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促进新能源发展的建议措施

发布日期: 2017-08-06 信息来源: 稿件库

        技术方面

  推进煤电机组灵活性改造,加快抽水蓄能电站建设,促进自备电厂参与系统调峰,提高系统灵活性。按照国家能源局“十三五”电力规划,“十三五”期间,“三北”地区将完成煤电改造2.15亿千瓦,增加调峰能力4500万千瓦以上。其次,加快抽水蓄能电站建设,“十三五”期间全国力争开工6000万千瓦,2020年装机达到4000万千瓦左右。再次,我国自备电厂占了一定比例(2015年年底华北、东北、西北自备电厂占火电比重分别达到13%、9%、25%),而自备电厂基本不参与电网调峰,调峰压力均由公共电网承担,从行业公平角度考虑,自备电厂承担公用调峰职责,提升电网调峰消纳能力。

 

  扩大电网覆盖范围,提高接纳新能源能力。“十三五”期间,全国继续扩大同步电网规模,逐渐形成统一的同步电网,促进新能源的跨区输送及消纳,2017年建成大气污染防治“四交四直”特高压工程和酒泉—湖南、扎鲁特—青州直流工程,2018年建成准东—皖南直流工程。优化送端电源接入系统方案,加强送端电网建设,并探索建设大容量柔性直流示范工程,远距离汇集风电、光伏发电,实现风光水多能互补,最大限度解决弃风弃光问题。

 

  发展智能配电网,适应分布式新能源及多元化负荷接入。针对终端用电负荷呈现多样化、互动化、智能化的新趋势,综合应用智能配电网的各项新技术,满足分布式能源并网,通过实施实施用户智能友好互动工程和开展微电网示范工程,提升配电网接纳新能源、分布式电源及多元化负荷的能力,力争实现配电网对分布式电源的100%就地消纳。针对用户侧“双向互动”的新特征,可以利用限制短路电流、对传统保护方案进行改进、利用多点信息设计保护方案等思路重构继电保护方案,适应多电源复杂网络。

 

  加快推进电能替代和需求侧响应。制定具有针对性的电能替代价格优惠政策,降低用电成本,提高用户参与电能替代的积极性,在居民采暖、工业与农业生产、交通运输领域引导用户参与调峰,主动响应新能源出力变化。

 

  政策保障及市场机制方面

  营造有利于新能源消纳的政策环境。近期,出台相关政策保障新能源健康有序发展,比如完善新能源目标引导制度,建立健全绿色证书制度等。中长期来看,新能源在竞争性市场中将具有成本优势,政策保障可以适当淡出。

 

  逐步取消发电计划,推进电力跨省跨区交易,实现全国性资源优化配置。近期,有序放开发电计划,推进现货市场建设,建立新能源跨区消纳的市场机制。中长期,建立跨省区的全国性电力交易市场,促进跨省区资源优化配置和电力消纳,逐步实现各省区电力交易的开放与融合,形成覆盖更大范围的多层次电力交易平台。

 

  探索建立辅助服务市场,提高系统运行灵活性。近期,推动建立不同电源之间的利益补偿机制,继续尝试试点电力辅助服务市场。中长期,探索引入容量市场和辅助服务市场,促进灵活电源建设,增加电源参与辅助服务的灵活性。

 

  调度运行管理方面

  加强对新能源功率预测的管理,提高预测精度与分辨率。未来,我国西部北部部分省区新能源装机占比将超过50%,对新能源功率预测与管理提出更高要求,新能源发电功率预测将向高精度、高分辨率、中长期时间尺度方向发展,措施包括极端气象事件预报提高预测分辨率,提高新能源发电功率预测精度,提供多时间尺度的预测产品,建立新能源发电计划申报考核制度等。

 

  优化高比例新能源运行控制手段,实现高比例清洁能源消纳。“十三五”末新能源将逐步纳入日前、日内和实时市场中,需要在调度中考虑市场机制及运行风险,措施包括基于市场机制的多种新能源互补优化调度,高比例新能源运行的风险预警与主动防御等。

 

  增加系统惯量,提高系统运行稳定性。随着新能源出力占比不断增加,系统电力电子化特征凸显,电网转动惯量和等效规模不断减小,可以通过虚拟同步机增加系统惯量,提高系统运行稳定性。“十三五”应开始逐步在“三北”地区布局虚拟同步机,之后,至其他地区。

 

  优化跨区通道的运行方式,有力促进新能源的大范围跨区消纳。目前我国已投运直流输电工程一般跟随受端区域负荷特性运行,在每一时段内输电功率恒定。这样虽然有利于受端区域更轻松地接纳新能源发电,但并未充分利用送受端区域的调节能力,通道潜力未得到充分挖掘。未来可在综合考虑受端电网接纳能力的前提下,在送端风电低谷时段,降低直流输电功率,而在送端系统风电大发时段,提高直流输电功率。通过充分利用直流跨区通道的功率调节能力,扩大新能源消纳规模。