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新增装机发电量电网无法消纳 “弃光限电”现苗头
在分布式光伏商业模式尚未成熟的情况下，地面电站仍将是国内光伏新增装机的主要形式，但短时间内大规模装机，会使得新增的发电量无法通过现有电网消纳。“弃光限电”已现苗头。
　　OFweek讯：&弃风限电&之痛尚未消除，光伏电站又将遭遇同样的风险。　　在分布式光伏商业模式尚未成熟的情况下，地面电站仍将是国内光伏新增装机的主要形式，但短时间内大规模装机，会使得新增的发电量无法通过现有消纳。&弃光限电&已现苗头。国家能源局7月18日发布的一份监管报告显示，甘肃一些地区由于配套送出工程没有与风、光伏发电项目同步规划建设和改造，送出能力不匹配，受限比例最高可达78%。　　&是否遭遇限电取决于电网建设速度是否跟得上电站建设速度。当很多电站要挤在一个变电站升压上网，变电站的扩容速度比不上电站扩容速度时，电网输送能力就会出现瓶颈，增加限电风险。&国金证券新能源设备高级分析师姚遥告诉记者。　　除了 &弃光限电&这一挑战，记者通过采访多位业内人士了解到，如何获得路条与并网核准，以及企业的融资能力，也是光伏企业有待解决的难题。而解决这些难题的能力，恰恰就是发展光伏电站的核心竞争力。　　电网输送能力不足增加限电风险　　由于光照资源丰富以及土地成本相对较低，目前国内大型光伏地面电站主要集中在西北地区。　　&西北地区工业较落后，当地用电需求小，所发电量不能就地消纳，只能进行远距离输送，因此对电网向外输送能力依赖性较强。&姚遥表示。　　在西北地区，发电装机规模爆发性增长。但随之而来的是电网输送能力达到瓶颈，从而导致限电风险。　　&光伏电站与风电面临同样的问题。&NPDSolarbuzz高级分析师廉锐指出。据统计，2009年国内风电新增装机量达到13.8GW，同比增长高达124%，一举成为全球第一大风电市场。随着年国内风电持续高企的新增装机量，东北、西北和华北等风电资源丰富的地区出现严重的&弃风限电&。　　瑞银证券研报显示，截至2013年底，全国22个主要省市区已累计并网741个大型光伏发电项目，项目主要集中在西北地区。甘肃、青海和新疆是目前国内累计装机容量排名前三的省区，占到全国光伏电站总量的60%以上。　　半个月前的7月18日，国家能源局发布了 《可再生能源发电并网驻点甘肃监管报告》（以下简称《报告》），《报告》提出的六方面问题就包括&电源、电网建设配套衔接不够&、&存在弃风、弃光现象&、&电网企业办理接入系统、并网验收工作不完善&等。　　《报告》显示，作为全国重要的新能源基地，甘肃风电、光伏等可再生能源在2008年后就已进入规模化快速发展阶段。截至2013年底，甘肃省发电总装机容量3489.32万千瓦，其中风电装机容量702.81万千瓦，居全国第三位；光伏发电装机容量429.84万千瓦，同比增长1025.24%，居全国第一位。但在快速发展的同时，甘肃风电、光伏出现了就地消纳和送出困难，且&这些情况在我国华[-4.65%]北、东北、西北风电基地中具有一定代表性&。
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西藏光热发电项目开发 寻求破解弃光限电困局
来源：CSPPLAZA
&与光伏不同，能够更好地发挥调峰作用，能够真正实现水光互补，有利于保障西藏地区的电网稳定。&西藏开发投资集团有限公司（以下简称西开投）总裁谭继文8月30日在作西藏光热发电项目建设研讨会闭幕总结发言时如是表示。
西藏是我国太阳能资源最丰富的地区，适宜也有必要开发大规模光热发电项目，但也面临着高原缺氧、投资成本高、本土项目开发经验不足，电力外送配套政策不明等多重障碍。阻力之下，西开投仍计划通过在今年启动贡嘎50MW槽式电站的开发为西藏未来的光热发电项目开发奠定基础。
为什么选择光热发电？
国家电网能源研究院副院长蒋丽萍在上述会议上介绍称，&目前，西藏电力系统主要由西藏中部电网、昌都电网和阿里电网三个独立统调电网，其中以中部电网为主，截至2015年底，中部电网装机178.667万千瓦，其中水电113.414万千瓦，火电34.875万千瓦，光伏约16万千瓦，另有抽水蓄能9万千瓦，地热2.718万千瓦，风电0.75万千瓦，余热机组1.91万千瓦。&
另据谭继文介绍，西藏电网目前的总装机量为200多万千瓦，其中以水电为主，占168万千瓦左右，由于大部分水电为径流发电，调节能力较差。但西藏电网对调节能力的要求又较高，其中一个重要原因是，西藏没有采暖系统，冬季主要靠电采暖，耗电量比较大，而冬季又是枯水季，水电发电量仅是丰水期的四分之一，但用电负荷反而比丰水期增加至少三分之一，甚至更多，如此一来，用电负荷和发电量之间就产生了巨大矛盾。
如何解决这一矛盾？太阳能发电恰恰能起到补充作用，在西藏冬季缺水的时候，正是西藏太阳能资源最为丰富的季节，正好可以实现水光互补。
那么，利用系统简单的光伏发电是否可以满足这一需求？谭继文认为，由于西藏的电网网架比较小，光伏发电目前已经占了很高比例，囿于光伏的固有缺陷，电网对光伏的消纳已经十分有限，大部分的光伏电站都被迫弃光。而光热发电的优势就在于其可以作为调峰电源，这使其可以成为西藏电网中的有益补充电源。
蒋丽萍也认同上述观点，她强调，西藏虽然水电资源丰富，但这里的水电站的调节性能并不是多好，光热发电项目在打造西藏以清洁能源为供能主体的规划中，将会扮演非常重要的角色。
需要考虑的特殊问题
西藏的生态环境非常脆弱，一旦遭到破坏就很难恢复。电力规划设计总院副院长孙锐提出在西藏开发光热发电项目第一个需要考虑的特别因素即是生态，&要严格保护地表生态，要根据用地的实际情况，选择合适的聚光集热方式，避免对集热场进行较大的平整施工，以减少对原地表形态的破坏。&
蒋丽萍对此观点深表认同，她表示，&从个人感情来说，我对西藏这个地方充满感情和景仰，我希望我们在开发项目的时候能够保护好西藏的生态环境。&
孙锐同时表示，&由于西藏整块坡度较小的土地面积有限，西藏的光热发电机组单机容量不能过大；对于局部场地坡度较大，不适于光热发电项目建设的场地，可与光伏发电结合。另外，电网的容量较小，覆盖范围有限，开发光热发电项目需要同电网建设相协调，同时需要研究建设用地、水源、辅助燃料等众多外部条件，统筹进行规划。&
贡嘎50MW槽式项目先行示范
华北电力设计院与西开投此前联合做了一项&十三五&（）期间西藏太阳能发电的发展规划（建议稿），规划在西藏共4个地区开发9个太阳能热发电项目，总装机容量约525MW，其中到2017年完成225MW装机，到2020年完成500MW装机。其中拉萨地区3个项目，总容量为125MW；山南地区1个项目，总容量为50MW；日喀则地区4个项目，总容量325MW；阿里地区项目1个，总容量100MW。但需注意的是，该规划仅为建议稿，尚未获批。
图：贡嘎项目场址卫星图
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光伏系统工程
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新能源消纳困局：风电、光伏“死路一条”？
&&来源:&&作者:范若虹&& 15:55:59&&我要投稿&&
关键词: &&
:5月31日，国家发改委和国家能源局联合发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（下称《通知》），要求此前出现较严重限电问题的十多个省份，在制定各地年度发电计划时，明确风电、光伏项目的发电量，并严格执行文件中规定的各地年度保障性收购利用小时数。&我们有自己现实的困难，近一两年都完不成文件中规定的数字。&甘肃省一位政府部门的人士告诉记者。闻名全国的&风电三峡&酒泉千万千瓦级风电基地就位于甘肃，甘肃还拥有大型的光伏地面电站。截至2015年底，甘肃省风电装机位居全国第三，光伏装机位列全国第一。根据国家能源局统计，甘肃的弃风率已经由2015年的39%上升到2016年一季度的48%，率则由2015年的31%上升到2016年一季度的39%。如此高的弃风、弃光限电比率，当地新能源开发企业备感压力。这些企业抓住《通知》当作救命稻草，寄望能够缓解限电局面，这种情绪同样存在于文件提及的十几个省份的新能源企业中。然而希望和失望并存。一些企业也从当地政府官员那里听到了类似上述甘肃省官员的回答。国家能源局新能源司负责《通知》的起草工作。其相关负责人表示，《通知》的确很可能短期无法全部达到预期，但可以使目前不断恶化的弃风、弃光现象得到一定遏制。&至少不要比现在更糟糕了。&他说。目前，各省份对于传统能源发电都给予一定的计划电量，加之国家批复的标杆电价，形成事实上的保障性收购；而风电和光伏虽然有《可再生能源法》规定要优先上网和全额消纳，但目前只有国家批复的标杆电价，却没有计划电量做保障。新能源业内人士认为，在发电计划没有完全放开的阶段，风电、光伏除非也参与到&计划&中，否则就是&死路一条&。弃风弃光愈演愈烈甘肃弃风弃光加剧现象并不孤立。国家能源局公布数据显示，2015年全国风电弃风率达到15%，成为中国有史以来弃风最严重的年份，而2016年一季度弃风率继续攀升至26%。中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示，2015年的弃风电量合计约350亿千瓦时，直接经济损失约180亿元，这意味着全年的弃风损失几乎抵消了2015年全年风电新增装机的社会经济效益。光伏项目的弃光现象也在恶化。甘肃、新疆两地是全国弃光最严重的省份，这两地2016年一季度弃光率分别达到39%和52%，明显高于2015年底的31%和26%。《通知》中划定的地区，是在2015年发生显著弃风、弃光的省份，主要集中在&三北&地区。其中涉及风电的有东北三省（黑龙江、吉林、辽宁）、西北三省份（新疆、甘肃、宁夏）以及华北三省份（内蒙古、河北、山西）；涉及光伏项目的包含了上述九省份，并增加了西北地区的青海和陕西。以西北五省份为例，这些地方电力消纳能力对比东部经济发达省份来说十分有限，但风、光资源却十分丰富。一位业内专家表示，风电、光伏发展过程中，这些地区的政府更多将可再生能源发电作为投资项目看待，单纯注重招商引资，并未对可再生能源的消纳进行合理预测和安排，于是项目上马规模大、速度快，最终消纳成为难题。截至2015年底，西北电网总装机容量1.9亿千瓦，其中风电、光伏装机为5616万千瓦，占总装机比例的29.5%，是全国新能源装机规模最大的区域电网。但2015年全年，西北新能源弃电电量207.5亿千瓦时，其中弃风率30.58%、弃光率17.58%。而同期全国的平均弃风、弃光率约为15%和12%。2016年前五个月，西北五省份弃风、弃光的比例进一步上升，分别达到了39.6%和22.2%。即便面临如此严峻的消纳形式，西北地区的风电、光伏新增装机仍在延续。记者了解到，甘肃省在2016年即将并网的风电、光伏在建项目或将达到100万千瓦。6月3日，在陕西西安召开的西北电力市场建设工作研讨会上，西北电网公司交易中心主任陈天恩表示：公司预测，到2016年年底，西北五省份新能源弃电约400亿千瓦时，将比2015年翻1倍。中国电力新能源发展有限公司是大型新能源开发企业，其2015年财报显示，公司风电板块利润较上年减少了0.54亿元，主要原因是受西北区域限电的影响，售电量减少了5.5亿千瓦时。中国电力新能源在甘肃拥有超过1000万千瓦的风电装机，占企业装机总量超过40%。2015年该企业在甘肃省的七个风电项目中有四个项目年利用小时数为1040小时左右，一个项目年利用小时数为1195小时，均远远低于《通知》中规定的甘肃风电最低保障年利用小时数1800小时的标准。
原标题:新能源消纳困局
投稿联系：陈女士
邮箱：（请将#换成@）
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国能综通新能[2017]36号北京、天津、河北、山西、内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、山东、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆、河南省（区、市）发展改革委（能源局），新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）：为贯彻落实习近平总书记在中央财经领导小组第十四次会议上对北方地区冬季清洁取暖的重要指示精神，加快推进北方地区冬季清洁取暖工作，根据我局工作部署，请在总结本地区现有可
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光伏电站发展瓶颈仍存 就近消纳可解弃光限电难题
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电力外送是解决弃光问题的一个重要路径，但这既受东部地区的电力消纳制约，又受电网输送能力制约。据了解，目前中东部地区正在大规模发展核电、光伏、海上风电，其是否还有足够的空间来消纳西北地区的电力则成为问题。
2月4日，国家能源局发布了2016年光伏发电统计信息，数据显示，截至2016年底，中国光伏发电新增装机容量34.54GW，累计装机容量77.42GW，新增和累计装机容量均为全球第一。在“6·30”政策影响下，去年上半年我国光伏装机量呈现爆发式增长，然而，由于西部限电的原因，2016年弃光问题仍旧是目前光伏电站发展的难题。 弃光限电有多严重？根据国家能源局的统计数据显示，在2016年上半年，西北地区的弃光问题十分严重，弃光电量达到32.8亿千瓦时，弃光率19.7%。其中，新疆、甘肃光伏发电运行较为困难，弃光率分别为32.4%和32.1%。整个2016年，西部地区平均弃光率达到20%。 那么为什么会出现弃光限电的情况呢？一方面，弃光现象主要集中在甘肃、新疆、宁夏，这也是三北地区新能源消纳现状的缩影，由于三北地区的火电装机早已形成规模，火电容量大量富余；而且这几个省份地域辽阔，荒漠戈壁、盐碱地等较多，从而激起投资商、光伏行业的建站热潮，动则几十兆瓦，大则几百兆瓦。这么多电站每天拼命发电，电量根本消耗不掉。 另一方面，为了解决西部的弃光问题，2016年光伏发电装机规模出现向中东部区域转移的现象。在去年的新增光伏发电装机中，西北地区为9.74GW，仅占全国的28%；西北以外地区为24.8GW，占全国的72%。虽然光伏装机向中东部转移在一定程度上会降低弃光率，但会使中东部地区对于西部地区的光伏消纳需求降低，因为进一步加剧了西部地区消纳光伏发电的难题。 就近消纳可解弃光限电难题电力外送是解决弃光问题的一个重要路径，但这既受东部地区的电力消纳制约，又受电网输送能力制约。据了解，目前中东部地区正在大规模发展核电、光伏、海上风电，其是否还有足够的空间来消纳西北地区的电力则成为问题。 数据显示，截至2016年8月底，新疆累计投产新能源总装机2585.6万千瓦，其中，光伏880.6万千瓦。不过自2015年以来，新疆弃光限电问题日益明显。去年2月份新疆弃光率高达70%，一度成为全国弃光最严重的省份。据了解，在以前，新疆热电联产机组占火电装机的比重约为90%，冬季供暖期电网调峰异常困难，为保证居民供暖，光伏等机组被迫停机，这就使新疆光伏等新能源得不到有效利用，这也是引发弃光限电的一个重要原因。 为解决弃光限电等问题，2016年3月，新疆提出实施“以电代煤”“以电代油”“以电代柴”“以电代气”的电化工程，全面提高电能在终端能源消费中的比重。大力推广电采暖、工业电锅炉、电蓄能调峰等电能替代措施。可喜的是，这些措施已初步取得成效，数据显示月，新疆弃光率由2月份最高的70%降低到9月份的36.8%。 除此之外，甘肃、内蒙古等光伏装机大省，现也正在通过大用户直购电交易、电能替代等措施加快就近消纳步伐，并已取得一定的成效。曾有业内人士预测，“十三五”期间，西部地区用电比重将由27.9%升至29.6%。在目前电力外送逐步减少的情况下，实现就近消纳将是西部光伏发展的长久之道。
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2016年青海光伏限电或成常态
据统计，截至目前，青海电网全网总装机容量2077.9万千瓦，其中，火电装机306.7万千瓦，占全网总装机容量的14.76%;新能源总装机容量625万千瓦，占全网总装机容量的30.08%。新能源装机中光伏总装机容量571.4万千瓦，占全网总装机容量的27.49%，占新能源装机的91.4%。
新能源已成为青海电源结构中的重要组成部分，总装机容量超过火电次于水电，已成为青海省第二大电源类型。午间时段新能源最大出力已占全网用电负荷的60%以上。
消纳能力不足，新能源受阻
受经济持续低迷影响，1月青海电网负荷持续萎缩，电网日最大负荷跌至650万千瓦，同比减少16.8%，由此导致1月青海电网午间时段出现对光伏电站连续限电情况。经统计，1月青海全网新能源出力最大受限73万千瓦。节日期间，新能源最大理论出力达到446万千瓦，新能源最大受限达到166万千瓦。
除无消纳能力引起的出力受阻以外，还存在为保障全网用电量需求而发生的新能源受阻情况，原因包括火电机组挤占光伏发电空间，受花丁双回断面潮流控制的影响，中午光伏大发期间北部火电不能参与调峰，挤占光伏发电空间;用电需求平衡影响新能源消纳，2月青海电网午间平均负荷最低已降至592万千瓦，考虑到保证电网安全稳定运行条件下的常规电源午间最小出力272万千瓦，理想情况下午间新能源最大消纳348万千瓦。目前全网新能源最大出力可以达到457万千瓦。因此即使在理想情况下新能源受限将达到近109万千瓦。
受限于电网用电需求，压缩消纳空间
为增加青海新能源午间消纳，青海公司与西北分部、陕西公司开展调峰互济，进行电量置换，按照《青海、陕西电网调峰互济框架协议》，调峰电力最大值可达120万千瓦，但受制于陕西电网用电需求变化，发用电计划调整难度较大，120万千瓦调峰电力很难执行到位，从而影响新能源更大范围消纳。
另一方面，为解决网内早晚时段电量缺额，积极协调甘肃公司进行购电。午间电源过剩情况更加严重，如果青海电网购电曲线峰谷差为150万甚至更高，作为甘肃电网就必须大量弃风、弃光，调整控制难度更大。所以外购电只能减小青海购电曲线峰谷差，午间也需要购入电力，否则就没有购电来源，这无疑进一步压缩了新能源的消纳空间，1、2月午间多次出现新能源富裕出力无法消纳进行了限电，这种情况后期还将持续。
2016年午间时段光伏限电将成为常态
2016年青海经济下行压力依然较大，全社会用电负增长。尤其在春节期间，青海用电负荷还会进一步降低，午间消纳能力也会进一步等量缩减。2016年青海电网新能源仍将持续发展，新能源并网装机也将进一步增加。可以预见，若年青海电网负荷没有大的增长，青海电网对新能源的消纳能力早已达到极限，后期青海电网新能源受限形势将逐渐变成常态。
此外，2016年开始按照电改9号文件的指导，青海省政府组织开展了大用户直购电，部分非电网安全约束要求开机电站大量参与直购电，挤压新能源消纳空间，火电厂直购电交易计划执行的刚性势必与新能源最大化消纳之间产生矛盾。
1.电网调频调峰需求影响新能源更大消纳
青海境内黄河流域大型水电站作为西北电网主力调频电厂，为保证电网频率稳定安全运行，最小运行出力须在100至150万千瓦之间。若黄河大型水电站出力小于100万千瓦，将使得调频电厂下备用不足，网内发生大用户突甩负荷极有可能造成频率失稳，严重威胁到电网安全稳定运行。所以在实现新能源最大化消纳的同时，必须保证电网发电最小备用容量。同时，受北部电网网架结构制约，火电机组参与调峰的能力有限，进一步加剧了青海电网调峰难度，所以后续新能源参与调峰将成常态。随着2016年末青海电网新能源总装机不断增大，午间光伏大发、负荷低谷时段，光伏配合调峰量会不断增加，后续新增光伏全部受限。
2.汛期水库综合应用水电大发挤占新能源接纳空间
青海电网水电装机占全网总装机容量的55.16%，尤其夏季汛期，考虑防洪灌溉等因素，黄河、格尔木河、大通河流域水电大发，将会进一步挤占网内新能源消纳空间，预计2016年年初新能源最大出力480万千瓦，午间时段青海电网电力富余情况更加突出。考虑水电为新能源调峰同时兼顾水库综合应用，在能力用尽的情况下，光伏必须配合参与调峰，将造成更大范围内的新能源限电。
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　1987年出生的陈闪今年正值三十而立的人生阶段，而他现已是最年轻的上市公司董事...[]
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