中國儲能網(wǎng)訊：近年來，我國以風電、光伏發(fā)電為代表的新能源發(fā)展迅速，裝機規(guī)模居全球首位，發(fā)電量占比穩(wěn)步提升。國家能源局的數(shù)據(jù)顯示，2022年，全國風電、光伏發(fā)電新增裝機容量達到1.25億千瓦，連續(xù)三年突破1億千瓦，再創(chuàng)歷史新高；可再生能源全年新增裝機容量1.52億千瓦，占全國新增發(fā)電裝機容量的76.2%，已成為我國電力新增裝機的主體。
未來，隨著以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電、光伏發(fā)電基地建設項目的建成和投產，新能源消納將面臨更大挑戰(zhàn)。提高新能源的消納利用率不僅是新型電力系統(tǒng)發(fā)展的核心，也是我國實現(xiàn)“雙碳”目標的關鍵。
為提高新能源利用率，近年來我國出臺了一系列支持新能源消納的政策。在日趨系統(tǒng)化的政策體系中，多元化的消納機制為新能源發(fā)展提供了保障。
動態(tài)引導形成新能源消納合力
“十二五”期間，新能源的爆發(fā)式增長與用電需求增速的放緩，導致了新能源消納能力的不足，我國棄風、棄光率曾一度較高。以風電為例，2015年，受多種因素的影響，華北、東北和西北地區(qū)（以下簡稱“三北”地區(qū)）的風電棄風電量達到339億千瓦時，全國風電平均年利用小時數(shù)下降到1728小時，比2014年下降165小時。
為解決這一問題，2016年5月31日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布了《關于做好風電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》，其中詳細規(guī)定了光伏發(fā)電、風電重點地區(qū)的最低保障收購小時數(shù)，這也是我國在多次提及保障性收購后，第一次劃定具體保障性收購門檻。
隨著政策的頒布，2017年我國新能源利用水平開始提升。國家能源局的數(shù)據(jù)顯示，2017年我國全年棄風電量419億千瓦時，棄風率為12%，同比下降5.2個百分點；棄光電量73億千瓦時，棄光率為6%，同比下降4.3個百分點。
為鞏固已有成果，2018年國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布了《清潔能源消納行動計劃（2018—2020年）》（以下簡稱《行動計劃》），進一步明確了2018～2020年內每一年度各種類清潔能源的具體消納指標，其中要求到2020年，全國平均風電利用率、光伏發(fā)電利用率指標分別為95%左右和高于95%。
對于《行動計劃》提出“利用率”這一概念，國家能源局的相關負責人表示，我國清潔能源發(fā)展一直以“棄電”的高低作為評價標準，但“棄電量”“棄電率”的說法只關注了清潔能源電力的未利用部分，忽視了整個能源和電力系統(tǒng)為消納清潔能源付出的努力和成本。從整個能源系統(tǒng)的經(jīng)濟性和全社會用電成本角度出發(fā)，結合電力系統(tǒng)自身的特性，清潔能源消納存在一個經(jīng)濟合理的利用率范圍，片面追求100%消納，將極大提高系統(tǒng)的備用成本，限制電力系統(tǒng)可承載的新能源規(guī)模，反而制約了新能源發(fā)展，因此并不是100%的完全消納最好。
可以看出，新能源消納涉及電力系統(tǒng)的方方面面。未來，當新能源成為主體電源后，其波動性和隨機性等特點也將對整個電力系統(tǒng)的調節(jié)能力提出更高要求，特別是對小時級以上的調節(jié)需求將更加突出。
因此，消納和安全成為電源側、電網(wǎng)側及負荷側等各電力相關主體共同的必答題。
為明確各方消納責任，2019年，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布了《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，對各省級行政區(qū)域設定可再生能源電力消納責任權重，建立健全可再生能源電力消納保障機制，并明確規(guī)定了政府部門、電網(wǎng)企業(yè)、各類市場主體的責任。其中，各省級能源主管部門牽頭承擔落實責任，售電企業(yè)和電力用戶協(xié)同承擔消納責任，電網(wǎng)企業(yè)承擔經(jīng)營區(qū)消納責任權重實施的組織責任。各市場主體通過實際消納可再生能源電量、購買其他市場主體超額消納量、自愿認購綠色電力證書等方式，完成消納量。
從2020年正式實施至今，這一機制每年都會在前一年的基礎上適當調整可再生能源電力消納責任權重。
2021年5月，國家能源局發(fā)布了《關于2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知》，其中明確各省（區(qū)、市）完成年度非水電最低消納責任權重所必需的新增并網(wǎng)項目為保障性并網(wǎng)項目，由電網(wǎng)企業(yè)實行保障性并網(wǎng)。
從電網(wǎng)側來看，“強網(wǎng)”是電網(wǎng)側保障消納的第一步。推動大電網(wǎng)的互聯(lián)互通，進一步加強送受端網(wǎng)架結構，是提升新能源存量通道送電能力的前提。
電網(wǎng)跨省跨區(qū)輸電通道建設加快。截至2021年，國家電網(wǎng)有限公司已累計建成“15交14直”特高壓輸電工程，建成12項省內重點輸電通道，新能源大范圍資源優(yōu)化配置能力進一步提升。配電網(wǎng)方面，作為分布式新能源消納的支撐平臺以及多元電力信息集成的數(shù)據(jù)平臺，配電網(wǎng)是提高分布式新能源承載力和靈活性的關鍵。2021年，我國分布式光伏新增裝機容量2928萬千瓦，占全部新增光伏發(fā)電裝機容量的53%，新增裝機首次超過集中式光伏。因此，配電網(wǎng)升級改造對于分布式新能源規(guī)模化接入的重要性尤為凸顯。2022年1月，國家發(fā)展改革委和國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》也提到，要大力推進高比例容納分布式新能源電力的智能配電網(wǎng)建設，鼓勵建設源網(wǎng)荷儲一體化、多能互補的智慧能源系統(tǒng)和微電網(wǎng)。
從電源側來看，由于新能源出力的波動性，需要各類可控電源的調節(jié)能力予以支撐，但當前我國電力系統(tǒng)尚存在調節(jié)能力不夠、靈活性不足等短板。未來，推動煤電機組向基礎性保障性和系統(tǒng)調節(jié)性電源轉型，增加天然氣發(fā)電、抽水蓄能、新型儲能等靈活性電源是保安全、促消納的重要手段。
2021年，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《全國煤電機組改造升級實施方案》（以下簡稱《實施方案》），其中明確推動煤電行業(yè)實施節(jié)能降耗改造、供熱改造和靈活性改造制造“三改聯(lián)動”，嚴控煤電項目，持續(xù)優(yōu)化能源電力結構和布局。針對靈活性改造，《實施方案》提出，統(tǒng)籌考慮大型風電、光伏發(fā)電基地項目外送和就近消納調峰需要，以區(qū)域電網(wǎng)為基本單元，在相關地區(qū)妥善安排配套煤電調峰電源改造升級，提升煤電機組運行水平和調峰能力。預計“十四五”期間，我國將完成2億千瓦存量煤電機組的靈活性改造，增加系統(tǒng)調節(jié)能力3000萬～4000萬千瓦，促進清潔能源消納。
對可再生能源發(fā)電企業(yè)“能產能消”的要求也日益清晰。2021年8月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，其中明確鼓勵發(fā)電企業(yè)通過自建或購買調峰儲能的方式，增加可再生能源發(fā)電裝機并網(wǎng)規(guī)模。承擔可再生能源消納對應的調峰資源，包括抽水蓄能電站、化學儲能等新型儲能、氣電、光熱電站、靈活性制造改造的煤電。
根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會的數(shù)據(jù)，截至2021年年底，我國發(fā)電裝機容量約23.8億千瓦，其中靈活調節(jié)電源裝機占比約為17%，達4億千瓦。根據(jù)《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》中的要求，到2025年靈活調節(jié)電源占比要達到24%左右。
從需求側來看，隨著全社會電氣化程度的提升，進一步挖掘需求側響應，充分利用數(shù)字和現(xiàn)代信息通信等技術手段實現(xiàn)需求側資源的廣泛接入，不僅可以有效提高新能源消納水平，還可以節(jié)約電網(wǎng)基礎設施的投資。
今年6月，國家能源局組織發(fā)布的《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》明確提出，要推動多領域清潔能源電能替代，充分挖掘用戶側消納新能源潛力。其中交通領域要大力推動新能源、氫燃料電池汽車全面替代傳統(tǒng)能源汽車；建筑領域要積極推廣建筑光伏一體化清潔替代；工業(yè)領域要加快電爐鋼、電鍋爐、電窯爐、電加熱等技術應用，擴大電氣化終端用能設備的使用比例。此外，還應積極培育電力源網(wǎng)荷儲一體化、負荷聚合服務、綜合能源服務、虛擬電廠等貼近終端用戶的新業(yè)態(tài)新模式，整合分散需求響應資源，打造具備實時可觀、可測、可控能力的需求響應系統(tǒng)平臺與控制終端參與電網(wǎng)調度運行，提升用戶側靈活調節(jié)能力。
激活市場化交易機制
隨著新能源并網(wǎng)比例的不斷攀升，制定更加靈活的市場機制和引導政策，以市場化方式發(fā)展新能源已成為業(yè)界共識。2021年11月，中央全面深化改革委員會第二十二次會議明確要求，要有序推動新能源參與市場交易。
當前，電力中長期交易是我國電力市場最主要的組成部分，市場主體通過雙邊協(xié)商、集中競價、掛牌交易等形式，開展多年、年、季、月及月內多日的電力交易。為規(guī)范電力中長期市場運行，國家發(fā)展改革委、國家能源局于2020年印發(fā)了《電力中長期交易基本規(guī)則》，可再生能源發(fā)電企業(yè)可以在電力中長期交易框架下，參與各級電力交易機構組織的市場化交易，交易電價通過市場化方式形成。
針對新能源，2019年國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布了《關于規(guī)范優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電計劃管理的通知》，將新能源列為優(yōu)先發(fā)電的支持范圍，在政策上保障新能源資源充分利用。根據(jù)文件精神，風電、光伏發(fā)電在消納不受限地區(qū)全額電量列入發(fā)電計劃，在消納受限地區(qū)要采取合理有效措施，確保全額保障性收購政策有效執(zhí)行。同時，為適應電力體制市場化改革要求，文件鼓勵新能源通過市場化方式落實可再生能源優(yōu)先發(fā)電政策。
也就是說，新能源消納以“保量保價”的保障性收購為主，部分新能源電量參與市場，由市場形成價格。新能源發(fā)電量仍以優(yōu)先發(fā)電的形式保留在電量計劃中。保障小時數(shù)內對應的電量按資源區(qū)的指導價執(zhí)行，保障小時數(shù)以外部分采用市場化方式形成價格。
目前，我國各省（自治區(qū)、直轄市）電力中長期市場中，新能源都能夠依據(jù)各地政策參與交易，以市場化方式形成價格和充分消納。2021年，我國新能源發(fā)電市場化交易電量達2451億千瓦時，同比增長55.9%，占新能源發(fā)電量的30.1%。
為進一步解決電力市場體系不夠健全、功能不夠完善、交易規(guī)則存在差異以及省間交易存在市場壁壘等問題，2022年年初，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》，其中對新能源參與市場、開展直接交易進行了更為明確的規(guī)定，提出有序推動新能源參與電力市場交易，引導新能源簽訂較長期限的中長期合同，鼓勵分布式光伏發(fā)電、分散式風電等主體與周邊用戶直接交易。提出到2030年，實現(xiàn)新能源全面參與市場交易。
國家能源局的數(shù)據(jù)顯示，按交易結算口徑統(tǒng)計，2022年全國市場交易電量共5.25萬億千瓦時，同比增長39%，占全社會用電量比重達60.8%，同比提高15.4個百分點。其中，跨省跨區(qū)市場化交易電量首次超1萬億千瓦時，同比增長近50%，市場促進電力資源更大范圍優(yōu)化配置的作用不斷增強。在電力交易機構注冊的市場主體數(shù)量首次超過60萬家，同比增長29%，進一步激發(fā)了市場活力。
相較電力市場的中長期交易，以日前、日內和實時為周期的電力現(xiàn)貨市場更容易反映短期電能供需關系、發(fā)現(xiàn)電力實時價格。對于兼具波動性和隨機性的新能源來說更能滿足其合同電量、曲線的靈活調節(jié)需求。
2022年，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《關于加快推進電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》明確，在保障新能源合理收益的前提下，鼓勵新能源以差價合約形式參與現(xiàn)貨市場。
從國家能源局的解讀來看，新能源企業(yè)參與現(xiàn)貨市場交易以中長期交易合約為基礎。目前，中長期市場主要存在兩種合約形式，即物理合約和差價合約。物理合約要求新能源企業(yè)嚴格按照合同約定曲線安排電力生產，考慮到新能源出力的間歇性和波動性，新能源企業(yè)以物理合約為基礎參與現(xiàn)貨市場具有實際困難。而差價合約屬于金融合約，不要求新能源企業(yè)嚴格執(zhí)行約定曲線，而在電費結算時根據(jù)現(xiàn)貨市場電價與合約價的差值予以調整。因此，差價合約是對沖新能源出力不可控性所帶來的市場風險的有效手段，也是新能源企業(yè)參與現(xiàn)貨市場交易的有利選擇。
近年來，我國加快綠色電力市場的建設步伐，綠色電力市場在原有的中長期市場的基礎上，疊加體現(xiàn)了綠色電力的環(huán)境價值，為消費綠色電力的企業(yè)提供綠色電力消費證書，為滿足企業(yè)綠色消費需求，助力新能源發(fā)展發(fā)揮了積極的作用。
2022年8月，國家發(fā)展改革委等部門印發(fā)了《關于進一步做好新增可再生能源消費不納入能源消費總量控制有關工作的通知》，明確以綠證作為可再生能源電力消費量認定的基本憑證，用戶通過持有綠證證明自身的可再生能源電力消費，每1000千瓦時綠電對應1張綠證。
電力用戶通過參與綠電、綠證交易獲得可再生能源發(fā)電的環(huán)境價值。綠電交易是在電力中長期市場體系框架內設立的一個全新交易品種，用戶通過電力交易的方式購買風電、光伏發(fā)電等新能源電量，在消費綠色電力的同時，以“證電合一”方式獲得相應的綠證；綠證交易是以綠證為標的物的市場交易，電力用戶通過綠證市場單獨購買“證電分離”的綠證，也視為消費了綠色電力，交易方式更加靈活，是對綠電交易的補充。
根據(jù)國家能源局的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2022年，我國核發(fā)綠證2060萬個，對應電量206億千瓦時，較2021年增長135%；交易數(shù)量達到969萬個，對應電量96.9億千瓦時，較2021年增長15.8倍。截至2022年年底，全國累計核發(fā)綠證約5954萬個，累計交易數(shù)量1031萬個，有力推動了經(jīng)濟社會綠色低碳轉型和高質量發(fā)展。
2022年5月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《關于促進新時代新能源高質量發(fā)展的實施方案》明確提出，為提升全社會綠色電力消費水平、助力促進新能源行業(yè)高質量發(fā)展，未來將完善綠色電力證書制度、推廣綠色電力證書交易。
未來，綠證將在大量的政策和市場場景中發(fā)揮基礎憑證功能，證明電力用戶消費綠色電力，在支撐國家政策落地，促進構建綠色生產生活方式，推動能源電力消費綠色低碳轉型中發(fā)揮基礎作用。特別是推進綠色電力市場與碳市場銜接，在碳核算中體現(xiàn)企業(yè)使用綠色電力的碳減排價值，促進電力用戶購買綠色電力，減少電力間接的碳排放。目前，北京、天津和上海生態(tài)環(huán)境局已經(jīng)出臺政策，明確在核算碳排放量時，購買綠電部分的電量不計碳排放，為推進綠色電力市場和碳市場銜接進行了積極的探索和實踐。
