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可再生能源大省未完成消纳责任:原因、问题和建议

作者:岳昊 来源:南方能源观察 发布时间:2022-05-20 浏览:

中国储能网讯:岳昊 电力行业研究者

近日,国家能源局发布《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重完成情况的通报》,公布了全国以及30个省(市、自治区)上一年度的消纳责任权重完成情况。新疆是唯一一个未完成总量消纳责任权重与非水消纳责任权重目标的省级行政区域,与最低目标值分别相差1.8个百分点和0.6个百分点。甘肃未完成总量消纳责任权重,与最低目标值相差2.6个百分点。这是自2020年可再生能源电力消纳责任权重正式考核以来,首次出现未完成最低考核目标的情况。

2021年6月20日,国家能源局印发《关于2020年度全国可再生能源电力发展监测评价结果的通报》,以附件《2020年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》的形式通报了包含可再生能源消纳责任权重完成情况、风电、光伏发电保障性收购落实情况、清洁能源消纳目标完成情况在内的6项内容。与2021年相比,2022年通报时间提前了2个月,并且作为单一通报内容专门公布了消纳责任权重完成情况,进一步凸显了国家对于该机制落实情况的重视程度。

2021年,新疆、甘肃可再生能源发电量分别居全国第5位和第7位,发电量占全社会用电量比重分别为29.2%和59.6%;新能源发电量居全国第3位和第9位,发电量占全社会用电量比重分别为21.1%和29.3%。两个可再生能源资源大省未完成当年消纳责任权重,背后的原因值得思考。笔者通过分析相关公开数据,浅析了可能存在的主要原因,提出了个人的一些思考,供参考讨论。

1、未完成的主要原因分析

消纳责任权重的定义为:

省级行政区完成消纳责任权重=(区域内生产且消纳的可再生能源电量+年净输入可再生能源电量)÷(区域全社会用电量-免于考核电量)。

由公式可知,影响权重完成值的主要因素有当年本省可再生能源发电量(装机进度、来水来风日照情况、通道受限情况、调峰能力等)、外送或外受电量、全社会用电量,以及与年初预测值的偏差。外送电量一般包括跨省跨区中长期交易电量和跨区域省间富余可再生能源电力现货交易电量,前者根据省间送电协议制订年度交易计划,一般比较确定,后者根据日前、日内省内消纳情况形成,占比较小。消纳责任权重作为可再生能源消纳量占全社会用电量的比重指标,面对全社会用电量增速的偏差,理论上天然具有应对弹性,对消纳责任权重指标的完成影响有限。全年可再生能源消纳电量的影响因素较为复杂,笔者参考公开数据,忽略次要因素,初步分析甘肃、新疆未完成相关责任权重的可能原因如下。

(一)2021年甘肃汛期主要流域来水偏枯

2021年,甘肃新增新能源装机容量为528万千瓦,新能源累计装机总量达2896.54万千瓦,同比增长22.27%;新能源发电量445.72亿千瓦时,同比增长15.45%;新能源利用率96.83%,同比增长1.55个百分点。甘肃新能源装机和发电量增长良好,符合预期。而2021年甘肃省水电发电量452亿千瓦时,比上年少发55亿千瓦时,同比下降10.85%,多年来首次出现负增长(图 1)。若加上少发的55亿千瓦时水电,则可再生能源消纳责任权重完成值达到了50.57%,高出最低值1.07个百分点,可以超额完成。推测水电发电量减少可能是甘肃只完成非水可再生消纳权重、未完成总量消纳责任指标的主要原因。

根据甘肃省气象局数据,2021年夏季甘肃省降水偏少29%,阶段性干旱突出。7月下旬至8月上旬,全省平均降水量仅22.4毫米,为近60年同期次少,连续干旱日数为近10年最多。

图 1甘肃省2016-2021年可再生能源发电量

值得注意的是,2021年全国水电发电量是近十年来第一次出现负增长,全国包括甘肃在内共有14个省份负增长。根据中电联《2021-2022年度全国电力供需形势分析预测报告》,2021年受汛期主要流域降水偏少等因素影响,全国规模以上工业企业水电发电量同比下降2.5%。将与甘肃2021年水电发电量总量及增速相近的三个省份做对比可以发现(表1),广西、贵州的水电超额消纳量均为负,主要通过超额完成非水电可再生能源消纳电量来实现总量责任权重目标。青海非水和水电均超额完成,通过测算,非水的超额完成为水电目标创造了65亿千瓦时的弹性空间,也就是说,即便青海水电超额消纳量为0、甚至为-41亿千瓦时,依然可以超额或刚好完成总量责任权重目标。

表 1 水电资源省份消纳完成情况

(二)新疆自备电厂、兵团电网消纳量占比较低

根据消纳保障机制,承担消纳责任的市场主体分为两类,第一类为电网企业、独立售电公司、配售电公司;第二类为市场化电力用户和拥有自备电厂的企业。第一类市场主体承担与其年售电量相对应的消纳量,第二类市场主体承担与其年用电量相对应的消纳量。

新疆的电网体制比较特殊,国家电网(公网)、与自备电厂、兵团各师电网、水利电网、石油电网并存,电源结构呈现出“新能源占比高、火电自备电厂占比高,供热机组占比高,可调节电源少”的特点。

根据新疆电力交易中心公布的2021年可再生能源消纳数据,结合相关公开数据资料5、8,笔者粗略统计了新疆各类市场主体的消纳完成情况如下。

1.公网非市场化用户。根据消纳保障机制,对于电网企业按照可再生能源发电保障性收购要求统一收购可再生能源电量对应的消纳量,首先用于完成居民、农业、重要公用事业和公益性服务、非市场化用电量对应消纳责任权重任务。如有剩余,电网企业按照各省级政府出台的可再生能源电力消纳保障实施方案,向各市场主体分配剩余的保障性收购电量。虽然新疆未公布非市场化用户消纳完成情况,但根据上述规定推断,非市场化用户优先完成了22%和12.5%责任权重目标。

2.公网市场化用户。相比于自备电厂和兵团电网,公网市场化电力用户的消纳责任权重完成度较高,市场化用户用电量679亿千瓦时,占全社会用电量的19%,市场化消纳可再生能源电量、非水可再生能源电量(均含电网超额分配)分别为326.23亿、217.44亿千瓦时,占用电量的48.02%和32.01%。

3.自备电厂企业。新疆自备、孤网电厂企业共96家,其中自治区自备电厂企业80家、自治区孤网自备电厂企业3家、兵团自备电厂企业13家。2021年自备电厂企业自发自用电量1004亿千瓦时,占全社会用电量的28%,消纳可再生能源电量、非水可再生能源电量(均含自发自用消纳量和含电网超额分配量)分别为67亿、50亿千瓦时,占自发自用电量的5.98%和4.50%。

4.兵团电网。兵团2021年用电量870.62亿千瓦时,占新疆全社会用电量的24.68%。各师(市)电力公司共11家,自发自用电量(除国网趸售外电量)235亿千瓦时,自发消纳可再生能源电量、非水可再生能源电量分别为34亿和13亿千瓦时,占其自发自用电量的14.28%和5.33%。

除兵团自发自用电量,兵团其它用户用电量635亿千瓦时,推算消纳可再生能源电量、非水可再生能源电量分别为104.45亿和37.35亿千瓦时,占用电量的16.44%和5.88%。图片

图 2 新疆市场主体可再生能源电量消纳情况

表 2 新疆市场主体可再生能源电量消纳情况估算

注:

1、计算未考虑免考核电量;

2、自治区市场化用户、自备电厂自发自用、兵团自发自用的用电量和消纳电量均由新疆电力交易中心公布数据统计而来;

3、自治区非市场化用户用电量由国网新疆公司售电量-自治区市场化用户用电量而来,消纳电量按照完成最低权重目标推算而来。

4、兵团其它用户用电量为兵团总用电量-兵团自发自用电量而来,其它用户消纳电量由新疆权重实际值-其它四类主体消纳电量而来。

5、五类市场主体用电量之和与新疆全社会用电量之间有误差。

2、未完成的解决措施

(一)可再生能源超额消纳量交易或购买绿证

根据消纳保障机制,除了通过合同交易实际消纳可再生能源电量外,市场责任主体还可通过购买超额消纳量和购买绿证两种补充方式来完成权重目标。这两种补充方式在省内市场主体中都采用过,而省间目前仅采用过超额消纳量交易方式。每年国家公布消纳责任权重结果前,北京电力交易中心、广州电力交易中心会完成上年度消纳量核算,并组织未完成权重的市场主体通过超额消纳量交易完成消纳责任。交易根据交易标的,分为水电消纳量交易、非水电消纳量交易。根据交易范围,分为区域(国网和南网经营区内)交易和全国交易。目前尚未开展过全国交易。

2021年2月5日和4月19日,国家电网和南方电网分别组织了区域内的2020年度可再生能源电力超额消纳量交易。作为买、卖方,青海、河南实现了12亿千瓦时的非水可再生能源超额消纳量交易,浙江、宁夏实现了12.55亿千瓦时的非水可再生能源超额消纳量交易。广东5家售电公司与贵州电网公司进行了271.6万千瓦时的非水可再生能源超额消纳量交易。

表 3 2020年度可再生能源超额消纳量交易情况

根据2022年《通报》结果,福建和安徽、云南和广东通过超额消纳量交易完成了责任权重。2021年一季度,国网和南网分别组织了经营区域内跨省跨区可再生能源超额消纳量交易。2月中旬,北京电力交易中心发布《关于开展2021年度省间可再生能源电力超额消纳量交易的通知》,称拟于近期组织开展超额消纳量交易,实际交易结果从2022年《通报》中可知,福建和安徽作为买卖方,进行了30亿千瓦时非水电和6亿千瓦时水电的超额消纳量交易。2022年3月15日,广州电力交易中心组织开展了2021年度南方区域跨区跨省可再生能源电力消纳量交易,广东和云南共达成交易13笔,双方以买卖双重角色交易完成了28亿千瓦时非水电和77亿水电的超额消纳量交易。

但甘肃、新疆并未参与此次省间超额消纳量交易中。

表 4 2021年可再生能源超额消纳量交易情况

(二)累计至下一年度完成

2021年5月21日,国家发展改革委、国家能源局印发《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》,在公布当年权重目标的同时,也首次提出各省在确保完成2025年消纳责任权重预期目标的前提下,由于当地水电、核电集中投产影响消纳空间或其他客观原因,当年未完成消纳责任权重的,可以将未完成的消纳责任权重累计到下一年度一并完成。

在2021年6月20日印发的《关于2020年度全国可再生能源电力发展监测评价结果的通报》中,备注注明了“福建省2020年由于来水偏枯,实际完成可再生能源电力总量消纳权重低于国家下达的19.5%考核指标0.5个百分点;通过指标年度转移,将0.5个百分点转移至2021年”。

此次甘肃未采用超额消纳量交易的方式完成总量责任权重,推测可能也与其打算将未完成额度累计至2022年或“十四五”期间完成有关。

3、未完成的考核手段

现阶段国家按省级行政区域确定消纳责任权重,将消纳责任分摊给各类市场主体,对承担责任的市场主体进行考核。然而,目前新能源尚未完全进入市场,大部分电量属于非市场化电量,由电网公司保障性收购和全额消纳。在这种情况下,电网公司几乎承担所有新能源消纳量,并成为全省唯一考核对象,这也是完成省级消纳权重指标的主要途径。

2022年《通报》中要求两省(区)发改委和兵团发改委研究提出未完成消纳责任权重的解决措施。根据消纳保障机制,各省级能源主管部门会同经济运行管理部门对省属地方电网企业、配售电公司以及未与公用电网联网的拥有自备电厂企业的消纳责任实施进行督导考核;督促未履行消纳责任的市场主体限期整改,对未按期完成整改的市场主体依法依规予以处理,将其列入不良信用记录,予以联合惩戒。

4、存在的问题与对策建议

考核约束力度不足。国际上,可再生能源配额制一般由政府用法律条文的形式做出强制性规定,并且制定了未完成配额的强制罚款。我国可再生能源消纳保障机制在考核机制上仅规定了限期整改和列入不良信用记录,予以联合惩戒等较为笼统的后果,惩罚措施不明确,约束力度不够。另外,绿证仅是完成消纳权重的一种补充方式并非强制性手段,市场主体认购绿证动力不足,认购量不高。建议对未达配额指标要求的责任主体实施约束性质更强的惩罚机制,设置罚金额度应大于在绿证市场购买证书完成配额指标考核的成本。将完善后的配额制纳入《可再生能源法》等相关法律法规,强化其法律效力。适时启动配额制下的绿色电力证书强制约束交易,形成自愿认购和强制交易并存、采购方式灵活多样的绿证交易市场,提升配额制与绿证交易结合的紧密程度。

权重目标设置和统一市场建设有待进一步统筹。目前“指标到省”的可再生能源消纳保障制度下,受端省份加大购入力度,可再生能源在跨省跨区交易中的议价能力得到明显提高,但如果外送交易可再生能源电量过多,很可能导致本省区的消纳责任权重指标无法完成,比如青海2020年通过青豫直流向河南外送交易了34.1亿千瓦时可再生能源电量,次年却为完成权重指标“回购”了河南12亿千瓦时非水超额消纳量。另一方面,如果送端省份为完成指标控制可再生能源外送,导致市场惜售,不利于发挥市场配置资源的作用。国外配额制约束的是售电公司等终端用户,鉴于我国电力市场化程度不高,目前并没有把责任权重真正落实到终端用户和售电公司,用户市场化消费绿电的渠道有限。2021年以来,我国印发了一系列加快电力市场改革的政策措施,工商业用户全部进入市场、不再执行政府目录电价,绿色电力交易试点启动,省间电力现货交易规则获批,为以市场化方式促进可再生能源消纳提供了有利条件,为市场用户购买和消费绿色电力提供了便利渠道。建议根据我国电力市场化改革进程,适时将权重责任分解落实至售电公司、电力用户,以市场化方式共担可再生能源消纳责任。

公平承担责任需要进一步强化。可再生能源消纳保障机制通过消纳责任权重指标约束,促使市场主体公平承担消纳可再生能源电力责任,形成可再生能源电力消费引领的长效发展机制。目前新疆主电网由国家电网公司建设运营,其经营口径售电量约占全疆用电量的50%,却承担了自治区100%、兵团91%新能源的消纳任务,责任分担不均等。应加大兵团、石油、水利等自营电网区域内的新能源消纳力度,尤其是兵团同自治区一样享受新能源建设计划,由国家能源局分别下达年度计划,因此也有责任和义务承担新能源消纳任务。2021年2月26日,新疆生产建设兵团电力集团有限责任公司挂牌成立,应充分发挥其电力市场生力军作用,推动经营区内用户公平承担消纳责任,促进可再生能源实现兵地融合发展。将自备电厂作为市场主体纳入市场机制设计中,基于价格信号以激励性机制引导自备电厂主动参与辅助服务市场中,承担可再生能源消纳及系统调峰等社会责任。开展新能源自备电厂替代交易。对拒不履行消纳责任权重义务的自备电厂企业制定有力的惩戒措施。

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