六大技术与两大市场机制并举 着力解弃风弃光顽疾
来源：北极星太阳能光伏网 | 0评论 | 3273查看 | 2017-05-22 13:40:29
一方面光伏、风电新增装机规模不断攀升，一方面弃光、弃风率居高不下。我国新能源发电已然陷入边建边弃怪圈，消纳问题让风电光伏不“风光”。
新能源消纳引起全社会各方关注，随着电力体制改革和各省区新能源交易的推进，2017年第一季度新能源消纳问题开始好转。国家电网公司经营区域共消纳光伏电量198亿千瓦时，同比增长81%。弃光电量累计21亿千瓦时，同比减少8亿千瓦时；弃风率10.6%，同比累计下降2.3个百分点。
弃风弃光是如何造成的？解决弃风弃光有何措施？国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧就此做了详细讲解。
新能源消纳与电力系统调节能力密切相关。电力系统的发、供、用同时完成，必须时刻保持动态平衡。风电、光伏等新能源日波动最大幅度可达装机容量的80%。新能源高比例接入电力系统后，增加了系统调节的负担，常规电源不仅要跟随负荷变化，还需要平衡新能源的出力波动。新能源出力超过系统调节范围时，必须控制出力以保证系统动态平衡，否则就会产生弃风、弃光。
促进新能源消纳的关键技术
新能源消纳涉及电力系统发、输、配、用多个环节，与发展方式、技术进步、电力体制改革、市场交易机制、政策措施等密切相关，实现新能源高效消纳，既要“源-网-荷”技术驱动，也需要政策引导和市场机制配合。“源-网-荷”是“硬件系统”，决定新能源消纳的技术潜力；政策及市场机制是“软件系统”，决定技术潜力发挥的程度。
煤电机组深度调峰改造技术。在中国现阶段的电源结构中最主要措施就是通过煤电系统调峰改造。该技术成熟，效果好、见效快，国内部分电厂已开始深度调峰改造试点。通过灵活性改造，纯凝机组最小技术出力达到30%-35%额定容量，部分机组可以达到20%-25%；热电联产机组最小技术出力达到40%-50%额定容量。
抽水蓄能。抽水蓄能电站开发周期长，建设周期需要6-8年，新开工项目短期内不能发挥作用，难以满足当前新能源爆发式增长的需求。由于国家没有单独出台电价，所以一般企业投资建设的积极性不高。
电网互联技术。电力系统的灵活性要依靠电网平台发挥作用。当电网之间存在网络约束时，难以充分调用和共享灵活性资源。电网互联后，实现电力外送相当于扩大新能源市场范围。
储能技术。目前除抽水蓄能外，电化学储能是发展最快且相对成熟的储能技术。预计“十三五”末锂离子电池在用户侧将具备商业化推广能力。2020年后，随着电动汽车及电池梯次利用技术的发展，将会出现价格更低、布局更广的储能系统参与电网级应用。
新能源功率预测技术。目前我国新能源功率预测误差在4%-18%之间。预计“十三五”末期，我国新能源功率预测误差将减小至3%-13%，与国外先进水平相当。
电能替代。包括热泵、电采暖、电锅炉、蓄冷/热等以电代煤（气），港口岸电以及农村地区“煤（气）改电”等技术。电能替代已具备大规模推广的技术基础，但在部分应用领域经济性较低，用户参与意愿不足，需相应配套政策加以推动。
市场机制设计
近期机制：
省间新能源直接交易。放开用户和售电企业的省外购电权，将优先发电安排以外的输电通道容量面向市场主体全部放开，组织新能源与电力用户、售电企业开展直接交易。
省间新能源与火电发电权交易。组织送出地新能源企业与受入地火电企业开展发电权交易，扩大省间发电权交易电量。可以在发电集团内部开展优化，也可跨集团开展。可通过双边协商交易方式，也可通过集中竞价方式。
调峰辅助服务市场。采取集中平台报价方式，由发电企业及其他辅助服务提供商在平台上进行集中报价，报价可分为峰平谷时段。电力调度机构按照电网运行实际需要根据报价由低到高依次调用，事后根据实际调峰电量及费用分摊方式进行结算。
低谷风电与抽蓄电站和电采暖用户直接交易。创新交易品种，尽可能挖掘清洁能源消纳空间。
远期机制：
现货市场。新能源带补贴参与电力市场，与火电同台竞价，利用价格优势实现优先消纳，同时通过现货市场的价格信号引导火电主动调峰，优化统筹全网调节资源，有效促进新能源电力消纳。
需求侧响应。优化可中断电价政策，对于装配负荷控制设备的用户，可自愿实施可中断负荷电价，根据提前通知时间和持续时间不同，执行差异化电价水平；健全用户侧峰谷电价政策，扩大峰谷电价执行范围、适当拉大峰谷价差，改善负荷特性，提高用户消纳新能源的积极性。
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