中國儲能網(wǎng)訊：近年來，我國以風(fēng)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(fēng)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(fēng)電、光伏發(fā)電基地建設(shè)項目的建成和投產(chǎn)，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(biāo)的關(guān)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(dǎo)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(dǎo)致了新能源消納能力的不足，我國棄風(fēng)、棄光率曾一度較高。以風(fēng)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(fēng)電棄風(fēng)電量達到339億千瓦時，全國風(fēng)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(guān)于做好風(fēng)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(fēng)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(fēng)電量419億千瓦時，棄風(fēng)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(nèi)每一年度各種類清潔能源的具體消納指標(biāo)，其中要求到2020年，全國平均風(fēng)電利用率、光伏發(fā)電利用率指標(biāo)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(guān)負責(zé)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(biāo)準，但“棄電量”“棄電率”的說法只關(guān)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(jié)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(dāng)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(diào)節(jié)能力提出更高要求，特別是對小時級以上的調(diào)節(jié)需求將更加突出。
因此，消納和安全成為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)及負荷側(cè)等各電力相關(guān)主體共同的必答題。
為明確各方消納責(zé)任，2019年，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布了《關(guān)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(shè)定可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)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(zé)任。其中，各省級能源主管部門牽頭承擔(dān)落實責(zé)任，售電企業(yè)和電力用戶協(xié)同承擔(dān)消納責(zé)任，電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)經(jīng)營區(qū)消納責(zé)任權(quán)重實施的組織責(zé)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(chǔ)上適當(dāng)調(diào)整可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重。
2021年5月，國家能源局發(fā)布了《關(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)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(zé)任權(quán)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(cè)來看，“強網(wǎng)”是電網(wǎng)側(cè)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(jié)構(gòu)，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(shè)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(nèi)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(guān)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)?；尤氲闹匾杂葹橥癸@。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(guān)于完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)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(shè)，鼓勵建設(shè)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(cè)來看，由于新能源出力的波動性，需要各類可控電源的調(diào)節(jié)能力予以支撐，但當(dāng)前我國電力系統(tǒng)尚存在調(diào)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(chǔ)性保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)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(jié)構(gòu)和布局。針對靈活性改造，《實施方案》提出，統(tǒng)籌考慮大型風(fēng)電、光伏發(fā)電基地項目外送和就近消納調(diào)峰需要，以區(qū)域電網(wǎng)為基本單元，在相關(guān)地區(qū)妥善安排配套煤電調(diào)峰電源改造升級，提升煤電機組運行水平和調(diào)峰能力。預(yù)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(diào)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(chǎn)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(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)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(diào)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(dān)可再生能源消納對應(yīng)的調(diào)峰資源，包括抽水蓄能電站、化學(xué)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(diào)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(diào)節(jié)電源占比要達到24%左右。
從需求側(cè)來看，隨著全社會電氣化程度的提升，進一步挖掘需求側(cè)響應(yīng)，充分利用數(shù)字和現(xiàn)代信息通信等技術(shù)手段實現(xiàn)需求側(cè)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(chǔ)設(shè)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(lǐng)域清潔能源電能替代，充分挖掘用戶側(cè)消納新能源潛力。其中交通領(lǐng)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(lǐng)域要積極推廣建筑光伏一體化清潔替代；工業(yè)領(lǐng)域要加快電爐鋼、電鍋爐、電窯爐、電加熱等技術(shù)應(yīng)用，擴大電氣化終端用能設(shè)備的使用比例。此外，還應(yīng)積極培育電力源網(wǎng)荷儲一體化、負荷聚合服務(wù)、綜合能源服務(wù)、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(yīng)資源，打造具備實時可觀、可測、可控能力的需求響應(yīng)系統(tǒng)平臺與控制終端參與電網(wǎng)調(diào)度運行，提升用戶側(cè)靈活調(diào)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(dǎo)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(dāng)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(nèi)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(gòu)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(guān)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(fēng)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(yīng)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(nèi)對應(yīng)的電量按資源區(qū)的指導(dǎo)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(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)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(dǎo)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(fēng)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(jié)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(gòu)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(nèi)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(guān)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(diào)節(jié)需求。
2022年，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于加快推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)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(chǔ)。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(chǎn)，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(chǔ)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(jié)算時根據(jù)現(xiàn)貨市場電價與合約價的差值予以調(diào)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(fēng)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(shè)步伐，綠色電力市場在原有的中長期市場的基礎(chǔ)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(guān)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(guān)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(yīng)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(nèi)設(shè)立的一個全新交易品種，用戶通過電力交易的方式購買風(fēng)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(yīng)的綠證；綠證交易是以綠證為標(biāo)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(yīng)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(yīng)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(zhuǎn)型和高質(zhì)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(guān)于促進新時代新能源高質(zhì)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(zhì)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(chǔ)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(gòu)建綠色生產(chǎn)生活方式，推動能源電力消費綠色低碳轉(zhuǎn)型中發(fā)揮基礎(chǔ)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。
