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46.77%，這是今年4 月16日，蒙西電網(wǎng)新能源最大電力在全網(wǎng)實時發(fā)電出力中的比重，也一舉創(chuàng)下了國內的新紀錄。對于這一新極值，卻肯定與質疑聲音并存。有觀點認為，在棄風棄光未解決的情況下，衡量瞬時電力中新能源的比重實際意義不大；也有觀點認為：這為高比例可再生能源的實踐探索了路徑，意義值得肯定。真相究竟如何，為此記者走進了蒙西電網(wǎng)。
特定條件下的紀錄
“今年的來風情況不好，較往年整體下降了10% 以上。”內蒙古電力集團公司電力調度中心主任侯佑華告訴《風能》雜志記者，事實上，早在3 月份該公司就想進行這樣的嘗試，在做了大量的分析工作后，4 月中旬創(chuàng)下了新能源瞬時電力比重的新極值。
數(shù)據(jù)顯示，4 月16 日，內蒙古電網(wǎng)（蒙西電網(wǎng)）新能源單日發(fā)電量超過2 億千瓦時，新能源最大電力達到1156 萬千瓦，占比達到全網(wǎng)實時發(fā)電出力的46.77%，其中風電最大發(fā)電負荷突破1000 萬千瓦，達到1038 萬千瓦，最大占比達到全網(wǎng)實時出力的42.02%。
為何會在這一時段進行這樣的嘗試？據(jù)內蒙古電力相關負責人介紹，主要有兩個方面的原因，隨著供熱期的結束，火電機組的運行安排方式可以更靈活一些，為消納新能源提供空間。另外，春季正好是內蒙古地區(qū)來風較好的季節(jié)，為風電大發(fā)提供了條件。
業(yè)內有觀點認為，瞬時電力甚至是較短的一段時間內，新能源的比重達到50% 對于電網(wǎng)并非是一件很難的事情，只要有足夠的火電開機容量進行調峰即可，在較長時間段內實現(xiàn)新能源的高比例消納才更有意義。
6 月17 日0 時至23 日24 時，在青海進行的另一次關于高比例可再生能源消納的嘗試也創(chuàng)造了一項新紀錄。在168 個小時內，青海電網(wǎng)實現(xiàn)了全部可再生能源供電，其中水電為78.3%，剩余的 21.7% 則為新能源。
國家電網(wǎng)青海省電力公司副總經(jīng)理韓悌表示，以全部清潔能源對一個省份連續(xù)7 天供電在全國尚屬首次，對全國范圍內促進清潔能源發(fā)展與消納具有良好的示范作用。青海僅依靠光伏、風電和水電實現(xiàn)連續(xù)7 天清潔能源供電，意義更為重大，為真正100% 清潔能源供電。
國家可再生能源中心主任王仲穎認為，青海的做法在技術上完全沒有問題，其中一個重要原因是電網(wǎng)本身的用電負荷比較小，試驗過程中需要西北電網(wǎng)在周圍其他省份調度和調峰上的配合。
清華大學電機系副主任魯宗相接受《風能》記者采訪時表達了他的觀點：必須承認新能源的創(chuàng)紀錄表現(xiàn)是在特定時期、特定地理條件等因素的共同作用下實現(xiàn)的，也離不開電網(wǎng)公司在新能源消納方面所做的努力。
高比例帶來的新挑戰(zhàn)
內蒙古電力集團有限公司（蒙西電網(wǎng)）承擔著內蒙古自治區(qū)西部八個盟市的供電任務，服務人口超過1380 萬人，所轄區(qū)域內風電資源和太陽能資源非常豐富，也是我國最早開發(fā)新能源的地區(qū)之一。
數(shù)據(jù)顯示，截至2016 年底，蒙西地區(qū)總裝機容量為6400 萬千瓦，其中火電為4020萬千瓦，水電（含抽水蓄能電站）180 萬千瓦，風電1616 萬千瓦，光伏567 萬千瓦。風電占全網(wǎng)發(fā)電裝機容量的25%，新能源則占到了總裝機總量的38%。
“近十年蒙西地區(qū)新能源裝機年均增長都在20% 以上，已從之前常規(guī)火電機組的補充，變?yōu)閮H次于火電的主力電源，其地位的大幅提升對傳統(tǒng)的調度計劃制定方式和保證電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行提出了挑戰(zhàn)和新要求。”內蒙古電力相關負責人說。
記者了解到，從2008 年蒙西電網(wǎng)風電大規(guī)模并網(wǎng)運行開始，內蒙古電力公司就以可觀、可控、可預測為目標，經(jīng)過8 年多的時間建立起了國內首個具有多項自主核心技術、引領行業(yè)發(fā)展的新能源調度技術支持系統(tǒng)。
“經(jīng)過在實際運行中的不斷完善，目前該系統(tǒng)已成為具備集新能源發(fā)電監(jiān)視、發(fā)電功率預測、風電光伏的自動發(fā)電控制（風光AGC）、自動電壓控制（AVC）、棄風電量統(tǒng)計、運行數(shù)據(jù)統(tǒng)計等功能于一體的綜合系統(tǒng)，通過有效技術手段提高內蒙古電網(wǎng)的新能源接納水平。”內蒙古電力調度中心副主任朱長勝全程負責并見證了這套體系的建成。
記者在該公司調度中心看到，蒙西地區(qū)每一臺機組地區(qū)的風速、風向等風況信息及機組運行電壓、電流、功率、頻率等運行數(shù)據(jù)都可以實時在大屏幕上顯示，系統(tǒng)對風電、光伏未來出力的預測曲線也可以完整呈現(xiàn)出來。
“當初我們做這套系統(tǒng)的時候，業(yè)內還有質疑聲音，認為大電網(wǎng)的調度中心有必要控制每臺風電機組嗎？是否有些大材小用？”朱長勝介紹說，通過近10 年的運行，他們在對這些數(shù)據(jù)進行分析后，已經(jīng)基本上掌握了網(wǎng)內風電、光伏發(fā)電的運行特征，加之與自治區(qū)氣象局的密切配合，可以實現(xiàn)更精準預測，從而為化解網(wǎng)內新能源的波動性問題提供了重要支撐。
此外，該公司還確立了以“同區(qū)域、同類型機組發(fā)電利用小時數(shù)大體相當”為核心內容的“三公調度”原則，并加大信息公開，加強廠網(wǎng)之間的信息交互，以增強廠網(wǎng)之間的理解配合，得到了自治區(qū)政府、各風電企業(yè)及能監(jiān)辦等單位的肯定和認可。
“4 月16 日創(chuàng)下的紀錄，其實是我們多年在推動新能源消納方面所做的工作的一個具體體現(xiàn)，也是一個必然，從側面印證了內蒙古電網(wǎng)具備了高水平、大規(guī)模運行管理風電的能力，今后也還要按照這樣的思路去做。”朱長勝補充說，當時的網(wǎng)內調度除了抽水蓄能電站參與調峰外，火電是按照額定功率50% 進行的調峰，在沒有達到火電調峰補償?shù)臈l件下，充分考慮了經(jīng)濟性的問題。
回顧蒙西電網(wǎng)的幾次創(chuàng)紀錄表現(xiàn)：2010年新能源出力首次突破全網(wǎng)發(fā)電出力的20%，2013 年達到30%，2015 年為33.88%，2016年這一數(shù)值則為38.34%。新能源接納的上限究竟是多少？業(yè)界的討論從未停止過。從新能源發(fā)展初期的10%、20%，再到當前的接近50%，理論的猜測不停在實踐中被突破。
唯外送可破長期消納難題
2016 年，蒙西電網(wǎng)風電年利用小時數(shù)為1967，比國家發(fā)展改革委、國家能源局規(guī)定的最低保障收購年利用小時數(shù)少37 小時。光伏發(fā)電年利用小時數(shù)為1476，差24 小時就完成了國家最低要求。也因此，內蒙古被列入了新能源項目的紅色預警區(qū)，不得新建相關新能源項目。
“去年我們盡力了，最后的結果就差那一點點。” 侯佑華對于沒有完成目標有些遺憾，“去年6 月份國家下達了新能源保障小時數(shù)的目標，而電網(wǎng)調度的目標往往是在年初安排的，所以時間上有個差。下半年我們也盡全力在消納新能源，但隨著11 月份內蒙古進入供暖期后，大規(guī)模消納風電的客觀條件已經(jīng)不允許了。”
內蒙古電力相關負責人表示，內蒙古電網(wǎng)在消納新能源方面一直走在各省區(qū)市前列，也是“三北”地區(qū)唯一沒有出過大面積脫網(wǎng)事故而影響安全的電網(wǎng)，今年按照自治區(qū)政府的要求，力爭完成國家規(guī)定的新能源消納目標。
近年來，在新能源裝機快速增加的背景下，內蒙古電網(wǎng)棄風、棄光問題一直存在，同時每年的新能源消納量也增長較快。數(shù)據(jù)顯示，2014 年，內蒙古電網(wǎng)新能源消納量為258.4億千瓦時、2015 年為289.7 億千瓦時，2016年為361.7 億千瓦時。按照2017 年國家新能源保障小時數(shù)推算，需消納新能源電量430 億千瓦時，增幅較大。
“2017 年上半年在風況并不是很理想的情況下，我們消納的新能源電量已經(jīng)超過200億千瓦時，棄風率也下降到了16.3%，從這個角度來看我們所做的工作，還是有一些成效的。”內蒙古電力相關負責人介紹說。
新增電量的消納空間在哪里？探其內因，記者分析發(fā)現(xiàn)，目前蒙西電網(wǎng)的外送通道為4條500 千伏線路與華北電網(wǎng)相連，多年來外送通道的平均利用率一直保持在70% 以上的較高水平，增幅不大。從內部看，蒙西電網(wǎng)供電量的13.13% 增幅為新能源消納提供了更多空間，也反映了地區(qū)經(jīng)濟的企穩(wěn)回升。
從火電機組利用小時數(shù)來看，近三年明顯減少。2014 年為5351 小時，2015 年減少為4809 小時，2016 年進一步減少為4541 小時，在網(wǎng)內供電量增加的情況下，確實給新能源消納讓出了不少空間。
特別值得一提的是，蒙西電網(wǎng)在消納新能源方面，還有著先天的劣勢。“我們的電網(wǎng)結構被稱為‘一字長蛇陣’，受制于特殊的地理結構，內蒙古電網(wǎng)十分狹長，從而導致受限斷面非常多，500 千伏輸電斷面的數(shù)量甚至比整個華北電網(wǎng)還要多。” 內蒙古電力相關負責人告訴記者，特別是由于陰山山脈的橫跨，導致了風電基地大都分布在山脈北側，而火電和用電負荷大都位于山脈南側，嚴重制約了新能源的上網(wǎng)消納。
為此，內蒙古電力加大了電網(wǎng)投資力度，近年來陸續(xù)新建了500 千伏白音高勒變、察右中變、武川變、慶云變、定遠營變，200 千伏烏后旗開閉站、文更變、白同開閉站、錫西開閉站等變電站及相關線路，并完成了對錫林郭勒的西蘇地區(qū)、包頭的百靈廟地區(qū)、巴彥淖爾的烏拉特后旗地區(qū)及阿拉善的賀蘭山地區(qū)等新能源場站分布相對集中地區(qū)的線路切改，推動新能源上網(wǎng)消納。
數(shù)據(jù)顯示，2016 年內蒙古電力公司完成固定資產(chǎn)投資146.7 億元，其中，輸電網(wǎng)44.1億元，配電網(wǎng)44.8 億元。2017 年將安排投資175.6 億元，其中，輸電網(wǎng)50.4 億元，配電網(wǎng)87.7 億元。
“當?shù)赜秒娏康妮^高增速，推動了蒙西地區(qū)新能源的就地消納，一旦用電量降下來，就很可能出現(xiàn)棄風棄光加劇的問題。”國家發(fā)展改革委能源研究所可再生能源發(fā)展中心副主任陶冶認為，從長遠來看，電力流的流向還是從“三北”地區(qū)流向中東部負荷區(qū)，因此推動蒙西地區(qū)電力外送才是解決方案。
對于蒙西電網(wǎng)而言，自然更需要大電網(wǎng)的支持，如果能在大范圍內進行新能源的統(tǒng)籌消納，自然是于各方有利的。但隨著中東部地區(qū)受產(chǎn)業(yè)結構調整、經(jīng)濟增速放緩等因素的影響，相關省份受電積極性受到影響，成為了困擾當下的新問題。
“隨著‘十三五’期間中東部地區(qū)也存在電力富裕的情況，新建大規(guī)模輸電通道的利用率未必太高，若再需送端配套新建燃煤機組，可能會出現(xiàn)水多了加面，面多了加水，這對能源結構優(yōu)化會產(chǎn)生負面效應。”電力規(guī)劃設計總院相關專家表示，現(xiàn)在蒙西電網(wǎng)外送電主要到了京津唐地區(qū)，但近年來，隨著冀北電網(wǎng)新能源裝機比重的提高，也出現(xiàn)了消納問題，平衡好二者之間的關系也是擺在當前的問題。
內蒙古電改早起早受益
“內蒙古電力體制改革起步早、力度大。當全國開始普遍推行新一輪電改時，內蒙古模式已經(jīng)相對成熟，可謂早改早受益。”內蒙古自治區(qū)發(fā)展改革委相關負責人曾對媒體表示，蒙西電網(wǎng)是我國第一個省級電網(wǎng)輸配電價改革試點，也是我國第一個按照“準許成本加準許收益”原則測算能夠直接用于電力市場交易的省級電網(wǎng)獨立輸配電價。
據(jù)了解, 蒙西電網(wǎng)電力多邊交易市場自2010 年4 月正式運行以來，電量成交額度、市場主體規(guī)模，購售雙方交易頻次和密度均大幅增長。“十二五”期間累計完成交易電量1395.6 億千瓦時；2016 年蒙西電網(wǎng)實現(xiàn)交易電量765 億千瓦時，占大工業(yè)用電量78% ；2017 年第一季度，蒙西電網(wǎng)電力多邊交易累計交易電量223.69 億千瓦時，占到大工業(yè)用電量87%，也在一定程度上激發(fā)了用電量的提升。
“內蒙古電力于2015 年試點風電交易，2016 年開始將風電納入多邊電力市場，在風電邊際成本電價低于火電的情況下，風電發(fā)電利用小時數(shù)有一定提升。”內蒙古電力相關負責人告訴記者，他們還正在嘗試風電與自備電廠發(fā)電交易試點工作，通過大風期間風電給予自備火電廠補償?shù)氖侄危⒆詡潆姀S參與調峰的市場機制，提高電網(wǎng)調峰能力，減少網(wǎng)內風電棄風率。
數(shù)據(jù)顯示，蒙西電網(wǎng)2016 年新能源上網(wǎng)電量301.9 億千瓦時，交易電量31.18 億千瓦時，公用火電上網(wǎng)電量1123.5 億千瓦時，交易電量754.3 億千瓦時；2017 年上半年新能源上網(wǎng)電量210.0 億千瓦時，交易電量39.78億千瓦時，公用火電上網(wǎng)電量584.9 億千瓦時，交易電量420.25 億千瓦時。
中國可再生能源學會風能專業(yè)委員會秘書長秦海巖認為，棄風棄光限電的核心在于電力供應能力大于需求的情況下，如何確定發(fā)電優(yōu)先次序。作為已建成的機組，讓風電還是火電來發(fā)，應該是基于全社會效益最大化的標準。在我國電力市場尚未建立起來的情況下，給予風電合理收益的計劃電量，保證風電發(fā)電調度優(yōu)先權是可行的解決之策。
陶冶表示，新能源參與市場競爭，融入電力市場是大勢所趨，既有其內在發(fā)展的需求，也有外在電力市場化改革的客觀需求。在當前其價格不確定性有一定風險的情況下，給予一定計劃性保障是必須的。
該公司相關負責人認為，目前蒙西電網(wǎng)風電參與交易采用固定電價方式，仍然沒有有效反映供求關系，風電場的市場參與度依然不夠。今后，如何推進電力市場化改革，開展電力現(xiàn)貨交易，豐富市場參與者的交易品種是下一步需要著重探索的。
30%電量占比或是高比例門檻
根據(jù)國家及內蒙古自治區(qū)政府“十三五”規(guī)劃相關內容， 到2020 年, 蒙西電網(wǎng)可再生能源上網(wǎng)電量占全社會用電量的比重達到20%，且風電限電率控制在15%、光伏發(fā)電限電率控制在6% 以內。而2016 年蒙西地區(qū)風電占總發(fā)電量的比重為14.25%，這一數(shù)值雖然已走在各省市區(qū)前列，但距離目標仍有一定差距。
丹麥、德國等國家和地區(qū)在能源轉型道路上取得的突破吸引了公眾的目光，中國在應對氣候變化及環(huán)境改善方面對能源轉型的需求更加迫切，也因此確定了高比例可再生能源發(fā)展的這條道路。高比例可再生能源究竟有多高？長期以來，業(yè)內對此看法莫衷一是。
“我認為衡量高比例的指標，不能僅僅以新能源的裝機量來衡量，更要發(fā)電量在總電量的比重來衡量，因為這代表著我們實實在在使用清潔能源的數(shù)量。”魯宗相表達了他的看法。風電、光伏等新能源的一個重要特點就是容量大，電量小，這無法與傳統(tǒng)大容量、利用率高的火電進行對比。如果要設定一個門檻的話，他認為新能源達到發(fā)電量的30% 應當算是高比例。
國家發(fā)展改革委能源研究所在《中國2050 高比例可再生能源發(fā)展情景暨路徑研究》報告中提出，中國要完全實現(xiàn)能源生產(chǎn)和消費革命，到2050 年形成可再生能源為主的能源體系，可再生能源在能源消費中的比重要達到60% 以上、占總發(fā)電量的比重達到85% 以上。
“對于這一數(shù)據(jù)，業(yè)內也有一些質疑，中國可再生能源能不能達到這么高的比例？”陶冶表示，他們認為未來中國的高比例應當不僅僅是電這一種形式，冷熱電等多形式的聯(lián)供在未來也將發(fā)揮非常重要的作用，而且隨著風能、太陽能利用等技術的進步，資源量也會滾動提高，他們對中國實現(xiàn)高比例可再生能源目標應當有信心。
“中國不太可能走歐美國家可再生能源分散式開發(fā)的道路，這是由中國資源稟賦特點決定的，我們一定是集中分散相結合的方式來實現(xiàn)，而且最后要實現(xiàn)全國的高比例，一定要靠‘三北’地區(qū)的極高比例來提升，問題的解決也一定要回到‘三北’地區(qū)來。”魯宗相認為，丹麥、德國等一些國家在開發(fā)之初重點考慮了新能源與火電等傳統(tǒng)電源的配合問題，而我們最初更多考慮是如何做大規(guī)模的問題，這些可以為未來解決棄風、棄光問題提供一些經(jīng)驗借鑒。
“因為棄風棄光，否定‘三北’地區(qū)新能源大規(guī)模開發(fā)是不正確的，這些開發(fā)降低了成本，并推動了產(chǎn)業(yè)規(guī)模的快速擴大，必須要肯定其價值。”陶冶補充道，未來中國高比例情景未必每個省都是高比例，而應當各省根據(jù)自身資源特點建立，要整體最優(yōu)才是要實現(xiàn)的目標。
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