欢迎浏览中国储能网
您的位置: 首页  > 首屏 > 深度观察  返回

可再生能源基地、风电基地、风光水协同等是产业发展重要手段

作者:中国储能网新闻中心 来源:北极星风力发电网 发布时间:2020-10-18 浏览:
分享到:

2020年10月14日-16日,2020北京国际风能大会暨展览会(CWP 2020)在北京新国展隆重召开。作为全球风电行业年度最大的盛会之一,这场由百余名演讲嘉宾和数千名国内外参会代表共同参与的风能盛会,再次登陆北京,本届大会以“引领绿色复苏,构筑更好未来”为主题,聚焦中国能源革命的未来。

在15日下午召开的风电大基地十年回望分论坛上,国家发展和改革委员会能源研究所可再生能源中心研究员时璟丽发表了《平价时代风电发展政策机制探讨》的主题演讲。以下为发言实录:

时璟丽:首先回顾一下风电发展的历程,我们国家风电市场的发展可以说1988年左右开始,30余年的时间,我个人给它分成了7个发展的阶段,从单个基地项目计到年新增10万千瓦左右,数十万、上百万、上千万,“十三五”以来年均新增都是两千万以上,明年风电可以说是进入到一个全面去补贴的阶段,新的阶段昨天又热议了碳达峰、碳中和形势之下对风电行业发展也是一个很好的机遇。两个月前还都相对悲观一点的想法,现在既是机遇也是挑战,下一步第七个阶段全面平价阶段能做到多少规模,希望能够在“十四五”基础上能够再上一个台阶。在过去的几个阶段内,政策在不断的调整,在推进风电市场的各个阶段性的发展,还有产业培育上,实际上是发挥了程度不同,但都是非常重要的作用。

具体在风电基地方面,风电基地是2005年提出来的概念,刚好也是可再生能源法制定出台的那一年,所以也赶上了好的环境和时候,强制上网、电价补贴等等政策,在基地发展中发挥了重要的作用。

从五年规划来做一个对比,也是非常能够看出我们的脉络,“十一五”强调在风能资源好的地区,“十二五”风电的发展就是集中与分散并重开发的原则,这时候从百万千瓦基地迈入千万瓦基地的阶段,十三五提出来有序建设,实际在“十三五”阶段更强调可再生能源基地,弱化了风电这样的基地,但是可再生能源基地和水风光互补的基地可以看出来风电仍然是其中基地最重要的形式。

从效果上来看,建设大基地已经是我们国家能源的重要方式,虽然“十三五”集中和分散并重,华中和华南增速非常快,但是真的从绝对量上来说,三北地区基地型的建设仍然是风电过去可以说十几年以来增长的主流,根据刚才介绍也可以看出来不同阶段发展的条件,发展的模式,政策的手段也在调整和变化,“十四五”明年开始就平价无补贴了,可再生能源基地、风电基地、风光水协同发展生产是实现非化石能源占比的目标,推进能源清洁低碳转型的重要的手段。

近期大家更多的谈到碳达峰、碳中和需要可再生能源电力持续的健康的发展,同时也可以看到,电力体制改革的推进的进程可以说是持续性的进展,比如说八个地区的电力现货市场的运行,其实国家层面推动也是非常快的,今年8月份国家发改委也是一个文件公布了所有的省级电网第二监管周期的输配电价,跟第一轮监管周期输配电价制定和公布的形式还是爱比较大的变化。

所以如果说“十四五”开始新增的可再生能源电力风电和光伏装机达到至少6000万千瓦以上,按照两个行业预期年增超过1亿千瓦的规模,实际上对于新增的项目必须要融入到电力市场这样的问题而已,挑战挺大。

风光的平价实际上可以说是“十三五”期间非常清晰明确三步走的路径,去年和今年是竞价项目和平价项目共同推进的阶段,所以从去年以来,可以看出国家能源主管部门出台了很多创新性的机制,这些机制既是承前,更重要是启后,“十四五”完全全面平价阶段的时候作为一个基础,这些政策基础也要做相应的调整。

从开发的特点上来看,也可以看出近期平价项目单体规模也是比较大的,尤其对于基地的项目,前一阵去内蒙做调研的时候,发现他准备做基地类风电厂单机规模,很多基本起点就是4兆瓦以上,充分利用风能的资源。从开发主体的特征,大型国有企业在风电一直是主力,在各个方面都是有优势的,所以完全平价时代开发还是要持续这样的模式。

去年和今年是转型过渡时期,明年就是转型完成的时期,也可以看出来一年多的时间,真是多项创新的政策密集的出台,尤其是去年出台的比较多,今年也是在这些新的政策探索的实施第一年的阶段,为下一步打好相应的基础。

下面看未来的发展,这基于近期刚刚完成世行可再生能源项目研究的一个成果,这个成果上个月结题,提交给国家能源局等相应中央主管部门,希望为下一步的政策制定能够提供一些技术上的支撑。

关于规模,我这里面展示的还是去年做的中长期战略研究的结果,这个结果是基于2014年提出来的2030年左右碳达峰,2016年国家发改委和能源局出台的《能源发展行动计划2016-2030》提出非化石能源在一次能源占比20%,非化石能源电量在全部发电量中占比50%的目标,基于这样的一个目标,其实我们考虑未来10年非化石能源电力基本线性占比的增长,可再生能源电量占比也需要从去年27.6%增长到“十四五”末期的33%,这个数据对应的规模是多少呢?风电里面新增2000到3000万千瓦,光复每年新增4000到6000万千瓦,合起来就是6000到9000万千瓦的规模的,也就是昨天秦海岩秘书长提到的两千多万太少了,但是这是我们按照原来国家提出来的最底线的目标,要达不到这个目标,原来的目标就是实现不了的,另外我们现在把碳达峰的时间点从2030年左右变成了2030年之前,这样的情况之下我们肯定在这个基础上要乘一个一点几的系数,这样风光加起来就会达到每年新增上亿千瓦的装机。

从开发模式上来看,可再生能源的开发模式应用模式,多元化的趋势,过去十几年来一直在不断的扩展,集中与分散、多能互补都是过去提到的模式,近期更热的就是可再生能源电力+储能+制氢+供暖,如果像昨天北京宣言提到那么高的目标实现,还是需要很多条件的,其中第一个必须要扩展相应的场景和模式,对于风电来说,基地、陆上多能源品种的基地建设,尤其在三北地区,外送通道和集中式,仍然是很重要的手段。

海上风电基地面临很重要的问题就是下一步国家层面的补贴退出了,地方层面补贴能否接上的问题,这是影响下一步海上风电技术很重要的因素。还有一个就是提升老风电技术的效能,需要提前做准备,要由第一波的资源比较好的老的风场,或者百万千瓦的基地,老的风场2025年马上就要进入退役期了,怎样进行整合,怎样充分发挥效应,结合周边的资源成为一个更大的基地,这是对于扩大下一步风电总的装机规模,在电力系统中的贡献量非常重要的因素。

实现这样目标关键机制,最主要还是两个机制共同的作用,首先就是去年颁布的可再生能源电力消纳保障机制,这个机制肯定是一个长效作用,并且我个人觉得它的重要性可能在完全平价的时代起到至少一半,引领可再生能源发展的话。再有一个就是可再生能源电力的开发规模要以中期滚动的电力消纳能力预测作为前提,这两个机制其实不是一个并列的,它是有一个主辅的次序,主的就是电力消纳保障机制,所以我们的逻辑线是什么?要根据现在最新的碳达峰、碳中和的目标,确定“十四五”可再生能源规划和中长期的可再生能源发展目标,以此来制定逐年的可再生能源电力消纳保障机制下的分省份的、分地区责任权重的指标,这个指标还需要逐年的提升。

在平价时代还有一个特点,风光一定要共享消纳空间和能力,会议开始之前,刚才刘总在跟我说,从政策的角度,只是说共享消纳空间和能力,实际上在最后运行的阶段,都需要共享,就是一个基地,我们不是说风电基地了,真的就是一个综合的可再生能源、清洁能源综合的基地。

对于消纳保障机制刚才提到了,去年开始实施,去年是第一年自考核,虽然是自考核,但是我觉得在调动各方消纳可再生能源的积极性,或者对责任主体,包括电网企业以及其他的责任主体增加压力的作用已经显现了,2019年的数据跟2018年相比,特高压输送是显著的增加,所以说在第一年就已经起到了促进跨省跨区可再生能源消纳优化配置的作用,如果说今后实施中不断的调整,执行的力度,科学设定权重指标,下一阶段可再生能源新增以及建设项目包括能够上网、能够消纳很重要的抓手。

再一个在“十三五”期间开始实施风电投资的监测预警机制,因为对于政府管理项目一直在强调深入放管服,所以监管和服务可能还都是未来的重点,所以这两个监测预警和评价制度我们也是建议继续实施,但是一定要根据平价时代的特点,对于相应的指标和相应的权重进行适度的调整。比如说限电率,原来就是一个门槛性的指标,一票否决的,现在看风电20%限电率的门槛指标,实际上真是太松了,我们完全可以把它落到再紧一点,是不是越紧越好,其实没有必要,因为已经不需要补贴了。

建设管理还是要以地方为主,地方最主要一条就是一定要开放项目的开发市场,昨天很多企业在说,一个市、一个县就要设一个厂,觉得不可思议,所以这块肯定对于平价还是要政策规范方面重中之中,在土地条件有限情况下也可以实现竞争的配置,可以参与电力市场,在参与电力市场的情况之下就可以按照电力市场的价格或者是燃煤的基准价来做,如果是形成低价的上网电价,还是建议签订一个PPA,至少在一定年等效小时数之内签订长期的PPA,同时也希望一些东中部经济发达用电量比较发达的省份,稳定项目投资的收益,国家层面还是要关注和安排重大的项目。

对于基地类的,刚才也提到了,签订PPA的问题,还有外送电力也需要改变,鼓励电源直接进入受端地区相应的市场。外送电力平价也需要考虑受端价格扣除输电费用进行相应的对标,还有一个辅助服务市场或者配置储能的问题,刚才提到了我们真的做到刚才那样的投资水平,技术能够保证小时数是三千,实际上还是有空间的。

即使这样我个人认为储能直接加在电源侧肯定不是经济和技术最优的方案,就像刚才所说的,不能风做集中的系统,都应该是从电力系统,最好是电网侧集中来做,再把其他辅助服务或者储能,要么通过电力现货市场走出去,要么就是作为采购的成本,最终走到中端电价去,直接加到电源侧,导致整个系统的成本是不合理的增加。

再有控制非技术成本问题,第一个是土地,土地得可用,像内蒙新的一刀切真的必须加以解决,再一个合理,平价时代对于接网时间没有这样的要求,要求电网承担相应接网的建设和成本,这个真正是要落实,并且这样资产管理权限也比较明确,在财物费用、税收政策方面可以做更多的努力。

最后简单做一下总结,宏观环境方面,碳减排提出来的新要求,既是机遇又是挑战,具体政策上消纳保障机制、消纳空间、可再生能源电力多大程度的参与电力市场以及参与市场的方式将会决定风电等可再生能源电力形成的市场规模以及在各地区的分布,基地型的开发肯定是未来风电装机增长,提升风电在电力结构中占比,煤电行业用压舱石这个概念,我也希望我们成为一个压舱石,有了它就踏实了。当然政策机制还是要推动可再生电力技术竞争力的提升市场化,激励先进技术的应用提升效率,降低和控制非技术成本,尤其是要发挥绿证及交易等机制的重要作用,我就跟大家分享到这里,谢谢。

(根据速记整理,未经本人审核)

关键字:新能源

中国储能网版权声明:凡注明来源为“中国储能网:xxx(署名)”,除与中国储能网签署内容授权协议的网站外,其他任何网站或者单位如需转载需注明来源(中国储能网)。凡本网注明“来源:xxx(非中国储能网)”的作品,均转载与其他媒体,目的在于传播更多信息,但并不意味着中国储能网赞同其观点或证实其描述,文章以及引用的图片(或配图)内容仅供参考,如有涉及版权问题,可联系我们直接删除处理。其他媒体如需转载,请与稿件来源方联系,如产生任何版权问题与本网无关,想了解更多内容,请登录网站:http://www.escn.com.cn

相关报道