如何解决新能源消纳问题? 帮助你了解这个问题

  发布时间: 2020年06月26日 06:54:29   作者: 广丰能源网

  相信大家都知道,目前新能源产业仍面临着一些深层次矛盾与挑战,比如,如何解决新能源消纳问题?接下来就让和大家一起了解下吧。

  一、新能源发展与消纳仍面临的关键问题及成因分析

  (一)新能源各相关主体利益目标不协调,规划不能充分衔接

  2019年12月,全国人大关于《可再生能源法》实施情况的检查报告中指出可再生能源规划存在不够衔接、执行不到位等问题,包括地方规划发展目标超过上级总体目标;电网建设滞后于可再生能源发展,可再生能源电力输出受阻问题比较明显等。

  究其根源是由于新能源发展与消纳的相关主体(包括地方政府、新能源企业、传统能源企业、电网企业、国家主管部门等)之间的利益目标不一致、不协调所造成的。国家主管部门的目标在于制定规划实现能源转型、提高新能源消纳比例,促进新能源行业可持续稳定增长等,但在各项政策落地推进中受到各种阻碍因素影响,包括地方政府指标落实力度、电网投资计划的审批执行、电网接入审批与消纳安排的积极性、常规电源生产与发展对新能源的挤压、可用于补贴的财政预算、主管部门权责范围和使用力度等。

  (二)部分地区新能源消纳形势仍然严峻,更大范围配置资源的需求仍然强烈

  虽然2019年全国的平均弃风、弃光率均降至5%以下,但部分新能源富集区异地消纳的矛盾仍然突出。2019年,弃风率超过5%的地区包括新疆(弃风率14.0%),甘肃(弃风率7.6%),内蒙古(弃风率7.1%),三省(区)弃风电量合计136亿千瓦时,占全国弃风电量的81%;西北地区弃光率虽降至5.9%,但弃光电量占到全国的87%,西藏、新疆、青海、弃光率仍处于较高位,分别为24.1%、7.4%、7.2%。

  我国风光资源禀赋与电力负荷呈逆向分布关系,“三北”区域基地型新能源场站发电需通过跨区特高压输电外送到负荷密集的中东部地区,除了外送通道输电能力不足导致弃风弃光限电,电力交易中存在的省际壁垒也是重要影响因素。虽然中央从2003年就开始鼓励跨省电力交易,通过在更大的市场内配置资源来提高能源效率,但2019年的跨省交易电量仍不到全国电力消费总量的20%。目前以省为主体的地方经济发展模式,决定了其电改基本思路就是要“以自给自足为主、外电补充为辅”,不利于大规模新能源的跨省跨区消纳。

  (三)电力体制改革推进给新能源企业带来的效益挑战

  在新能源企业面对补贴政策带来的成本效益压力的同时,电力体制改革推进中存在的一些问题更加剧了这种挑战。如在电力整体供过于求的省份,新能源消纳途径包括基本电量、交易电量等多种渠道,交易电价随行就市,一般均与火电标杆电价存在负价差,保量不保价问题突出。2019年12月,全国人大关于《可再生能源法》实施情况检查报告中对全额保障性收购制度落实不到位的问题进行了通报。除此之外,新能源企业在电力体制改革中仍面临着以下挑战。

  1、平价时代新能源项目电价将面临新的问题。火电标杆电价将直接决定新能源发电电价。2019年10月21日,国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》(发改价格规[2019]1658号),提出火电采用“基准电价+上下浮动”的电价机制,对于“上下浮动”部分,浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%,但同时又提及“确保工商业平均电价只降不升”的要求,在这种机制下,下游用户侧降低销售电价的政策可能向上游发电侧传导,导致上网电价降低。随着电改的推进,电力市场化交易规模的不断扩大,可能进一步拉低火电平均上网电价,进而对平价新能源项目带来更大的盈利压力。

  2、电力辅助服务补偿分摊机制设计不合理,信息不透明,导致新能源企业非预期成本的增加。2019年11月5日,国家能源局发布了《关于2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》,2019年上半年,电力辅助服务总费用规模达到130.31亿元,同比增长85.95%,其中,调峰费用共50.09亿元,同比增长100.3%;备用费用47.41亿元,同比增长141.6%。这两类服务在新能源发电装机比例较高的电网意义非同寻常,调峰、备用补偿费用的大幅提高,意味着常规电源给新能源出让了更多的发电空间,但由于某些调峰市场中存在的不完善因素(如某区域调峰市场中单价设置高、全电量分摊机制不尽合理等歧视性问题),在实现新能源消纳提升的同时,也给新能源发电企业带来了较大的分摊压力,大幅压缩了新能源发电企业的利润。

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