甘蒙吉试点可再生能源就近消纳

　　4月11日，国家发改委对外发布了日前批复的甘肃省、内蒙古自治区、吉林省开展可再生能源就近消纳试点方案。方案明确，可再生能源就近消纳是指通过扩大用电需求、完善输配电价政策、促进市场化交易等方式，提高本地可再生能源消纳能力。
　　国家发改委要求，试点地区应积极推进市场化进程，探索建立完善辅助服务机制促进可再生能源消纳，具备条件的地区可以尝试建立备用容量市场, 增加火电机组调峰积极性。
　　三地可再生能源弃电严重
　　据《中国能源报》记者了解，甘肃、内蒙古和吉林三地可再生能源弃电问题异常严峻，弃风和弃光率远超其他地区。国家能源局数据显示，2015年，甘肃风电弃风率近39%，光电弃光率30%，内蒙古弃风率达到18%，吉林弃风率达32%。
　　据了解，甘肃、内蒙古和吉林均为可再生能源装机大省。2015年，甘肃可再生能源装机2682万千瓦，占全省发电装机容量的58%，其中风电装机1247万千瓦，位列全国第二，光伏装机581万千瓦，居全国之首；2015年，内蒙古可再生能源装机2894万千瓦，可再生能源占全省发电装机容量的 27.85%，其中风电装机2425万千瓦，光伏装机469万千瓦，分列全国首位和第四位；2015年，吉林省风电装机 444.38 万千瓦，太阳能发电装机6.7 万千瓦。由于弃风严重，吉林已连续3年未获得国家风电核准计划。
　　《中国能源报》记者梳理发现，用电市场供大于求、可再生能源消纳不足是导致三地可再生能源弃电的重要原因。
　　《甘肃省可再生能源就近消纳试点方案》（以下简称《甘肃方案》）指出，甘肃省用电负荷增长较慢，装机负荷比已超过3∶1，富余发电能力600亿千瓦时。可再生能源装机增长迅速，截至2015年底，风电装机同比增长24%，光电装机同比增长18%，可再生能源消纳空间相对不足。同时，电网外送通道不畅，可再生能源外送受限。
　　《内蒙古自治区可再生能源就近消纳试点方案》（以下简称《内蒙古方案》）提出，自治区内可再生能源新增装机容量与用电需求不匹配。截至2015年底，全区风电装机同比增长15.46%，光伏装机同比增长65%，全区全社会用电量同比增长5.22%。到今年年底，蒙西地区富余火电装机达到1000万千瓦，蒙东地区达到600万千瓦。同时，电网外送电通道建设滞后，可再生能源外送受阻。
　　《吉林省可再生能源就近消纳试点方案》（以下简称《吉林方案》）提出，近年来，吉林省电力严重过剩，年富裕电量超过400亿千瓦时，供大于求的矛盾异常突出。吉林省弃风问题非常严重，近几年弃风率连续位列全国前列，供热中期风电大面积弃风，夜间风电全停成为常态，累计弃风率达到31.1%。
　　在此背景下，国家能源局日前紧急叫停甘肃、吉林、黑龙江、内蒙古、宁夏、新疆等省（区）新增新能源项目建设规模，待弃风限电有效缓解后另行研究。
　　多措并举促消纳
　　为了解决可再生能源弃电问题，相关主管部门近期陆续发布多项政策。3月底，备受业界关注的可再生能源全额收购管理办法也已出台。此次国家发改委的批复，延续了促进可再生能源消纳的导向，明确提出试点省份要“准确把握可再生能源就近消纳试点的外延和内涵”。
　　从试点方案看，三地已经或计划采取新的措施促进可再生能源就近消纳，其中甘肃与内蒙古均提出将落实可再生能源优先发电和调度制度。
　　《甘肃方案》提出，实施可再生能源发电的年度安排原则，促进可再生能源优先上网。努力实现规划内的可再生能源保障性收购。建立可再生能源优先交易机制。安排可再生能源企业在同等竞价条件下优先开展直接交易，鼓励可再生能源多发满发。
　　《内蒙古方案》提出，保障纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源优先发电，科学制定年度电力电量平衡方案，为可再生能源消纳留足空间，风电、太阳能发电年度保障性计划电量高于同期实际发电量。鼓励保障性计划电量以外的部分参与市场竞争，交易机构和调度机构优先予以执行。
　　“如何按照《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的规定，落实保障性收购电量全额全价上网，是制定促进就地消纳各项措施的出发点。”中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩告诉记者，“可再生能源发电的年度安排原则，是对可再生能源电力优先发电权的承认和保障。关于发电权电量的确定，以风电为例，应根据国家出台的风电标杆上网电价政策中的四类资源区理论发电小时数测定，使其与现行电价标准的测算依据一致，保障企业的合理利润。”
　　此外，甘肃和内蒙古两地都提出，充分挖掘系统调峰潜力，合理调整旋转备用容量；鼓励火电机组深度调峰，鼓励热电联产、自备电厂参与调峰，为可再生能源腾出更大发电空间。
　　与甘肃和内蒙古不同，吉林省弃风问题主要发生在冬季供暖期，为此，《吉林方案》将重点放在解决热电联产机组过多导致调峰困难的问题之上，主要提出优化热电联产机组发展方式、充分挖掘现有电厂的供热能力、减少新建热电联产项目等措施。
　　“发电权交易”仍存争议
　　在此次报批的方案中，三地均提出“推进新能源与火电发电权交易置换”，不少风电行业人士对此持质疑态度。
　　比如，《内蒙古方案》提出，“利用发电权替代交易，提高可再生能源消纳水平。风电机组替代自备机组发电，交易结算价格由风电企业与被替代方协商确定，根据系统情况酌情考虑进行网损补偿；可再生能源替代常规火电机组计划内发电量，酌情考虑进行网损补偿，三方签订替代合同。”
　　“从严格意义上来说，可再生能源与火电进行发电权交易本身就违背了《可再生能源法》。”一位可再生能源行业人士告诉记者。据记者了解，电能替代这一方案也并不受新能源开发企业的欢迎。
　　“去年我们在甘肃亏损了一亿元，我们有5千万的交易电量，几乎都是零电价交易的。如果不参加交易，就没有电量。”某风电运营商说，“今年参与交易电量还要翻倍，如果我们的运行小时数与去年持平，今年的亏损会更严重，目前就是量价齐跌的现实情况。”
　　“我们最希望看到的是彻底执行《可再生能源法》，全额收购可再生能源发电电量。”北京某风电企业负责人告诉记者，“但现在甘肃、内蒙古等地的消纳情况实在是不乐观。在这种情况下，我们认同的折衷方案是，在完成可再生能源保障性收购电量、保证企业合理利润的前提下，对超额部分做出市场性安排。”
　　此前，《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》明确，国家能源局会同发改委经济运行局核定各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数。据悉，目前各地的保障性收购年利用小时数已在核定中，数据或将于近期公布。