甘肃：新能源消纳问题依然严峻
来源：中国能源报 | 0评论 | 4479查看 | 2015-07-28 17:22:00
汉唐时代，那些在陇西边关艰难生活的古人不会想到，这片塞外恶土的野大朔风会在2000年后成为众人热捧的美好资源，并催生出一个代表着未来的庞大新兴产业。
过去两年半来，风光领衔的甘肃新能源新增装机1000万千瓦，强势贡献了全省7成装机增量。甘肃新能源头顶的那些耀眼光环——“世界风库”、“陆上风电三峡”、“新能源之都”……大有坐实之势。
然而“现象级”大发展的背后，海量装机的消纳依然是甘肃新能源发展的痛点。而在内外部条件生变的情况下，甘肃的新能源消纳难题也开始呈现出新特点。
风光无限好 消纳很有限
近年来，在国家力推清洁能源发展的大背景下，经济增长点有限的甘肃顺势发力新能源，并在短时间内取得了堪称“世界级”的成绩。甘肃新能源发展之迅猛可用一组数据佐证：截至2015年6月底，甘肃全省电源总装机为4369.55万千瓦，较2012年增加1438.68万千瓦，其中风电和光伏的增量竟高达1000万千瓦。换言之，近两年半来，甘肃70%的电源装机增量来自风电和光伏。
在此背景下，截至2015年6月底，甘肃的光伏和风电装机分别已达575万千瓦和1102万千瓦，继续分别稳居全国第一和第二，其中风电更于2014年末超越水电，成为甘肃第二大电源，装机占比近1/4。但记者日前在甘肃实地调研时发现，这个风光无限的新能源大省所面临的老问题——消纳依然严峻，并在新形势下呈现出阶段性的固化趋势。
受制于本省羸弱的消纳能力，外送几乎是甘肃新能源消纳的唯一途径。
据记者了解，目前甘肃全省新能源年送出电量超过100亿千瓦时，预计今年的数字在110亿千瓦时左右，主要目的地包括青海、山东和华中地区，但三地接受外来电的内生动力正明显衰减。以2014年为例，当年华中接收的甘肃新能源电力为46亿千瓦时，同比降幅超过25%。最新统计数据则显示，今年上半年， 华中地区仅接收了13亿千瓦时来自甘肃的新能源电力。
在此背景下，甘肃省2014年的风电利用小时数仅为1596小时，不仅低于全国平均值1905小时，在西北五省内横向对比也是垫底。刚刚公布的2015年上半年数据更令业界沮丧——甘肃风电平均利用小时数仅为657小时，光伏则低至510小时。
目前甘肃的风电开发主力是五大发电旗下的新能源公司，各家装机均超过百万千瓦。记者拿到的2015年1-5月统计数据显示，这五家公司的风电弃风限电比例均超过30%，其中最高为44%，最低31%，同比增幅都在15%以上，最高达33.61% 。
“最近情况太惨烈了，单日弃风限电损失比例最高曾超过70%，继续下去可以考虑让员工放假了。” 面对上述悲观数据，甘肃当地某风场负责人无奈地向记者表示。
更难看的是光伏数据，记者7月中旬在瓜州一座10兆瓦地面光伏电站中控室看到，该电站的实时出力仅为3兆瓦，窗外却是烈日当空。
据记者了解，甘肃新能源送出主要依靠750千伏线路，特别是2014年上半年投运的750千伏二通道工程，一度将玉门和瓜州地区的风电送出能力提升至400万千瓦，各大风企的限电情况随之明显好转。2014年9月，西北网调开始对西北五省进行跨省联络线考核，事情开始出现变化。
在一线企业看来，联络线考核是导致近期甘肃新能源消纳不畅的一个关键因素。
“实施联络线考核后，西北电网将调管权下放至省级电网，收紧了跨省交易权限，不仅控制总量，还要控制何时外送、送多少，超出计划就是白送，不结算电费。”当地一家风电央企的负责人告诉记者，“由于甘肃新能源占比大，调峰能力不足，为减少和避免考核，甘肃省调践行的原则是尽可能压低新能源出力，极端情况下甚至将全省风电出力降为零。”
“自从去年实施联络线考核以来，我们的出力一直在下滑，现在发三限七已成常态，周边很多电厂甚至不如我们。可以预见的是，今后一段时间内，西北电网跨省联络线考核导致的电力电量平衡难题，将是制约甘肃新能源送出与消纳的首要因素。”上述光伏电站负责人告诉记者。
通道不再是主要矛盾？
风电等新能源的间歇特性决定其消纳会是一个动态过程，出现问题必然也是多重因素使然。“过去主要是通道问题，送不出去，现在通道已经不是单一的主要矛盾了，更存在消纳问题，简单说就是电没人用了。”上述风企负责人指出。
当前中国人均电力装机已突破1千瓦，加之经济进入新常态，我国的电力消费增速也随之出现常态化的下滑。中电联7月21日发布的 《2015年1-6月份电力工业运行简况》显示，今年上半年，全国全社会用电量同比仅增长1.3%，创下了35年来的新低。9省全社会用电量出现负增长，其中包括去年接收了49亿千瓦时甘肃新能源电力的青海，其用电量增速下降了4.9%，全国排名倒数第二。加之调峰等辅助服务补偿机制的缺失，外省接收甘肃新能源电力的意愿和动力明显不足。
此外，在消纳能力有限的情况下，爆发式增长的新能源之间必然也存在内部竞争，风电大发，光伏势必受影响，反之亦然。据记者了解，7月下旬，因为“以水定电”的水电大发，甘肃部分风电场就曾遭遇大风天气零出力的尴尬。
好消息是，已于6月3日开工建设的酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电工程理论上将大幅缓解甘肃弃风弃光的窘境。酒湖特高压项目的电网输送能力超过800万千瓦，满负荷情况下每年可外送电量420亿千瓦时，其中40%以上为可再生能源电力。考虑到配套调峰火电的建设周期，预计这条以外送可再生能源电力为主要任务的特高压线路将于2017年全面投运。
“按照我们的计算，如果不再继续大规模上项目，酒湖特高压投运后，我们可将限电比例控制在10%以内，皆大欢喜。”上述风企负责人告诉记者，“反之，若继续快节奏地上项目，老问题必然重现，好比龟兔赛跑，兔子停下来等乌龟，眼看乌龟要赶上来了，兔子又拔腿跑了。所以必须先盘活存量，让企业利润上来，再考虑新的规模化发展。”
多方探路先解近渴
从记者掌握的信息看，目前甘肃当地新能源企业普遍将宝压在2017年投运的酒湖特高压线路之上，但上半年湖南全省6000千瓦及以上电厂利用小时数仅为1703小时，同时在蒙华铁路建设方案获批后，沿线的“两湖一江”地区都在积极布局大型火电项目，这也为湖南乃至华中消纳西北新能源电力的前景埋下了一丝隐忧。而在新通道建成之前，首先要面对的显然是如何有效缓解当前不容乐观的弃风限电。
据记者了解，从经济可行的角度出发，目前甘肃缓解新能源消纳的主要尝试有两个，一是参与风火发电权交易，二是试点大用户直供电。
在发电权交易方面，甘肃已于今年5月底小试牛刀——中国铝业兰州分公司自备电厂(3×30万火电机组)拿出6亿千瓦时电量，与甘肃新能源企业做发电权交易。记者拿到的交易文件显示，近百家风电场及光伏电站参与其中，部分新能源企业给出的报价已超出甘肃的火电标杆电价（0.325元/千瓦时），6月的最高度电成交价达0.3556元。但在企业看来，新能源参与风火发电权交易是“外表风光、内心彷徨”的被动之举。
“如果有选择，我们是不愿参与的。但现在别人都在做，你不做能行吗？毕竟这关系到利用小时数，还会直接影响出力分配。”上述风电企业负责人告诉记者，“相较于浅层的发电权交易，我更认同深度调峰在缓解弃风方面的效果。以兰铝发电权交易项目为例，其自备电厂装机90万千瓦，在风火发电权交易模式下，自备电厂只需要平均压降16万千瓦的出力，就可以在5个月内出让6亿千瓦时电量，而采取深度调峰，自备电厂则应该在风电大发期压降至少45万千瓦的出力，才能充分适应峰谷差很大的新能源发电特性。”
新能源参与大用户直供电则面临负荷波动大的弊端，并因此产生挤占通道之嫌。“与火电不同，风电和光伏无法实现电力的连续稳定供应，新能源参与大用户直供电更像是一种‘虚拟交易’。”上述风企负责人告诉记者，“经过计算，如果风电参与大用户直供电，大用户用电100万千瓦时，实际只有约30万千瓦时来自风电，剩下的70万千瓦时还要靠火电和水电供应。”
西北电网实施联络线考核以来，甘肃新能源限电形势更加
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