京津冀面临弃风弃光难题 德国与德州是怎么做的？
来源：无所不能 | 0评论 | 4151查看 | 2016-07-12 10:30:00
2022年弃电率低于3%！对当下仍然面临弃风弃光难题的京津冀来说这现实吗？京津冀与德国、美国德克萨斯州可再生能源需求相似，但弃电率却大相径庭。那么德国、德州又是怎么做到的？
京津冀是中国可再生能源发展困境的缩影
中国对可再生能源的投入以及可再生能源发电装机容量均已位居世界前列，但可再生能源发电量却落后于其它国家。
举例来说，2015年，美国的风电并网容量仅为中国的58%，但风力发电量却超过中国。原因之一就是中国的太阳能和风能发电被大量“弃用”而浪费了。2015年，中国弃风率高达15%，远高于2014年的8%。
报告称，从2011年到2015年，中国弃风限电导致的电费损失累计约510亿元人民币，因此多消耗了原本可以避免的4.3亿吨原煤。
京津冀地区，2015年河北省风电并网量达10吉瓦，光伏发电并网量2.4吉瓦。但与此同时，河北省的弃风率约为10%，虽然稍低于全国平均水平，却仍远远高于国际水准。2015年底，张家口的风电和光伏发电容量达到8吉瓦，并计划到2030年增长到50吉瓦。这个数字要比中国、德国和美国三个国家以外所有国家当前的装机总量还高。
然而，张家口本地电力需求仅有1.85吉瓦，外送能力仅5.5吉瓦。距离张家口仅200公里的北京却仍然无法用上张家口的清洁电力，更不用说今后五年的新增可再生能源电力将要如何消纳。据报道，2014年张家口的弃风率已高达30%。38如果不加大对输电设施的投资，提高可再生能源消纳及外送能力，张家口的弃风情况将会更严重。
美国和欧洲的案例研究表明：可再生能源并网不无挑战，但通过正确的政策引导是完全可实现的。
国际上没有一个完美的可再生能源并网模式可供京津冀地区效仿。在地理距离和可再生能源需求占比方面，京津冀地区与美国的德克萨斯州和德国相似，可将二者作为参考。这两个国际案例都说明，通过正确的区域性试点和政策引导，将可再生能源弃电率降至1%是完全有可能的。
在可再生能源并网方面，德国和美国是这么做的：
德国：政策设计和调度原则
分布式能源的作用。德国的光伏发电以分布式屋顶太阳能系统为主。分布式太阳能，尤其是屋顶太阳能系统的普及，意味着发电端和用电端可以近在咫尺。，确保在配电网层面就大规模消纳了可再生能源，从而避免了发展大型太阳能电厂可能需要的巨额输配电网投资。
可再生能源专属输配电投资。德国风力发电主要位于北部地区，而光伏发电集中于光照最强且持续时间最久的南部地区。因此，德国要实现可再生能源并网，就需要新建输配电设施。为此，德国联邦网路管理局(FederalNetworkAgency，FNA)批准新建1876公里的输电线路。
建立透明、活跃的日间交易市场。德国有一个高效运转的日间电力市场，电力在需求当日进行交易，调度却不是按照每日、每月或每年合同来确定。德国2006年启动日间电力市场交易，而且随着可再生能源电力的不断增长，交易量也持续增长。2011年，日间市场从每小时交易一次改为每15分钟交易一次，自此，日间电力市场交易量已经增长了近一倍。
可再生能源平衡区统一调度。自2009年开始，德国的四大输电企业一改往日依靠内部资源平衡电力供需的做法，形成了一个共同平衡市场。
与欧洲其它地区联网。德国电网与邻国互联，2015年净出口电力接近9%。截至目前，可再生能源电力出口并不是德国实现可再生能源大规模并网的主要原因，但今后几年可能有所改变。欧洲正在制定覆盖全欧的可再生能源并网输电规划。
德克萨斯州：制度改革以及输电项目投资的新方式
德州的弃风率从2009年的17%降至2014年的0.5%以下，主要归功于2011年至2013年末逐步建设完成的新输电线路。
德州的主要经验有以下3点：
修改法律规定，加快可再生能源专属输电项目的投资。值得注意的是，德州放弃了对新输电线路利用率的要求，代之以3%的弃电率上限规定。
交易活跃、透明的日间电力市场，鼓励可再生能源发展。德州电力市场交易间隔短至5分钟，更符合风力和太阳能发电的瞬变性特点，降低了可再生能源电力并网成本。
统一的调度和平衡区域，在全州范围内平衡电力供需，确保清洁能源能够以最低成本输送给用户。这种做法不但促进了可再生能源的优先使用，而且还向市场发出信号，有利于今后输电和发电项目的投资。
从德国和德州的经验来看，京津冀地区也有望提高可再生能源并网率，改善空气质量，提高非化石燃料发电比例。因此，保尔森基金会建议，与其将小范围的张家口列为可再生能源示范区，不如扩大到整个京津冀地区，开展可再生能源并网试点，将可再生能源丰富的张家口市与区域内电力需求旺盛的中心城区连接起来。
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