安徽省新能源发展现状及对策研究

朱刘柱， 赵 锋, 胡旭东, 时 伟

(国网安徽省电力有限公司， 安徽 合肥 230022)

1 研究背景

随着新能源产业的快速发展及其应用技术的日益成熟，开发利用新能源已经成为缓解环境污染、资源短缺等问题的必由之路。与此同时， 燃料消耗量却在逐年增加。2015年，全球生产、运输、存储系统的能源损失达到了百万吨石油当量。为了提高燃料的利用效率，国内外研究机构已经证明通过合成与生物材料结构类似的化合物可以高度控制其热传导特性[1- 4]，从而减少该系统的能量损失。

我国已将发展清洁低碳的新能源作为调整能源结构的主攻方向，大力发展新能源已上升到国家战略高度，成为顺应我国能源生产和消费革命的发展方向。安徽省近年来也大力发展光伏、风电等新能源，提升清洁能源在能源消费中的占比，积极推动能源生产和消费革命、促进生态建设。随着安徽省新能源快速发展，由此产生的新能源消纳问题亟待解决。

2 我国新能源发展情况

近年来，我国新能源持续快速发展。目前，我国的水电、风电、光伏装机分别为3.4亿、1.6亿、1.3亿千瓦，均居全球首位，合计占我国总发电装机的36%，年发电量约占25%。“十二五”期间安徽省新能源装机规模保持风、光、生物质的位次，风、光装机于2015年迈入百万千瓦行列。进入“十三五”后，安徽省新能源结构中光伏装机于2016年跃居首位，新能源总装机规模于2017年首次超过千万千瓦，其中光伏装机占比73%，年均增长171%。2017年底，安徽省风电、光伏、生物质发电装机容量分别为217万千瓦、888万千瓦和119万千瓦，占全国比重分别为1.3%、6.8%、8%，风电、光伏、生物质发电量分别为41亿千瓦时、62亿千瓦时、70亿千瓦时，占全国比重分别为1.3%、5.2%、8.8%。

图1 2013～2017年安徽风电、光伏、生物质装机规模(单位：万千瓦)

当前，弃水、弃风、弃光问题成为制约其健康发展的主要矛盾。从全国来看，弃水问题主要集中在西南地区，弃风、弃光问题主要集中在“三北”地区[5]。目前，新能源装机布局持续向中东部地区转移[5]，中东部地区新能源的消纳压力日益增大。安徽省新能源在夏季负荷高峰期发挥了一定的支撑作用。但目前新能源的消纳能力瓶颈主要受限于长时段的春秋季负荷水平和电源调峰能力，而春秋季用电负荷水平增速远低于全年最大负荷。

促进新能源消纳是一项系统工程，涉及电源、电网、负荷、政策机制[6]等多个方面。近年，安徽公司通过优化火电开机方式、争取华东抽蓄调峰、开展省间电力置换交易等措施，保障了新能源全额消纳，但随着新能源爆发式增长，维持全额消纳新能源面临很多实际困难。

3 影响新能源消纳的因素分析

西方发达国家因其经济发展接近饱和，用电需求相对稳定，新能源与传统能源是简单的替代关系。我国经济仍处于高速发展阶段，新能源既要替代传统能源、缓解环境压力，又要与传统能源一起满足持续增长的用电需求。

国内外经验表明，要实现新能源高比例消纳主要有4个重要途径：

(1) 在用户端增加用电需求规模，在用户侧实施用电需求响应；

(2) 在电源环节提高电源灵活性；

(3) 在电网环节扩大电网资源配置范围；

(4) 在政策机制环节提升消纳空间。

3.1 用户环节

用电需求规模决定了新能源的消纳空间。以江苏和安徽为例，两省光伏装机、电源结构基本相当，但江苏用电水平是安徽的3倍，消纳新能源能力明显优于安徽。实施用电需求“削峰填谷”响应，增加新能源大出力时段用电需求，可释放更多消纳空间。

3.2 电源结构

新能源发电具有随机性、波动性和间歇性，新能源高比例接入电力系统后，常规电源不仅要跟随用电负荷变化，还要平衡新能源的出力波动。因此，灵活调节电源的占比直接影响电力系统调节能力，也决定了新能源消纳空间。

3.3 电网环节

电网互联互通可在更大范围内实现用电需求空间及电源调节能力的共享。丹麦有16回线路与挪威、瑞典等国联网，总输电容量800万千瓦，是本国风电装机的1.6倍。丹麦新能源大发时，多余电力输送到挪威，当出力降低时，挪威和瑞典水电输送到丹麦，基本实现丹麦新能源完全消纳。我国资源分布特点决定了新能源发展须依托大电网在大市场范围内消纳。

3.4 政策机制

促进新能源消纳，客观上需要调动广泛的系统资源。欧洲各国电网在互联互通的基础上，依托欧洲统一电力市场，建立了较为完善的竞争性电力市场机制，出台配套电价机制，新能源在各国之间能够自由流通，并调动用户侧资源充分参与新能源消纳。我国电力市场建设起步晚，电力按省域平衡，新能源也以就地消纳为主，缺乏跨省跨区消纳的市场机制。

4 面临形势及应对措施分析

4.1 面临形势

(1)新能源发展与用电需求增长不匹配。近五年，我国全社会用电量年均增长5%。在供给侧改革和能源结构转型等驱动下，同期新能源装机年均增长30%以上。新能源开发规模远超用电需求增长。

(2)常规能源发展不协调，辅助服务机制不健全。随着新能源的大规模并网，火电机组利用小时数有所下降。增加调峰启停次数以及调峰频度、深度，提高了火电企业运行成本。因普遍缺乏完善的调峰辅助服务补偿机制，调峰损失电量无法获得合理补偿，火电企业普遍不愿主动参与调峰。

4.2 应对措施分析

(1)推动市场化机制建设，多渠道提升调峰能力。加快建设全国统一电力市场，更好地发挥市场作用，对促进新能源消纳意义重大。积极推进火电机组灵活性改造，落实火电机组深度调峰补偿机制，调动火电机组调峰积极性。对于并网的燃煤自备电厂要与公用电厂同等管理，承担电网调峰义务，调峰成本通过市场化手段予以经济补偿。加快核准建设抽水蓄能电站，最大程度发挥抽蓄电站调节作用。

(2)加快关键技术研发，以应用推动产品升级和技术进步。大力开展大容量储能、柔性输电、虚拟同步机[5]等先进技术研发应用。加快推广“清洁能源+储能”联合建设的模式，平衡出力波动，通过电价政策合理疏导增加的成本。推动源网荷协调发展和友好互动，更好满足清洁能源大规模、高比例接入的需要。

(3)加强电网互联互通。规划建设一批特高压跨区输电工程，增强区域电网间互联互通能力。加快推动跨区输电通道建设，采取有效措施提高现有通道输电能力，提高清洁能源输送比例，促进新能源跨省跨区消纳。

5 结论

本文阐述了安徽新能源的发展概况，对新能源接入电网和新能源消纳的影响展开分析，最后提出以下建议：

(1)关于新能源发展规划[7]。建议结合消纳能力和资源条件，明确新增项目分地区布局和建设时序，促使新能源电力全额消纳。

(2)关于先进技术应用。当前，提升新能源开发和利用水平是产业发展研究的重要方向。储能技术可以平滑新能源发电曲线波动，对发电出力“削峰填谷”，减轻电力调峰压力。采取“清洁能源+储能”联合建设的模式就地平衡出力。

(3)关于电力调峰和优化调度。建议通过优化火电开机方式、加强抽蓄调峰支持、开展省间电力置换等措施，多渠道提升调峰能力。加快建立调峰辅助服务市场，通过市场化手段，扩大调峰参与主体，补偿火电机组调峰成本，激发深度调峰积极性。规范燃煤自备电厂建设和运行管理，明确并网燃煤自备电厂与公用电厂同等管理，承担调峰任务。