黑龍江省新能源電力產(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略發(fā)展淺析

楊 濱

(國網(wǎng)黑龍江省電力有限公司調(diào)度控制中心，哈爾濱 150090)

0 引 言

新能源戰(zhàn)略發(fā)展已成為中國的一項國策。區(qū)別于傳統(tǒng)的發(fā)電方式，廣義的新能源包括風、光、海洋、地熱、生物質(zhì)等能源。黑龍江作為國家能源基地，能源相對富饒且品種齊全，特點是多煤多油少氣，風能、太陽能、生物質(zhì)能、地熱能較為豐富。經(jīng)過多年的開采，石油產(chǎn)量逐年下降，煤炭成本高且產(chǎn)量難以滿足電煤需求，黑龍江省內(nèi)一半的火電廠將蒙煤做為燃料。但黑龍江省新能源資源豐富的特點日益顯露，作為發(fā)展的重點，與黑龍江省的地理位置、資源稟賦、經(jīng)濟發(fā)展相對應，主要發(fā)展風、光、生物質(zhì)項目。其中，風能資源為50 m高風能潛力約為1 020 GW，技術(shù)可開發(fā)量約為230 GW；太陽能平均幅射量為1 316 kW·h/m2；生物質(zhì)收集利用量可達1億噸標準煤。黑龍江省能源儲量巨大，特別是風、光發(fā)電產(chǎn)業(yè)極具潛力。

1 制約新能源電力產(chǎn)業(yè)發(fā)展的因素

雖然發(fā)展新能源產(chǎn)業(yè)符合國家產(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略，但其發(fā)展的制約因素很多[1]。其中一個重要因素是因新能源產(chǎn)業(yè)中風電、光伏發(fā)電的不確定性而產(chǎn)生的消納問題，它已經(jīng)成為產(chǎn)業(yè)發(fā)展中全國共識的制約因素[2]。

黑龍江省用電負荷水平較低，作為能源消納大戶的工業(yè)發(fā)展，其能源消納總量和占比一直處于偏低水平，加之氣候因素影響，用電負荷日內(nèi)波動較大。在各種新能源中，風能時空分布極不平均，短時可以發(fā)生較大變化；光伏日間發(fā)電，夜間停發(fā)，受天氣變化影響較大；生物質(zhì)電廠規(guī)模較小，受利益驅(qū)使，普遍不承擔電網(wǎng)的負荷調(diào)整。鑒于以上因素，新能源發(fā)展嚴重受限，原定的十三五末期風電裝機容量達9 GW的目標無法實現(xiàn)[3]。

從電網(wǎng)運行規(guī)律看，受負荷總量的制約，即受工業(yè)用電占比小、農(nóng)業(yè)用電季節(jié)性強、民用電冬季取暖與照明等影響，日尖峰與低谷負荷相差較大，火力發(fā)電仍為電網(wǎng)運行主力。無論從總量上，還是從發(fā)、用電特點來說，黑龍江省內(nèi)消納能力差，要通過向省外送電解決多余的風、光等新能源發(fā)電[4]。

2 風、光發(fā)電消納能力的計算

作為黑龍江省新能源發(fā)電的主力，風、光消納能力的計算關(guān)系到風、光發(fā)電產(chǎn)業(yè)的進程[5]。但消納能力涉及因素較多，主要分為省內(nèi)消納和省外消納。

省內(nèi)消納部分主要取決于電網(wǎng)的調(diào)整能力，包括火電機組的最小運行方式和調(diào)整能力、負荷的峰谷差、限電的合理應用(即必須保持少量限電的存在，如同鐵路不能按照春節(jié)運力建設(shè)一樣)以及風、光電運行能力的計算等因素。

目前，電網(wǎng)送省外電量的外送極值能力為5.4 GW，按照這個外送能力，當前現(xiàn)有新能源均能消納，而且還有較大余量。但外送電量不是黑龍江省決定的，而是通過市場交易決定的，主要是三省計劃電量統(tǒng)分及送華北、送遼寧、送山東和省間現(xiàn)貨交易電量。目前，這部分送出量占比低，沒有發(fā)揮外送電網(wǎng)的能力(只占1/5容量)。造成這個結(jié)果的其中一個原因是近幾年風電、光伏機組投入過少，市場效應不明顯，各類電廠參與送省外交易意識不強。另外，黑龍江省火電機組投產(chǎn)放緩和機組調(diào)整性能下降使火電裝機占比下降，致使黑龍江省在風、光發(fā)電較小時，局部時段電力匱乏，需外省送電支援，而全天電量富余，造成黑龍江省電力仍然大量富余的假象。

2.1 省內(nèi)消納能力計算

對黑龍江省內(nèi)風、光發(fā)電消納能力進行計算，消納能力Px1(統(tǒng)一口徑為省調(diào)直調(diào)部分)為

Px1=(Pf-Ph)·f1·f2

(1)

式中：Pf為黑龍江省某一時間段(如年、月、日)最大負荷(含廠用、網(wǎng)損)；Ph為對應某一時間段火電最小運行容量；f1為綜合考慮發(fā)、供電負荷率，取值1.4左右；f2為調(diào)整系數(shù)，考慮風、光實際發(fā)電能力不足等因素，取值0.9左右(為逆調(diào)整)。

以2019年冬季為例，若Pf為13 GW、Ph為9.5 GW，計算得出Px1為4.4 GW，即有4.4 GW運行容量可以消納。

2.2 省間消納能力計算

對省間消納能力的計算，按省間聯(lián)絡(luò)線能力簡單計算為前述的5.4 GW，但考慮聯(lián)絡(luò)線消納能力主要為市場競得，遠小于5.4 GW，則實際送省外能力Px2為

Px2=Pw·f3

(2)

式中：Pw為外送聯(lián)絡(luò)線計劃(大部分通過市場交易獲得)；f3為外送聯(lián)絡(luò)線調(diào)整系數(shù)，與省間運行、交易參數(shù)有關(guān)。

2019年凈外送電量為96億kW·h，外送電力折合1.1 GW，與外送能力5.4 GW相比，利用率僅為1/5，即目前可以消納的風、光發(fā)電運行容量大約在5.5 GW(省間1.1 GW+省內(nèi)4.4 GW)左右。

2.3 實際消納能力計算

實際消納能力是指裝機容量，而風、光發(fā)電的運行容量與裝機容量有著較大的差距。由于風、光發(fā)電存在不確定性，裝機容量不能全部轉(zhuǎn)化為運行容量，通常用運行容量來體現(xiàn)消納能力。黑龍江省外送1.1 GW的情況下，風、光可消納的裝機容量Q為

Q=(Px1+Px2)·fQ

(3)

式中：fQ為風、光出力概率系數(shù)，一般剔除風電大于裝機50%出力概率(小于10%)與光伏大于裝機80%出力概率(小于10%)，計及兩者時空有效組合，并參考現(xiàn)行消納率98.5%，黑龍江省fQ大致在1.6左右。

由此推算目前黑龍江省可消納的裝機容量約為9 GW(現(xiàn)有直調(diào)裝機8 GW)。

若要獲取更準確的Pf、Ph、f1、f2、f3、fQ等數(shù)據(jù)，需對風、光、火及負荷等進行精準的組合分析，精準的分析還能再挖掘一部分消納能力。

通過以上計算可以看出，省內(nèi)消納能力主要取決于負荷及峰谷差大小、火電調(diào)整空間與基于預測的運行空間調(diào)整；省外消納能力主要取決于聯(lián)絡(luò)線及調(diào)整空間的利用，這部分主要依據(jù)各類市場化交易。未來黑龍江省的消納能力與政策導向和市場激勵有關(guān)。

3 提高風、光發(fā)電消納能力的策略

從目前風、光發(fā)電的消納能力看，如果對風、光預測，負荷預測，風、光運行規(guī)律，各類電源組合，外送能力等條件進行充分地研究利用，消納能力將會有很大地提升。加之未來荒溝抽蓄電站的投產(chǎn)、特高壓的建設(shè)、峰谷差的利用，特別是市場化的深入，風、光發(fā)電的消納能力在十四五期間可增至10～20 GW，黑龍江省新能源產(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略發(fā)展體系的研究尤為重要。

3.1 加強政策支持及電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)

政策上，確立大力發(fā)展新能源產(chǎn)業(yè)、鼓勵新能源電廠投產(chǎn)、加快市場化進程、通過峰谷電價刺激電力消費模式轉(zhuǎn)變、合理設(shè)置黑龍江省新能源消納率(95%)等措施均有助于提高風、光發(fā)電的消納能力。同時，將電網(wǎng)建設(shè)與新能源發(fā)展、負荷增長、電力外送緊密結(jié)合也有助于提升風、光發(fā)電的消納能力。

3.2 加快新能源投產(chǎn)速度，增加市場化電量空間

目前，現(xiàn)有新能源裝機消納已不成問題，且外送能力還有很大的提升空間。通過對風、光利用機理進行分析，在合理控制風、光消納率的基礎(chǔ)上，黑龍江省可以容納10 GW以上風、光裝機容量。所以應該盡快增加風、光機組投產(chǎn)容量，一是搶奪省外市場，二是通過市場化各類交易方式刺激負荷增長，形成良性循環(huán)，同時促進黑龍江省產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟發(fā)展[6]。

3.3 加強用戶側(cè)新能源清潔電力利用意識

在加快新能源裝機容量同時，宣傳、鼓勵用戶利用清潔能源。重點對用電成本占企業(yè)成本較高的企業(yè)、可用于電能替代的企業(yè)以及電采暖企業(yè)進行宣傳推廣。通過市場化方式獲得清潔能源電力，既可降低企業(yè)成本，又可減少火電造成的能源轉(zhuǎn)換浪費。同時，用電負荷的增加能夠增大清潔能源的消納能力。

3.4 積極參與外送以促進新能源產(chǎn)業(yè)成為支柱產(chǎn)業(yè)

由于黑龍江省用電總量小，省內(nèi)消納能力有限，可以通過鼓勵參加交易、活躍發(fā)電權(quán)交易市場來解決消納能力有限的問題，形成發(fā)電、電網(wǎng)、用戶、產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟多方得利的局面。

3.5 通過市場化模式改變負荷運行特性

由于經(jīng)濟和季節(jié)因素，黑龍江省用電負荷峰谷差較大，峰谷差率一直在40%以上，這也是制約新能源消納的主要原因。如果通過市場化的方式增加用戶響應，將一些白天生產(chǎn)的用戶挪至夜間生產(chǎn)，不僅能夠降低企業(yè)成本，又可以減少峰谷差。與此同時，開展儲能市場的建設(shè)，能夠在發(fā)、用電市場上實現(xiàn)峰谷電價的靈活應用。如果峰谷差率能夠減至20%，風電裝機容量可增加5 GW。

3.6 增加生物質(zhì)供熱電廠投產(chǎn)容量的同時加強統(tǒng)一管理

加強生物質(zhì)電廠的建設(shè)與運行管理，將生物質(zhì)電廠逐步納入市場化主體，令其統(tǒng)一參與電網(wǎng)運行調(diào)整并參加輔助服務(wù)市場，既可解決農(nóng)林廢物利用的問題、減少黑龍江省大氣污染，又能增加新能源消納能力和電網(wǎng)調(diào)峰能力。

4 結(jié) 語

為解決黑龍江省新能源電力消納能力有限的問題，對制約新能源電力產(chǎn)業(yè)發(fā)展的因素進行了分析，對省內(nèi)消納能力、省外消納能力與實際承載能力進行了計算，從6個方面給出了能夠提高風、光發(fā)電消納能力的建議。爭取在十四五期間達到20 GW的新能源裝機容量，使黑龍江省新能源電力產(chǎn)業(yè)發(fā)展形成良性循環(huán)。