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聚焦丨解决弃风弃光的新招?多能互补仍有诸多争议

北极星电力网
2017-01-14
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导语:多能互补成为国家能源局解决弃风、弃光的新招数。然而受困于标准缺失、经验不足等问题,依然难以大规模推广。

(来源:微信公众号“能源杂志” ID:energymagazine 作者:李帅)

近年来,在光伏、风电大规模发展起来的同时,也积聚了严重的消纳问题。风光虽然是清洁的可再生能源,一方面由于间歇性并不受电网的欢迎,另一方面三北地区大规模的建设已经远远超出就地消纳的能力,而且外送通道建设滞后,弃风弃光状况严重。

多能互补是一种利用能源之间互补性实现效率最大化的能源利用方式,通过风光等不稳定的可再生能源和水火等稳定的传统能源的结合实现互补,当然储能也是重要的组成部分,但是现阶段储能能够发挥的作用仍然有限。

2016年7月4日,国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》(下简称《意见》)。《意见》显示,“十三五”期间,将要建成国家级终端一体化集成供能示范工程20项以上,国家级风光水火储多能互补示范工程3项以上。

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但是,多能互补能够发挥多大的作用呢?尤其是在弃风弃光的三北地区和弃水严重的川滇地区,多能互补又该怎样定位呢?作为用户终端的多能互补又有多大的意义呢?多能互补似乎在一开始就面临很大的争议。

青海模式

12月6日,总投资约63.7亿元的海西多能互补集成优化示范项目(一期)落户格尔木市。项目建设光伏发电项目20万千瓦,风电项目40万千瓦,光热发电项目5万千瓦,蓄电池储能电站5万千瓦。

从能源形式组成来看,全是可再生能源和储能的集成,而且加起来的规模也很大,对于大型能源基地的多能互补具有一定的示范意义。

关于多能互补,国家能源局规划司规划处长刘建平指出了几点标准,“多能”是指两种以上的能源,其中至少含有一种可再生能源,能源类型越多越好;“集成优化”是指示范项目从台面上体现集成优化,从而提高能源利用效率,减少弃风、弃光、弃水现象;项目的示范性,能起到行业的引领作用;项目的及时性:项目尽快带动投资,尽快建设、竣工、运行等八项标准。

但是,在大型的能源基地,多能互补真的能够解决所谓的存量问题吗?恐怕很难。记者采访了多位可再生能源领域的专家,在谈及这个问题时,均表示想要依靠多能互补来处理弃风、弃光、弃水等能源浪费问题并不现实。

其实还是因为当地的消纳空间小。在三北地区和西南地区,本地负荷很小,即便是通过多能互补提升了效率,转变了利用方式,采取像风能制氢、供暖等方式增加新的负荷,对于风光水巨大的体量来说也是杯水车薪。

不仅是此次的海西多能互补项目,青海省此前的龙羊峡水光互补项目一直以来都十分引人关注。2014年12月30日,黄河公司龙羊峡(装机128万千瓦)85万千瓦水光互补二期53万千瓦并网光伏发电项目成功并网发电,至今龙羊峡水光互补工程已经运行近两年的时间。

“水电的库容很大,白天的时候,完全可以做到以光为主,水电进行调节,让光伏可以产生调度需要的功率曲线,夜间没有光的时候可以多发水电。这样的情况下可以完全不弃光,而且在原来的输电线路输送水电的基础上,完全不用改造,可以提高利用率。”中国可再生能源学会的副理事长许洪华告诉《能源》杂志记者。“所以说所谓的多能互补就是先进行优化,然后统一进行调度。但是现在实现的很少,几乎没有,很多都是机制上的问题。”

据了解,光伏电站和水电站并为一个电源通过水电站送出,提高了送出线路的利用率和经济性,龙羊峡水电站送出线路年利用小时可由原来的4621小时提高到5019小时。也就是说龙羊峡水光互补获得好效果是在电力送出给力的基础之上,如果没有建好的输送通道,龙羊峡水光互补也将会泯然众人。

中国国家电网青海电力公司统计数据显示,截至2016年10月31日,青海电力装机总容量2330万千瓦,其中光伏(含光热)并网装机容量678万千瓦,约占全省电力装机总容量的三分之一,青海光伏发电量达到253.52亿千瓦时。而且青海省几乎没有弃风弃光,可再生能源的外送压力并不大。

对于弃风、弃光和弃水,不管是归咎于什么,要想彻底解决恐怕还是要寄希望于外送通道的尽快建成,多能互补只能起到优化的作用。也就是说,现阶段,与其在远离负荷中心的能源基地推行多能互补,在终端用户推行多能互补岂不是事半功倍?

分布式能源的疑问

从大型基地到终端用户,能源利用形式自然而然地朝着分布式的方向发展,但是不论是煤炭、天然气,还是光伏、风电等可再生能源,在分布式上可以说各有各的难处,多能互补虽然有广阔的前景,但是受制于各方面的制约,现在来看并没有什么竞争力。

许洪华指出,虽然分布式能源的各个单项技术具备使用条件,但是进行多能互补或者是冷热电联供的结合,现在还没有成功的案例,多能互补并不是简单的把几个能源相加。也就是说,在技术上仍然有许多工作要做,由于分布式的特点,需要因地制宜的技术解决方案和多种能源融合带来的新技术需求,现在来看还没有形成可以推广的成套技术。

国家电网能源研究院首席专家冯庆东也告诉记者:“多能互补在技术上还存在问题,燃机或者是冷热电联供互补的空间很小,可调节性比较差。”

此外,现在关于分布式能源出台的政策多是方向性、趋势性的,经济性的激励政策并没有,项目的操作并没有经济性,这在示范阶段是可以的,但是规模化推广没有经济性是不行的。多能互补在集合了多种能源的优点的同时,在经济性上能否实现真正的融合长远来看更为重要。

从已有的研究和实践来看,用户终端的多能互补多数都涉及天然气、发电、供热、供冷等多个领域,而在这些领域的政策可以说是掣肘不断,难以协调。而且,不论是“自发自用,余电上网”还是“全额上网”,由于缺乏接入电网的设计标准、技术导则及验收规范,在并网方面也遇到了很大的困难。

可再生能源方面,分布式光伏已然成为下一个风口,但是补贴下降、补贴拖欠等政策上造成的难题并没有解决,这也将为多能互补埋下巨大的隐患。

《意见》中明确到2020年,各省(区、市)新建产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例达到50%左右,既有产业园区实施能源综合梯级利用改造的比例达到30%左右。所以不管是什么地区的什么项目,能否因地制宜,能否具备经济性和推广的属性?这些还需要一个验证的过程。

在《意见》发布一个多月之后的8月11日,在秦皇岛举行的2016中国能源互联网大会上,国家能源局规划司规划处长刘建平透露,目前收到地方申报的多能互补集成优化示范工程建设项目已经超过500个。而且与互联网+智慧能源试点示范项目各省(市、区)申报数量不超过5个不同,此次对地方申报的多能互补项目没有设置申报数量上限。

对于项目的遴选和审批,据许洪华介绍,由中科院牵头开展多能互补的应用机制和政策研究,针对大型能源综合基地、农村地区城镇、城市产业园区、海岛、建筑等不同的形式,确定应用范围、配置原则、典型案例、推广障碍、技术导则。

据了解,内蒙古自治区能源开发局在9月下旬将符合国家申报条件的14项多能互补集成优化示范项目上报国家能源局。

截至12月上旬,规划建设95万千瓦风电、30万千瓦光伏、10万千瓦储能电源,2×35万千瓦热电联产机组,配套建设220千伏输电线路及供热管网的扎哈淖尔多能互补集成优化示范项目已经经过国家能源局初审,列入内蒙古两个核实项目之一。

12月26日,国家能源局对首批多能互补集成优化示范工程评选结果进行了公示。终端一体化供能系统17个,涉及陕西、河北、江苏、内蒙古自治区等11个省份和自治区,风光水火储多能互补系统6个,其中内蒙古自治区1个,青海省除了海西州的项目,海南州还有一个,陕西、河北、四川各一个。

今后能源发展必将越来越走向融合,从目前的能源结构来看,不论是新增还是存量的电源,都将最大程度上的进行集成优化,最大程度的发挥能源的作用。但显然,在政策、技术以及经济上,国家和企业还要做大量的工作。

相关文件

国家发展改革委国家能源局关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见

发改能源[2016]1430号

各省、自治区、直辖市发展改革委、能源局,新疆生产建设兵团发展改革委,有关能源企业:

根据国务院关于贯彻落实稳增长政策措施有关要求,为加快推进多能互补集成优化示范工程建设,提高能源系统效率,增加有效供给,满足合理需求,带动有效投资,促进经济稳定增长,现提出如下实施意见:

一、建设意义

多能互补集成优化示范工程主要有两种模式:一是面向终端用户电、热、冷、气等多种用能需求,因地制宜、统筹开发、互补利用传统能源和新能源,优化布局建设一体化集成供能基础设施,通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式,实现多能协同供应和能源综合梯级利用;二是利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势,推进风光水火储多能互补系统建设运行。

建设多能互补集成优化示范工程是构建“互联网+”智慧能源系统的重要任务之一,有利于提高能源供需协调能力,推动能源清洁生产和就近消纳,减少弃风、弃光、弃水限电,促进可再生能源消纳,是提高能源系统综合效率的重要抓手,对于建设清洁低碳、安全高效现代能源体系具有重要的现实意义和深远的战略意义。

二、主要任务

(一)终端一体化集成供能系统

在新城镇、新产业园区、新建大型公用设施(机场、车站、医院、学校等)、商务区和海岛地区等新增用能区域,加强终端供能系统统筹规划和一体化建设,因地制宜实施传统能源与风能、太阳能、地热能、生物质能等能源的协同开发利用,优化布局电力、燃气、热力、供冷、供水管廊等基础设施,通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式实现多能互补和协同供应,为用户提供高效智能的能源供应和相关增值服务,同时实施能源需求侧管理,推动能源就地清洁生产和就近消纳,提高能源综合利用效率。

在既有产业园区、大型公共建筑、居民小区等集中用能区域,实施供能系统能源综合梯级利用改造,推广应用上述供能模式,同时加强余热、余压以及工业副产品、生活垃圾等能源资源回收和综合利用。

(二)风光水火储多能互补系统

在青海、甘肃、宁夏、内蒙、四川、云南、贵州等省区,利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势,充分发挥流域梯级水电站、具有灵活调节性能火电机组的调峰能力,建立配套电力调度、市场交易和价格机制,开展风光水火储多能互补系统一体化运行,提高电力输出功率的稳定性,提升电力系统消纳风电、光伏发电等间歇性可再生能源的能力和综合效益。

三、建设目标

2016年,在已有相关项目基础上,推动项目升级改造和系统整合,启动第一批示范工程建设。“十三五”期间,建成国家级终端一体化集成供能示范工程20项以上,国家级风光水火储多能互补示范工程3项以上。

到2020年,各省(区、市)新建产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例达到50%左右,既有产业园区实施能源综合梯级利用改造的比例达到30%左右。国家级风光水火储多能互补示范工程弃风率控制在5%以内,弃光率控制在3%以内。

四、建设原则及方式

(一)统筹优化,提高效率

终端一体化集成供能系统以综合能源效率最大化,热、电、冷等负荷就地平衡调节,供能经济合理具有市场竞争力为主要目标,统筹优化系统配置,年平均化石能源转换效率应高于70%。风光水火储多能互补系统以优化存量为主,着重解决区域弃风、弃光、弃水问题;对具备风光水火储多能互补系统建设条件的地区,新建项目优先采用该模式。

(二)机制创新,科技支撑

创新多能互补集成优化示范工程政策环境、体制机制和商业模式,符合条件的示范项目优先执行国家有关灵活价格政策、激励政策和改革举措。推动产学研结合,加强系统集成、优化运行等相关技术研发,推动技术进步和装备制造能力升级。示范项目应优先采用自主技术装备,对于自主化水平高的项目优先审批和安排。

(三)试点先行,逐步推广

积极推进终端一体化集成供能示范工程、能源基地风光水火储多能互补示范工程建设,将产业示范与管理体制、市场建设、价格机制等改革试点工作相结合,探索有利于推动多能互补集成优化示范工程大规模发展的有效模式,在试点基础上积极推广应用。

五、政策措施

(一)实施新的价格机制

落实《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》,按照“管住中间、放开两头”的总体思路,推进电力、天然气等能源价格改革,促进市场主体多元化竞争,建立主要由市场决定能源价格的机制。

针对终端一体化集成供能示范工程,在能源价格市场化机制形成前,按照市场化改革方向,推行有利于提高系统效率的电价、热价、气价等新的价格形成机制。实施峰谷价格、季节价格、可中断价格、高可靠性价格、两部制价格等科学价格制度,推广落实气、电价格联动等价格机制,引导电力、天然气用户主动参与需求侧管理。具体价格政策及水平由国家及地方价格主管部门按权限确定。

针对风光水火储多能互补示范工程,统筹市场形成价格与政府模拟市场定价两种手段,加快推进电力和天然气现货市场、电力辅助服务市场建设,完善调峰、调频、备用等辅助服务价格市场化机制。在市场化价格形成前,实施有利于发挥各类型电源调节性能的电价、气价及辅助服务价格机制。

(二)加大政策扶持力度

经国家认定的多能互补集成优化示范项目优先使用国家能源规划确定的各省(区、市)火电装机容量、可再生能源发展规模及补贴等总量指标额度。风光水火储多能互补示范项目就地消纳后的富余电量,可优先参与跨省区电力输送消纳。符合条件的多能互补集成优化工程项目将作为能源领域投资的重点对象。符合条件的项目可按程序申请可再生电价附加补贴,各省(区、市)可结合当地实际情况,通过初投资补贴或贴息、开设专项债券等方式给予相关项目具体支持政策。

(三)创新管理体制和商业模式

积极支持采取政府和社会资本合作模式(PPP)建设多能互补集成优化示范工程。结合电力、油气体制改革工作,创新终端一体化集成供能系统管理和运行模式,开展售电业务放开改革。国家能源局会同有关部门完善电(气、热)网接入、并网运行等技术标准和规范,统筹协调用能、供能、电(气、热)网等各方利益,解决终端一体化集成供能系统并网和余电、余热上网问题。相关电网、气网、热力等管网企业负责提供便捷、及时、无障碍接入上网和应急备用服务,实施公平调度。创新终端一体化集成供能系统商业模式,鼓励采取电网、燃气、热力公司控股或参股等方式组建综合能源服务公司从事市场化供能、售电等业务,积极推行合同能源管理、综合节能服务等市场化机制。加快构建基于互联网的智慧用能信息化服务平台,为用户提供开放共享、灵活智能的综合能源供应及增值服务。

六、实施机制

(一)统筹规划布局

国家发展改革委、国家能源局在国家能源规划中明确多能互补集成优化示范工程建设任务,并将相关国家级示范项目纳入规划。各省(区、市)能源主管部门应在省级能源规划中明确本地区建设目标和任务,针对本省(区、市)新城镇、新建产业园区等新增用能区域,组织相关地方能源、城建等有关部门研究制定区域供用能系统综合规划,加强与城市、土地等相关规划衔接,通过市场化招标等方式优选投资主体,统筹安排供用能基础设施建设。具有全国示范意义的重点项目,可由省级能源主管部门报国家发展改革委、国家能源局备案,国家发展改革委、国家能源局组织有资质的第三方机构进行审核认定,向社会统一公告。

(二)加强组织协调

国家发展改革委、国家能源局会同有关部门推进和指导多能互补集成优化示范工程的实施,组织制定相关政策和示范工程评价标准,协调政策落实中的重大问题。各省(区、市)能源主管部门应研究制定多能互补集成优化示范工程实施方案,负责省(区、市)示范项目的组织协调和监督管理,优化和简化项目核准程序,协调解决项目实施过程中的问题,及时向有关部门报告执行中出现的问题及政策建议,确保示范项目建设进度、质量和示范效果。

(三)强化事中事后监管

国家能源局派出机构应加强对多能互补集成优化示范工程事中事后监管,针对规划编制和实施、项目核准、价格财税扶持政策、并网和调度运行等情况出具监管意见,推动多能互补集成优化示范工程有效实施。

国家发展改革委

国家能源局

2016年7月4日

(来源:微信公众号“能源杂志” ID:energymagazine 作者:李帅)

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