黑龙江省新能源电力产业战略发展浅析

杨 滨

(国网黑龙江省电力有限公司调度控制中心，哈尔滨 150090)

0 引 言

新能源战略发展已成为中国的一项国策。区别于传统的发电方式，广义的新能源包括风、光、海洋、地热、生物质等能源。黑龙江作为国家能源基地，能源相对富饶且品种齐全，特点是多煤多油少气，风能、太阳能、生物质能、地热能较为丰富。经过多年的开采，石油产量逐年下降，煤炭成本高且产量难以满足电煤需求，黑龙江省内一半的火电厂将蒙煤做为燃料。但黑龙江省新能源资源丰富的特点日益显露，作为发展的重点，与黑龙江省的地理位置、资源禀赋、经济发展相对应，主要发展风、光、生物质项目。其中，风能资源为50 m高风能潜力约为1 020 GW，技术可开发量约为230 GW；太阳能平均幅射量为1 316 kW·h/m2；生物质收集利用量可达1亿吨标准煤。黑龙江省能源储量巨大，特别是风、光发电产业极具潜力。

1 制约新能源电力产业发展的因素

虽然发展新能源产业符合国家产业战略，但其发展的制约因素很多[1]。其中一个重要因素是因新能源产业中风电、光伏发电的不确定性而产生的消纳问题，它已经成为产业发展中全国共识的制约因素[2]。

黑龙江省用电负荷水平较低，作为能源消纳大户的工业发展，其能源消纳总量和占比一直处于偏低水平，加之气候因素影响，用电负荷日内波动较大。在各种新能源中，风能时空分布极不平均，短时可以发生较大变化；光伏日间发电，夜间停发，受天气变化影响较大；生物质电厂规模较小，受利益驱使，普遍不承担电网的负荷调整。鉴于以上因素，新能源发展严重受限，原定的十三五末期风电装机容量达9 GW的目标无法实现[3]。

从电网运行规律看，受负荷总量的制约，即受工业用电占比小、农业用电季节性强、民用电冬季取暖与照明等影响，日尖峰与低谷负荷相差较大，火力发电仍为电网运行主力。无论从总量上，还是从发、用电特点来说，黑龙江省内消纳能力差，要通过向省外送电解决多余的风、光等新能源发电[4]。

2 风、光发电消纳能力的计算

作为黑龙江省新能源发电的主力，风、光消纳能力的计算关系到风、光发电产业的进程[5]。但消纳能力涉及因素较多，主要分为省内消纳和省外消纳。

省内消纳部分主要取决于电网的调整能力，包括火电机组的最小运行方式和调整能力、负荷的峰谷差、限电的合理应用(即必须保持少量限电的存在，如同铁路不能按照春节运力建设一样)以及风、光电运行能力的计算等因素。

目前，电网送省外电量的外送极值能力为5.4 GW，按照这个外送能力，当前现有新能源均能消纳，而且还有较大余量。但外送电量不是黑龙江省决定的，而是通过市场交易决定的，主要是三省计划电量统分及送华北、送辽宁、送山东和省间现货交易电量。目前，这部分送出量占比低，没有发挥外送电网的能力(只占1/5容量)。造成这个结果的其中一个原因是近几年风电、光伏机组投入过少，市场效应不明显，各类电厂参与送省外交易意识不强。另外，黑龙江省火电机组投产放缓和机组调整性能下降使火电装机占比下降，致使黑龙江省在风、光发电较小时，局部时段电力匮乏，需外省送电支援，而全天电量富余，造成黑龙江省电力仍然大量富余的假象。

2.1 省内消纳能力计算

对黑龙江省内风、光发电消纳能力进行计算，消纳能力Px1(统一口径为省调直调部分)为

Px1=(Pf-Ph)·f1·f2

(1)

式中：Pf为黑龙江省某一时间段(如年、月、日)最大负荷(含厂用、网损)；Ph为对应某一时间段火电最小运行容量；f1为综合考虑发、供电负荷率，取值1.4左右；f2为调整系数，考虑风、光实际发电能力不足等因素，取值0.9左右(为逆调整)。

以2019年冬季为例，若Pf为13 GW、Ph为9.5 GW，计算得出Px1为4.4 GW，即有4.4 GW运行容量可以消纳。

2.2 省间消纳能力计算

对省间消纳能力的计算，按省间联络线能力简单计算为前述的5.4 GW，但考虑联络线消纳能力主要为市场竞得，远小于5.4 GW，则实际送省外能力Px2为

Px2=Pw·f3

(2)

式中：Pw为外送联络线计划(大部分通过市场交易获得)；f3为外送联络线调整系数，与省间运行、交易参数有关。

2019年净外送电量为96亿kW·h，外送电力折合1.1 GW，与外送能力5.4 GW相比，利用率仅为1/5，即目前可以消纳的风、光发电运行容量大约在5.5 GW(省间1.1 GW+省内4.4 GW)左右。

2.3 实际消纳能力计算

实际消纳能力是指装机容量，而风、光发电的运行容量与装机容量有着较大的差距。由于风、光发电存在不确定性，装机容量不能全部转化为运行容量，通常用运行容量来体现消纳能力。黑龙江省外送1.1 GW的情况下，风、光可消纳的装机容量Q为

Q=(Px1+Px2)·fQ

(3)

式中：fQ为风、光出力概率系数，一般剔除风电大于装机50%出力概率(小于10%)与光伏大于装机80%出力概率(小于10%)，计及两者时空有效组合，并参考现行消纳率98.5%，黑龙江省fQ大致在1.6左右。

由此推算目前黑龙江省可消纳的装机容量约为9 GW(现有直调装机8 GW)。

若要获取更准确的Pf、Ph、f1、f2、f3、fQ等数据，需对风、光、火及负荷等进行精准的组合分析，精准的分析还能再挖掘一部分消纳能力。

通过以上计算可以看出，省内消纳能力主要取决于负荷及峰谷差大小、火电调整空间与基于预测的运行空间调整；省外消纳能力主要取决于联络线及调整空间的利用，这部分主要依据各类市场化交易。未来黑龙江省的消纳能力与政策导向和市场激励有关。

3 提高风、光发电消纳能力的策略

从目前风、光发电的消纳能力看，如果对风、光预测，负荷预测，风、光运行规律，各类电源组合，外送能力等条件进行充分地研究利用，消纳能力将会有很大地提升。加之未来荒沟抽蓄电站的投产、特高压的建设、峰谷差的利用，特别是市场化的深入，风、光发电的消纳能力在十四五期间可增至10～20 GW，黑龙江省新能源产业战略发展体系的研究尤为重要。

3.1 加强政策支持及电网规划建设

政策上，确立大力发展新能源产业、鼓励新能源电厂投产、加快市场化进程、通过峰谷电价刺激电力消费模式转变、合理设置黑龙江省新能源消纳率(95%)等措施均有助于提高风、光发电的消纳能力。同时，将电网建设与新能源发展、负荷增长、电力外送紧密结合也有助于提升风、光发电的消纳能力。

3.2 加快新能源投产速度，增加市场化电量空间

目前，现有新能源装机消纳已不成问题，且外送能力还有很大的提升空间。通过对风、光利用机理进行分析，在合理控制风、光消纳率的基础上，黑龙江省可以容纳10 GW以上风、光装机容量。所以应该尽快增加风、光机组投产容量，一是抢夺省外市场，二是通过市场化各类交易方式刺激负荷增长，形成良性循环，同时促进黑龙江省产业经济发展[6]。

3.3 加强用户侧新能源清洁电力利用意识

在加快新能源装机容量同时，宣传、鼓励用户利用清洁能源。重点对用电成本占企业成本较高的企业、可用于电能替代的企业以及电采暖企业进行宣传推广。通过市场化方式获得清洁能源电力，既可降低企业成本，又可减少火电造成的能源转换浪费。同时，用电负荷的增加能够增大清洁能源的消纳能力。

3.4 积极参与外送以促进新能源产业成为支柱产业

由于黑龙江省用电总量小，省内消纳能力有限，可以通过鼓励参加交易、活跃发电权交易市场来解决消纳能力有限的问题，形成发电、电网、用户、产业经济多方得利的局面。

3.5 通过市场化模式改变负荷运行特性

由于经济和季节因素，黑龙江省用电负荷峰谷差较大，峰谷差率一直在40%以上，这也是制约新能源消纳的主要原因。如果通过市场化的方式增加用户响应，将一些白天生产的用户挪至夜间生产，不仅能够降低企业成本，又可以减少峰谷差。与此同时，开展储能市场的建设，能够在发、用电市场上实现峰谷电价的灵活应用。如果峰谷差率能够减至20%，风电装机容量可增加5 GW。

3.6 增加生物质供热电厂投产容量的同时加强统一管理

加强生物质电厂的建设与运行管理，将生物质电厂逐步纳入市场化主体，令其统一参与电网运行调整并参加辅助服务市场，既可解决农林废物利用的问题、减少黑龙江省大气污染，又能增加新能源消纳能力和电网调峰能力。

4 结 语

为解决黑龙江省新能源电力消纳能力有限的问题，对制约新能源电力产业发展的因素进行了分析，对省内消纳能力、省外消纳能力与实际承载能力进行了计算，从6个方面给出了能够提高风、光发电消纳能力的建议。争取在十四五期间达到20 GW的新能源装机容量，使黑龙江省新能源电力产业发展形成良性循环。