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我国电站持有产业发展仍存障碍

发布时间:2020-03-16      点击次数:359

我国电站持有产业发展仍存障碍
       就中国而言,迫于能源供给和温室气体减排的压力,能源转型势在必行。如何推动能源和电力转型是中国电力改革要解决的问题。
       我国的目标是:2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%,2030年达到20%;到2030年左右,使二氧化碳排放达到峰值,并争取尽早实现。

       国家可再生能源中心依据国家能源转型要求,2018年发布了研究报告《中国可再生能源展望2018》,提出到2050年,中国可再生能源在一次能源消费中的占比达到60%以上,在电力消费的比重达到90%;电力在一次能源消费中的比例从现在不到30%提高到60%以上。报告中提出的保守目标为,光伏装机需要从现在的9.2%上升到2050年的38.3%,发电量从现在的2.5%上升到19.3%。光伏装机到2050年将超过20亿千瓦,即2021~2050年平均每年光伏装机6000万千瓦。




       中国光伏的发展有成本优势。2021年,光伏发电在中国西部一类资源区可以作到0.25元/千瓦时以下,东部三类资源区可以作到0.35元/千瓦时以下,与常规火电相比较,具有很强的竞争优势;未来10年之内,一类资源区光伏成本将降到0.1元/千瓦时,三类资源区将降到0.2元/千瓦时,2030年之后光伏或将成为世界上便宜的电力。
但是,光伏也具有不连续、不稳定的特点,对此,可以用集中式光伏电站方式、分布式光伏两种方案来解决。
凡接入10千伏及以上公共电网、所发电量全部卖给电网的均属于集中式光伏电站。当电网接入高比例集中式光伏电站时,要求电网具有很强的调节能力,用于应对光伏的波动性和间歇性。
       当前,中国光伏产业也存在很多问题。我国具有世界上强大的电网,电网架构远远优于北欧和美国,但是却没有好好利用,未能实现像美国和北欧那样顺畅的功率传输;火电的灵活性改造进展缓慢,现有机组调节性能较差,低负荷能力仅达到50%;个别省区新能源装机比例高,调节能力不足。
       另外,对于火电机组由基荷电力向调节电力的转变,还缺乏相应的电价体系和鼓励机制;国内对于互补电源结构还没有统一规划和部署;电网侧储能和光伏电站站内储能目前仅有零星示范。
       分布式发电系统是在负荷侧安装的发电系统。从2021年开始,对于全国所有用电户来说,用光伏的电都要比用电网的电便宜,分布式光伏的规模化发展具有显而易见的商业驱动力。
       与分布式光伏相结合的分布式储能市场潜力巨大。一方面是因为分布式光伏的成本大大低于电网的零售电价,价差足以支持安装储能;另一方面,安装储能之后,分布式光伏系统不但具备了很强的调节能力,可以实现100%渗透率,而且通过与电网互动,削峰填谷,还能够实现收益化。
       目前的问题是,我国尚未全面放开分布式光伏项目的建设规模,也还没有像日本“净零能耗建筑”和德国“智能家居”那样类似的政府计划;配电网经营权尚未开放,电力交易市场和实时电价体系尚未建立,不利于光伏微电网项目的开展,也不利于分布式储能市场的启动。总之,分布式光伏的规模化发展不存在技术障碍,更多的是管理和利益平衡的问题。
       进一步放开现有政策“十四五”是光伏和风电全面进入平价时代的开局5年,是承前启后、继往开来的5年,非常关键。建议“十四五”期间新增电力装机均为清洁电力,燃煤电厂的存量装机需要让出发电量,逐步向调节机组过渡,以保证清洁能源电力的先发、满发。
       其一,对于集中式光伏电站,逐步建立全国统一的电力市场,使我国超高压电网真正发挥作用,为在我国西部建设高比例可再生能源发电基地扫清障碍。
       其二,加快电价改革和实时电价体系的建设,要有利于燃煤电厂由基荷电力向调节电力过渡,要有利于激励光伏系统提高自身调节能力,加速集中光伏电站站内储能和分布式储能市场的发展。
       其三,进一步放开现有政策,如对于集中式光伏电站,放开光伏系统“光伏—逆变器容配比”,提高光伏电站的“保障性收购小时数”,使得光伏发电成本快速下降;对于分布式光伏,要放开规模限制,不得以“消纳能力有限”为由拒绝分布式光伏项目立项。开放配电网的经营权,做到“输配分离”(现在已经做到“厂网分离”),加强“净零电耗建筑”“智能家居”和光伏“微电网”的示范和推广。

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