我国亟待完善新能源消纳市场机制

发布时间：2017-04-06 作者：孟凡君来源：工业新闻网

关键字：新能源

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“根据2020年能源需求预测的基准方案，2020年我国风电装机达2.1亿千瓦，实现风电从补充能源向替代能源的转变。

“根据2020年能源需求预测的基准方案，2020年我国风电装机达2.1亿千瓦，实现风电从补充能源向替代能源的转变。为此，我国将高比例发展风电等可再生能源，并剔除一些旧有元素，增加一些新元素，通过能源系统整体优化解决弃风问题。”日前，在中国国际风力发电技术与设备研讨会上，国家发改委能源研究所原所长韩文科做出上述判断。

风电消纳问题需解决

风力发电已成为可再生能源领域技术成熟、具备规模化开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。但与2015年相比，2016年我国风电新增装机容量下降710万千瓦，降幅达24%。

全球风能理事会秘书长苏思樵认为，这主要是由于2015年我国风电抢装后的回调、电力需求下降和电网消纳风电能力不足等原因。2014年下半年起，国家发改委宣布下调部分资源区风电标杆上网价格，风电企业为了能享受之前的电价政策，纷纷加快风电项目运营的步伐，以期在最后期限之前完成投运。随着风电抢装潮的激增，电网消纳能力不足的问题日益凸显，根据国家能源局公布的风电并网运行情况，2016年我国风力发电2410亿千瓦时，同比上升30%，但全国风电平均利用小时数1742小时，同比增加14小时，全年弃风电量达497亿千瓦时。

国家电网能源研究院新能源与统计研究所副所长谢国辉认为，我国风电发展呈现出较强的政策依赖性，风电装机此前两次阶段性上涨均是政策助推的结果，而近年来风电装机增速放缓同样是受到相关政策的影响。

谢国辉表示，大力发展新能源是世界各国调整能源结构的共同选择，在实现大比例接纳新能源发电的同时，确保电力系统安全稳定运行并控制成本，是全球电力发展的共同难题。就我国实际情况而言，由于风能资源分布、电源结构、电价水平等与国外存在差异，大规模风电并网带来的电力系统安全稳定运行，以及不断攀升的电力供应成本、促进风电消纳市场机制缺失等现实挑战更加突出。一是如何实现资源高效利用和优化配置。我国80%以上的风能资源和77%的风电装机集中在“三北”（东北、华北和西北）地区，远离中东部用电负荷中心，而“三北”地区与中东部跨区电网联系薄弱，风电等新能源外送能力不足。二是如何确保电力安全可靠供应。风电出力呈现出不同于常规电源的特点，而是随着风速和风向等因素的变化而变化，具有随机性、波动性和反调峰性，增加了系统调峰难度。三是如何保证电力供应的经济性。四是促进风电等新能源消纳的政策和市场机制不健全。

多措并举解决弃风问题

谢国辉认为，我国为实现风电发展“十三五”规划目标，需要从电源、电网、用户、体制机制等多个环节入手，多措并举，综合施策。其中，电源环节，加强调峰能力建设，提高抽蓄、燃气等灵活调节电源比例，推动煤电机组调峰能力改造，提高供热机组调峰深度。电网环节，加快电网建设，保证新能源并网和输送。用户环节，推进电能替代，用市场办法引导用户参与调峰调频，主动响应可再生能源出力变化。体制机制环节，着力打破省际间壁垒，构建全国电力市场，建立有利于新能源消纳的市场机制。

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