楊 濱

(國網黑龍江省電力有限公司調度控制中心，哈爾濱 150090)

0 引 言

新能源戰(zhàn)略發(fā)展已成為中國的一項國策。區(qū)別于傳統(tǒng)的發(fā)電方式，廣義的新能源包括風、光、海洋、地熱、生物質等能源。黑龍江作為國家能源基地，能源相對富饒且品種齊全，特點是多煤多油少氣，風能、太陽能、生物質能、地熱能較為豐富。經過多年的開采，石油產量逐年下降，煤炭成本高且產量難以滿足電煤需求，黑龍江省內一半的火電廠將蒙煤做為燃料。但黑龍江省新能源資源豐富的特點日益顯露，作為發(fā)展的重點，與黑龍江省的地理位置、資源稟賦、經濟發(fā)展相對應，主要發(fā)展風、光、生物質項目。其中，風能資源為50 m高風能潛力約為1 020 GW，技術可開發(fā)量約為230 GW；太陽能平均幅射量為1 316 kW·h/m2；生物質收集利用量可達1億噸標準煤。黑龍江省能源儲量巨大，特別是風、光發(fā)電產業(yè)極具潛力。

1 制約新能源電力產業(yè)發(fā)展的因素

雖然發(fā)展新能源產業(yè)符合國家產業(yè)戰(zhàn)略，但其發(fā)展的制約因素很多[1]。其中一個重要因素是因新能源產業(yè)中風電、光伏發(fā)電的不確定性而產生的消納問題，它已經成為產業(yè)發(fā)展中全國共識的制約因素[2]。

黑龍江省用電負荷水平較低，作為能源消納大戶的工業(yè)發(fā)展，其能源消納總量和占比一直處于偏低水平，加之氣候因素影響，用電負荷日內波動較大。在各種新能源中，風能時空分布極不平均，短時可以發(fā)生較大變化；光伏日間發(fā)電，夜間停發(fā)，受天氣變化影響較大；生物質電廠規(guī)模較小，受利益驅使，普遍不承擔電網的負荷調整。鑒于以上因素，新能源發(fā)展嚴重受限，原定的十三五末期風電裝機容量達9 GW的目標無法實現[3]。

從電網運行規(guī)律看，受負荷總量的制約，即受工業(yè)用電占比小、農業(yè)用電季節(jié)性強、民用電冬季取暖與照明等影響，日尖峰與低谷負荷相差較大，火力發(fā)電仍為電網運行主力。無論從總量上，還是從發(fā)、用電特點來說，黑龍江省內消納能力差，要通過向省外送電解決多余的風、光等新能源發(fā)電[4]。

2 風、光發(fā)電消納能力的計算

作為黑龍江省新能源發(fā)電的主力，風、光消納能力的計算關系到風、光發(fā)電產業(yè)的進程[5]。但消納能力涉及因素較多，主要分為省內消納和省外消納。

省內消納部分主要取決于電網的調整能力，包括火電機組的最小運行方式和調整能力、負荷的峰谷差、限電的合理應用(即必須保持少量限電的存在，如同鐵路不能按照春節(jié)運力建設一樣)以及風、光電運行能力的計算等因素。

目前，電網送省外電量的外送極值能力為5.4 GW，按照這個外送能力，當前現有新能源均能消納，而且還有較大余量。但外送電量不是黑龍江省決定的，而是通過市場交易決定的，主要是三省計劃電量統(tǒng)分及送華北、送遼寧、送山東和省間現貨交易電量。目前，這部分送出量占比低，沒有發(fā)揮外送電網的能力(只占1/5容量)。造成這個結果的其中一個原因是近幾年風電、光伏機組投入過少，市場效應不明顯，各類電廠參與送省外交易意識不強。另外，黑龍江省火電機組投產放緩和機組調整性能下降使火電裝機占比下降，致使黑龍江省在風、光發(fā)電較小時，局部時段電力匱乏，需外省送電支援，而全天電量富余，造成黑龍江省電力仍然大量富余的假象。

2.1 省內消納能力計算

對黑龍江省內風、光發(fā)電消納能力進行計算，消納能力Px1(統(tǒng)一口徑為省調直調部分)為

Px1=(Pf-Ph)·f1·f2

(1)

式中：Pf為黑龍江省某一時間段(如年、月、日)最大負荷(含廠用、網損)；Ph為對應某一時間段火電最小運行容量；f1為綜合考慮發(fā)、供電負荷率，取值1.4左右；f2為調整系數，考慮風、光實際發(fā)電能力不足等因素，取值0.9左右(為逆調整)。

以2019年冬季為例，若Pf為13 GW、Ph為9.5 GW，計算得出Px1為4.4 GW，即有4.4 GW運行容量可以消納。

2.2 省間消納能力計算

對省間消納能力的計算，按省間聯(lián)絡線能力簡單計算為前述的5.4 GW，但考慮聯(lián)絡線消納能力主要為市場競得，遠小于5.4 GW，則實際送省外能力Px2為

Px2=Pw·f3

(2)

式中：Pw為外送聯(lián)絡線計劃(大部分通過市場交易獲得)；f3為外送聯(lián)絡線調整系數，與省間運行、交易參數有關。

2019年凈外送電量為96億kW·h，外送電力折合1.1 GW，與外送能力5.4 GW相比，利用率僅為1/5，即目前可以消納的風、光發(fā)電運行容量大約在5.5 GW(省間1.1 GW+省內4.4 GW)左右。

2.3 實際消納能力計算

實際消納能力是指裝機容量，而風、光發(fā)電的運行容量與裝機容量有著較大的差距。由于風、光發(fā)電存在不確定性，裝機容量不能全部轉化為運行容量，通常用運行容量來體現消納能力。黑龍江省外送1.1 GW的情況下，風、光可消納的裝機容量Q為

Q=(Px1+Px2)·fQ

(3)

式中：fQ為風、光出力概率系數，一般剔除風電大于裝機50%出力概率(小于10%)與光伏大于裝機80%出力概率(小于10%)，計及兩者時空有效組合，并參考現行消納率98.5%，黑龍江省fQ大致在1.6左右。

由此推算目前黑龍江省可消納的裝機容量約為9 GW(現有直調裝機8 GW)。

若要獲取更準確的Pf、Ph、f1、f2、f3、fQ等數據，需對風、光、火及負荷等進行精準的組合分析，精準的分析還能再挖掘一部分消納能力。

通過以上計算可以看出，省內消納能力主要取決于負荷及峰谷差大小、火電調整空間與基于預測的運行空間調整；省外消納能力主要取決于聯(lián)絡線及調整空間的利用，這部分主要依據各類市場化交易。未來黑龍江省的消納能力與政策導向和市場激勵有關。

3 提高風、光發(fā)電消納能力的策略

從目前風、光發(fā)電的消納能力看，如果對風、光預測，負荷預測，風、光運行規(guī)律，各類電源組合，外送能力等條件進行充分地研究利用，消納能力將會有很大地提升。加之未來荒溝抽蓄電站的投產、特高壓的建設、峰谷差的利用，特別是市場化的深入，風、光發(fā)電的消納能力在十四五期間可增至10～20 GW，黑龍江省新能源產業(yè)戰(zhàn)略發(fā)展體系的研究尤為重要。

3.1 加強政策支持及電網規(guī)劃建設

政策上，確立大力發(fā)展新能源產業(yè)、鼓勵新能源電廠投產、加快市場化進程、通過峰谷電價刺激電力消費模式轉變、合理設置黑龍江省新能源消納率(95%)等措施均有助于提高風、光發(fā)電的消納能力。同時，將電網建設與新能源發(fā)展、負荷增長、電力外送緊密結合也有助于提升風、光發(fā)電的消納能力。

3.2 加快新能源投產速度，增加市場化電量空間

目前，現有新能源裝機消納已不成問題，且外送能力還有很大的提升空間。通過對風、光利用機理進行分析，在合理控制風、光消納率的基礎上，黑龍江省可以容納10 GW以上風、光裝機容量。所以應該盡快增加風、光機組投產容量，一是搶奪省外市場，二是通過市場化各類交易方式刺激負荷增長，形成良性循環(huán)，同時促進黑龍江省產業(yè)經濟發(fā)展[6]。

3.3 加強用戶側新能源清潔電力利用意識

在加快新能源裝機容量同時，宣傳、鼓勵用戶利用清潔能源。重點對用電成本占企業(yè)成本較高的企業(yè)、可用于電能替代的企業(yè)以及電采暖企業(yè)進行宣傳推廣。通過市場化方式獲得清潔能源電力，既可降低企業(yè)成本，又可減少火電造成的能源轉換浪費。同時，用電負荷的增加能夠增大清潔能源的消納能力。

3.4 積極參與外送以促進新能源產業(yè)成為支柱產業(yè)

由于黑龍江省用電總量小，省內消納能力有限，可以通過鼓勵參加交易、活躍發(fā)電權交易市場來解決消納能力有限的問題，形成發(fā)電、電網、用戶、產業(yè)經濟多方得利的局面。

3.5 通過市場化模式改變負荷運行特性

由于經濟和季節(jié)因素，黑龍江省用電負荷峰谷差較大，峰谷差率一直在40%以上，這也是制約新能源消納的主要原因。如果通過市場化的方式增加用戶響應，將一些白天生產的用戶挪至夜間生產，不僅能夠降低企業(yè)成本，又可以減少峰谷差。與此同時，開展儲能市場的建設，能夠在發(fā)、用電市場上實現峰谷電價的靈活應用。如果峰谷差率能夠減至20%，風電裝機容量可增加5 GW。

3.6 增加生物質供熱電廠投產容量的同時加強統(tǒng)一管理

加強生物質電廠的建設與運行管理，將生物質電廠逐步納入市場化主體，令其統(tǒng)一參與電網運行調整并參加輔助服務市場，既可解決農林廢物利用的問題、減少黑龍江省大氣污染，又能增加新能源消納能力和電網調峰能力。

4 結 語

為解決黑龍江省新能源電力消納能力有限的問題，對制約新能源電力產業(yè)發(fā)展的因素進行了分析，對省內消納能力、省外消納能力與實際承載能力進行了計算，從6個方面給出了能夠提高風、光發(fā)電消納能力的建議。爭取在十四五期間達到20 GW的新能源裝機容量，使黑龍江省新能源電力產業(yè)發(fā)展形成良性循環(huán)。