升新能源消納水平。新能源總發電量223.41億千瓦時,同比增長23.38%;發電量占比為17.23%;新能源棄電量12.5億千瓦時,棄電率5.3%,同比下降6.31個百分點。
三、新能源消納及運營面臨的主要問題
(一)電源與電網規劃建設不匹配
由于電網建設滯后,部分區域受網架約束影響新能源送出。2017年以來,通過省間互濟、跨區現貨等工作,極大的緩解了寧夏電網調峰問題,但新能源大發時,局部網架約束矛盾開始顯現,部分地區送出斷面出現頻繁超限,影響新能源送出,導致局部斷面、局部時段棄風棄光情況嚴重。2017年全年發生斷面棄電6.67億千瓦時。同時新能源電源規劃建設不合理,局部地區新能源裝機容量過大,新能源消納矛盾突出。
(二)電網調峰能力嚴重不足
寧夏新能源裝機已達到電網平均負荷的1.5倍,全額消納新能源電力需要的電網調峰能力在1150萬千瓦左右,而寧夏電網自身正常運行方式下的調峰能力在500萬千瓦左右,調峰能力不足新能源調峰需求的50%,電網調峰與新能源裝機容量嚴重不匹配。
(三)新能源消納機制不健全
當前電力供應富裕,中長期交易談判難度大,購電省外購電量、電價有絕對話語權,送電省在送電價格方面沒有議價能力,在缺少跨省跨區新能源消納機制的情況下,新能源發電企業參與外送交易的積極性普遍不高。
(四)新能源補貼資金滯后
近年來,寧夏地區新能源發電項目增長迅猛,與之相對的是新能源補貼資金到位滯后,補貼資金缺口巨大。截止2017年末,寧夏地區可再生能源補貼資金缺口114.11億元,其中:納入國家前六批補貼目錄項目資金缺口48.49億元,未納入補貼目錄的項目資金缺口65.62億元。因補貼資金滯后,許多新能源企業經營舉步維艱。
四、意見和建議
(一)加強規劃建設,促進網源協調發展。
一是加強新能源“十三五”規劃與電網規劃、火電等常規電源規劃的協調。電網結構、通道規劃與新能源布局協調,常規能源與新能源規劃相協調,新能源消納與負荷增長區域相協調。二是在新能源集中地區,建立和完善電網網架補強機制,針對新能源網架受限問題,及時從規劃角度提出補強措施,增強規劃的適應性和準確性,新建擴建輸變電項目兼顧新能源接入、負荷發展和網架優化功能,不斷完善電力送出通道網架結構。
(二)優化調度管理,深挖新能源消納空間。
一是調度機構應加強新能源調度管理,以精細化管理促進新能源場站發電能力預測水平提升,科學編制調度計劃,合理安排運行方式,綜合考慮水、火、風、光各類型電源特點,提高電網消納新能源能力;二是盡快啟動寧夏輔助服務市場,完善電力調峰市場機制,鼓勵公網電廠參與深度調峰,挖掘寧夏電力系統調峰潛力;三是做好寧夏電網熱電聯產機組發電調峰能力核定管理工作,在保障供熱的同時,用補償價格信號提高電網調峰能力,拓展新能源消納空間。
(三)健全電能交易模式,創新新能源市場化消納機制。
一是積極推進燃煤、自備電廠與新能源企業進行發電權交易,鼓勵新能源積極參與大用戶直接交易,通過市場交易促進新能源在省內就地消納。二是降低行政干預,深入健全跨省跨區交易機制。充分發揮西北電網長期以來統一調度運行,各省(區)裝機特性和資源、負荷分布互補互濟作用突出的優勢,實現地區能源和電力資源的優化配置,降低旋轉備用容量,優化電網運行方式,促進新能源消納;同時對銀東直流、靈紹直流和上海廟直流制定新能源消納政策和配額機制,逐步增加新能源在外送電量中的占比,提升新能源消納空間。
(四)完善新能源補貼機制,促進新能源行業健康發展。
研究增加可再生能源電價補貼集中申報次數,縮短申報審批時限,動態更新可再生能源補貼目錄;進一步優化報送、審批流程,縮短審批周期;完善可再生能源報送補貼支付流程,加快補貼資金發放進度,緩解企業資金壓力,促進新能源行業健康發展。
2016年以來,寧夏電網新能源消納形勢逐步嚴峻,為有效緩解棄風、棄光限電問題,我局認真落實國家發改委、國家能源局出臺的關于促進新能源持續健康發展的一系列文件精神,與寧夏經信委、電網企業積極探索、多措并舉,積極做好新能源消納各項工作。
(一)優化電網結構,解決網架約束提升新能源消納能力。
全力推進區內電網建設,建成330千伏古峰、同利、永豐等輸變電工程以及中民投集中接入站,有效緩解新能源送出受限問題。加強新能源接網工程建設,開工寧東欣潤光伏110千伏送出等5項新能源并網工程,線路長度218公里,總投資1.4億元。
通過將迎香I線迎水橋側變比由1250/1調整至2500/1,提升新能源消納129兆瓦。增加五里坡、侯橋和迎水橋變主變過載聯切裝置,提升新能源消納能力370兆瓦。將寧東第十六光伏電站由鹽州變改接至中民投變,提升新能源消納能力200兆瓦。
(二)優化機組開機方式,深挖火電調峰能力。
2017年3月起寧夏電網上旋轉備用容量按照負備用留取,通過減小火電開機,提升新能源消納能力約50萬千瓦;開展供熱機組調峰能力核查,供熱期內釋放供熱機組調峰能力近100萬千瓦,全部用于新能源消納;嚴格按照“兩個細則”對發電企業進行考核管理,督促發電企業加強機組運行管理,網內機組調峰能力均可達到50%。
(三)優化直流送電曲線,配套送出電源參與區內調峰。
對銀東直流送電曲線進行調整,將降功率時間前移至17:00,使其高峰送電功率與寧夏用電高峰錯開,減小火電開機容量50萬千瓦,提升新能源消納能力25萬千瓦。在寧夏電網新能源大發,超出電網接納能力時,銀東、靈紹直流配套電源進行功率調整,參與區內調峰,提升寧夏電網新能源接納能力60萬千瓦。
(四)積極開展跨省日前實時交易和富余新能源跨區現貨交易。
充分調用跨省電力支援,在區內消納空間用盡時,開展跨省日前、實時交易和主控區電量置換,實現新能源跨省錯峰消納。2017年1-12月,全年實時雙邊交易售出683筆(含實時雙邊交易售出371筆,與甘肅、陜西、青海主控區電量置換售出312筆),累計增加新能源消納電量6.57億千瓦時,跨區現貨交易335筆(151筆日前、184筆日內),送出新能源富裕電量4.67億千瓦時,有效地降低了新能源棄電量。
(五)積極促進“兩個替代”,創新市場交易方式,擴大外送。
一是積極促成自備電廠與新能源發電企業達成關停替代協議,2017年共促成11家自備電廠關停,合計停運機組容量36.85萬千瓦,完成新能源替代燃煤自備電廠電量約12.20億千瓦時。
二是創新交易方式,開展新能源與火電企業打捆配額制交易,2017年,新能源完成區內交易電量69.79億千瓦時。有效拉動區內用電負荷,調動火電調峰積極性,促進新能源消納。同時充分挖掘跨區跨省輸電通道空間,把握各種交易機會,努力擴大交易規模,2017年,寧夏外送新能源電量32.17億千瓦時,占區內新能源上網電量的14.40%。
2017年,寧夏電網認真執行可再生能源全額保障性消納、節能發電調度等政策法規,加強風電、光伏可再生能源預測,進一步優化電網結構和機組開機方式,提升直流輸電能力,采取跨省日前、實時交易、跨區現貨和主控區置換、“兩個替代”等靈活的交易措施,不斷提升新能源消納水平。新能源總發電量223.41億千瓦時,同比增長23.38%;發電量占比為17.23%;新能源棄電量12.5億千瓦時,棄電率5.3%,同比下降6.31個百分點。
三、新能源消納及運營面臨的主要問題
(一)電源與電網規劃建設不匹配
由于電網建設滯后,部分區域受網架約束影響新能源送出。2017年以來,通過省間互濟、跨區現貨等工作,極大的緩解了寧夏電網調峰問題,但新能源大發時,局部網架約束矛盾開始顯現,部分地區送出斷面出現頻繁超限,影響新能源送出,導致局部斷面、局部時段棄風棄光情況嚴重。2017年全年發生斷面棄電6.67億千瓦時。同時新能源電源規劃建設不合理,局部地區新能源裝機容量過大,新能源消納矛盾突出。
(二)電網調峰能力嚴重不足
寧夏新能源裝機已達到電網平均負荷的1.5倍,全額消納新能源電力需要的電網調峰能力在1150萬千瓦左右,而寧夏電網自身正常運行方式下的調峰能力在500萬千瓦左右,調峰能力不足新能源調峰需求的50%,電網調峰與新能源裝機容量嚴重不匹配。
(三)新能源消納機制不健全
當前電力供應富裕,中長期交易談判難度大,購電省外購電量、電價有絕對話語權,送電省在送電價格方面沒有議價能力,在缺少跨省跨區新能源消納機制的情況下,新能源發電企業參與外送交易的積極性普遍不高。
(四)新能源補貼資金滯后
近年來,寧夏地區新能源發電項目增長迅猛,與之相對的是新能源補貼資金到位滯后,補貼資金缺口巨大。截止2017年末,寧夏地區可再生能源補貼資金缺口114.11億元,其中:納入國家前六批補貼目錄項目資金缺口48.49億元,未納入補貼目錄的項目資金缺口65.62億元。因補貼資金滯后,許多新能源企業經營舉步維艱。
四、意見和建議
(一)加強規劃建設,促進網源協調發展。
一是加強新能源“十三五”規劃與電網規劃、火電等常規電源規劃的協調。電網結構、通道規劃與新能源布局協調,常規能源與新能源規劃相協調,新能源消納與負荷增長區域相協調。二是在新能源集中地區,建立和完善電網網架補強機制,針對新能源網架受限問題,及時從規劃角度提出補強措施,增強規劃的適應性和準確性,新建擴建輸變電項目兼顧新能源接入、負荷發展和網架優化功能,不斷完善電力送出通道網架結構。
(二)優化調度管理,深挖新能源消納空間。
一是調度機構應加強新能源調度管理,以精細化管理促進新能源場站發電能力預測水平提升,科學編制調度計劃,合理安排運行方式,綜合考慮水、火、風、光各類型電源特點,提高電網消納新能源能力;二是盡快啟動寧夏輔助服務市場,完善電力調峰市場機制,鼓勵公網電廠參與深度調峰,挖掘寧夏電力系統調峰潛力;三是做好寧夏電網熱電聯產機組發電調峰能力核定管理工作,在保障供熱的同時,用補償價格信號提高電網調峰能力,拓展新能源消納空間。
(三)健全電能交易模式,創新新能源市場化消納機制。
一是積極推進燃煤、自備電廠與新能源企業進行發電權交易,鼓勵新能源積極參與大用戶直接交易,通過市場交易促進新能源在省內就地消納。二是降低行政干預,深入健全跨省跨區交易機制。充分發揮西北電網長期以來統一調度運行,各省(區)裝機特性和資源、負荷分布互補互濟作用突出的優勢,實現地區能源和電力資源的優化配置,降低旋轉備用容量,優化電網運行方式,促進新能源消納;同時對銀東直流、靈紹直流和上海廟直流制定新能源消納政策和配額機制,逐步增加新能源在外送電量中的占比,提升新能源消納空間。
(四)完善新能源補貼機制,促進新能源行業健康發展。
研究增加可再生能源電價補貼集中申報次數,縮短申報審批時限,動態更新可再生能源補貼目錄;進一步優化報送、審批流程,縮短審批周期;完善可再生能源報送補貼支付流程,加快補貼資金發放進度,緩解企業資金壓力,促進新能源行業健康發展。