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二是电源结构不合理,系统调峰能力严重不足。
新能源的并网消纳要求电力系统拥有良好的调峰能力。然而,目前我国的电源结构灵活性不足、供热机组比重大、自备电厂不参与调峰等现状,都是影响电力系统调峰能力的重要因素。
新能源发电需要抽水蓄能、燃气等灵活调节电源进行调峰,而我国火电占总装机容量比例达67%。在新能源富集的“三北”地区,火电占比甚至达到70%,抽水蓄能、燃气等电源却不足4%,东北、西北地区的灵活调节电源更是少之又少。
三是电网发展滞后,新能源送出和跨省跨区消纳受限。
国家规划了9个千万千瓦风电基地,其中7个在“三北”地区,但目前仅安排了哈密、酒泉、蒙西等3个基地的跨区输电项目。
电网项目的核准同样滞后于新能源项目。新能源富集地区不同程度地存在跨省跨区通道能力不足的状况,已成为制约新能源消纳的刚性约束。
四是市场化机制缺失影响新能源消纳。
和国外相比,我国促进新能源消纳的市场化机制已经严重滞后,以丹麦电力市场为例,丹麦电力市场机制中有竞价机制、负电价机制和补偿机制。我国目前仅局部地区开展了风火发电权交易和辅助服务交易等试点,由于缺乏常规电源提供辅助服务的补偿机制,火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性。
记者:新能源消纳涉及到发、输、用等多个环节,从电网企业的角度来看,保障新能源消纳要做哪些工作?国家电网公司在这些方面做了怎样的努力?
张正陵:
一是加快电网建设,保证新能源并网和输送。
二是优化调度,尽最大努力消纳新能源。
三是积极推动“两个替代”。实施电能替代,有效拉动电量增长,扩大新能源消纳空间。
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“十四五”开局第一个季度,根据全国新能源消纳监测预警中心的监测数据,1~3月全国新能源消纳形势总体良好,其中青海、蒙西等局部地区消纳压力较大,特别是青海弃风弃光同比大幅增长,陕西等地也出现了类似现象。
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