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我国风电并网消纳面临的挑战及解决思路ppt
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1. 我国风电并网消纳面临的挑战 及解决思路
2. 一我国风电发展历程及现状特点五2促进我国风电高比例消纳的解决思路主要内容二我国风电并网消纳面临的挑战
3. 3(一)全球风电发展现状 截至2016年底,世界风电装机容量达到4.86亿千瓦,同比增长13%。风电新增装机容量5460万千瓦。中国、美国、德国、印度、西班牙位列世界风电装机前五强,合计装机占世界风电总装机容量的比重为73%。中国连续五年成为世界风电装机容量最多的国家。全球风电装机容量逐年变化趋势风电装机容量排名前十位国家
4. 4(二)我国风电发展历程
5. 5 风电发展呈现出较强的政策依赖性,风电装机两次阶段性上涨均是政策助推的结果,而近年来风电装机增速放缓同样是受到相关政策的影响。
6. 6截至2016年底,我国风电装机容量14864万千瓦,新增1930万千瓦,同比增长14%,占电源总装机的9.0%;国家电网调度范围风电装机容量13194万千瓦,占全国的89%。年发电量2410亿千瓦时,同比增长30%,首次超过美国居全球第一;国家电网调度范围风电发电量2115亿千瓦时,占全国的88%。1、规模与布局情况我国风电逐年发电量(三)我国风电发展现状特点
7. 72016年,东中部风电新增装机比重大幅提高。华北、华中、华东地区风电新增装机占全国风电新增装机的比例由2015年的34%提升为54%。西北地区新增装机容量占比由2015年的47%下降到22%。2015-2016年分区域风电新增装机容量占比20152016
8. 8截至2016年底,风电装机仍主要集中在“三北”地区,累计装机容量11474万千瓦,占全国风电装机的77%。内蒙古、新疆、甘肃、河北、宁夏、山东、山西、云南、辽宁等9个省区装机容量超过600万千瓦。其中,内蒙古风电装机超过2000万千瓦,新疆、甘肃、河北风电装机超过1000万千瓦。截至2016年底风电装机分布
9. 9 2016年,甘肃、宁夏、新疆、青海、内蒙古、河北等16个省份风电和太阳能成为第二大电源。其中,甘肃、宁夏、新疆、青海新能源装机占本地电源总装机比例超过30%。新能源成为第二大电源的省区
10. 10 2016年风电设备利用小时数1742小时,同比上升14小时。国家电网调度范围风电利用小时数1710小时,同比上升14小时。12个省区风电利用小时数超过2000小时,其中10个在国家电网调度范围内。我国逐年风电发电利用小时数2016年各省区风电利用小时数2、消纳与运行情况
11. 11 2016年,内蒙古、宁夏、甘肃、新疆、云南、吉林等6省区风电发电占用电量比例超过10%;蒙东、宁夏、吉林、甘肃风电瞬时出力占同一时点负荷比例的最大值超过40%,分别达到91%、63%、50%、47%。部分省区风电运行指标风电发电量占用电比例超过10%省区
12. 122016年国家电网调度范围风电消纳情况分布2016年国家电网调度范围太阳能发电消纳情况分布 2016年,国家电网调度范围内,16个省区基本不弃风,23个省区基本不弃光。弃风比例超过15%的省份5个,弃光比例超过15%的省份2个。注:基本不弃风、不弃光指弃风弃光率不超过5%
13. 一我国风电发展历程及现状特点五13促进我国风电高比例消纳的解决思路主要内容二我国风电并网消纳面临的挑战
14. 大力发展新能源是世界各国调整能源结构的共同选择;在实现大比例接纳新能源发电的同时确保电力系统安全稳定运行并控制成本,是全球电力发展的共同难题。 就我国实际情况而言,由于风能资源分布的特点、电源结构特点、电价水平等与国外存在差异,风能高效开发利用和优化配置,大规模风电并网带来的电力系统安全稳定运行,以及不断攀升的电力供应成本、促进风电消纳市场机制缺失等现实挑战更加突出。14
15. 挑战1:如何实现资源高效利用和优化配置 我国新能源资源分布集中,远离负荷中心。全国80%以上风能资源和77%的风电装机集中在“三北”(西北、东北、华北北部)地区。全国集中式风电装机容量占比超过80%。全国80%太阳能资源和60%的光伏发电装机集中在西北和北部地区。集中式光伏电站主要分布在西北地区,分布式光伏发电主要分布在中东部和南方地区。 风能资源分布太阳能资源分布15
16. 中国电力负荷分布图 “三北”地区用电负荷小,风电就地消纳空间小。而我国用电负荷中心集中在中东部地区,约占全国三分之二。“三北”地区风电基地远离中东部负荷中心,甘肃酒泉、新疆哈密千万千瓦风电基地与中东部负荷中心距离都在2000公里以上。风电基地分布图16
17. “三北”地区与中东部负荷中心跨区电网联系薄弱,风电等新能源外送能力不足,已经严重制约了“三北”地区风电等新能源在更大范围优化配置和高效利用。截至2016年底,“三北”地区风电等新能源的装机容量合计15373万千瓦,但电力外送能力仅占新能源装机的23%,而且还要承担煤电基地外送任务。我国全国联网格局17
18. 依靠欧洲大电力市场,借助挪威等邻国水电机组良好的调节性能,是丹麦风电实现高比例消纳的重要条件之一。 丹麦与挪威、瑞典等国电网通过16回线路连接,总输电容量达到800万千瓦,与全国年最大负荷相当,是风电装机容量的1.6倍。丹麦与周边国家电网互联示意图丹麦2015年12月21日风电运行情况 (当日风电瞬时出力占负荷比例最大值达到139%)18
19. 2016年5月7日5时至11日19时,共计107小时,葡萄牙电网负荷全部由可再生能源供电。期间电网最大负荷656.3万千瓦,抽蓄最大抽水负荷90.3万千瓦,可再生能源最大发电出力859.9万千瓦,风电最大出力444.9万千瓦,电网最大外送电力241.1万千瓦。网内仍有燃煤和燃气机组发电,其电力用于出口。19
20. 挑战2:如何确保电力安全可靠供应20 风电出力特性:呈现随机性、波动性和反调峰性特点。风电出力呈现出不同于常规电源的特点,风电出力随着风速和风向等因素的变化而变化。风电出力在每个月及一年中的大部分天内,从接近零出力到额定出力之间变化。风电出力一般在白天负荷高峰时段较小,后半夜负荷低谷时段较大,呈现反调峰特性,增加了系统调峰难度。
21. 风电出力波动性、反调峰性对电力实时平衡和电网调峰带来较大影响。秒级到分钟级:对电力系统的可靠性产生较大影响。 秒级乃至半小时内:对系统旋转备用的配置产生较大影响。 小时级到数天:对传统电源的运行时间和运行方式产生较大影响。 小时级到数年:对电网充裕性和电网的运行效率产生较大影响。 更长的时间尺度(数年):降低了风电的有效容量。 风电出力特性客观上决定了大规模风电并网,对大电网安全稳定运行和电力可靠供应带来影响。 国际能源署(IEA)研究结论21
22. 我国现实挑战:由于风电自身的特殊性,客观上需要与其规模相当的抽水蓄能、燃气等灵活调节电源配合运行。我国“三北”地区能有效适应风电变化、可灵活调节的抽水蓄能及燃气等电源比重仅3%,占总装机比重达76%的燃煤机组一半以上是供热机组,在冬季供暖期间调节能力仅5%-10%,不能在风电出力较大的负荷低谷时段为风电腾出大规模消纳空间。燃煤火电比例燃煤供热机组占全部火电机组的比例吉林67.3%77.5%蒙西77.4%72.4%甘肃45.8%38.3%“三北”地区电源结构22
23. 截至2016年底,西班牙主网电力总装机10531万千瓦。其中,风电2302万千瓦,占22%;水电、联合循环、燃气燃油等灵活调节电源装机容量合计3249万千瓦,占30.85%,是风电装机容量的1.45倍,是西班牙主网最大负荷(4073万千瓦)的0.82倍,具备消纳大规模风电的条件。 西班牙风电与灵活调节电源保持同步发展。例如,2000-2010年期间,西班牙净增装机5025万千瓦,其中油气机组增加1801万千瓦,风电增加1775万千瓦,灵活电源装机容量与风电装机容量基本呈现1:1的发展。2016年底西班牙电源结构 西班牙实现风电瞬时出力占比较高主要是依靠灵活调节电源23
24. 挑战3:如何保证电力供应的经济性 相比常规电源,目前风电等新能源开发利用成本较高,增加电力供应成本,影响电力供应的经济性。24 相比常规能源,大部分新能源发电成本仍然较高,需要补贴政策扶持;按照2020年风电、太阳能发电、生物质发电装机规划目标2.1亿千瓦、1.1亿千瓦、1500万千瓦测算,考虑接网费补贴需求,2020年可再生能源补贴资金缺口超过600亿元。2014年底可再生能源发电技术度电成本对比(IRENA)
25. 大规模风电并网,将对电力系统运行的经济性产生影响,主要体现在并网成本的增加。IEA研究提出,风电并网成本主要由三部分组成。25并网利用成本为风电等变动性电源接入和送出而产生的电网改扩建成本。为应对风电等变动性电源出力波动引起的电力系统调峰、调频、备用等辅助服务需求,需要额外增加的平衡成本。风电等变动性电源容量可信度低,需要增加备用电源容量而增加的成本容量充裕性成本平衡成本输电成本
26. 随着风电并网规模不断提高,风电接入和送出而产生的电网输电成本呈上升趋势,当接入的风电比例在5%-30%之间,平均输电成本达到15美元/MWh。另一方面,为保障电网安全而额外增加的平衡成本和容量充裕性成本同样占到了一定比例。当风电比例达到20%时,平衡成本增加大约在1美元/MWh~7美元/MWh,引起的容量充裕性成本在4~5美元/MWh。风电引起的单位输电成本研究结论(美国)风电引起的平衡成本研究结论风电并网引起的系统容量充裕性成本26
27. 挑战4:促进风电等新能源消纳的政策和市场机制不健全27我国政府颁布施行了《可再生能源法》,制定了鼓励风电等新能源发展的上网电价及附加政策、财税金融政策、优先上网等系列政策措施,建立了一整套新能源激励政策体系,为促进风电的快速发展发挥了重要作用。随着风电大规模并网,现有政策重开发轻消纳的问题日益突出。设备制造开发建设并网运行消纳利用政策支持体系开发商制造商电网企业发电企业电力用户
28. 28长期以来,我国风电主要通过调度机构优先安排发电实现全额保障性消纳。以电力体制改革为契机,各地逐步转向利用市场化手段促进新能源消纳的思路,实施了调峰辅助服务市场、风电与火电发电权交易、风电与用户直接交易等多种措施,在部分省份和区域提高了风电消纳水平,但整体来看,市场化程度还比较有限,实施范围较为小,缺乏统一的顶层设计。交易种类市场机制实施地区起始时间特点电量交易调峰辅助服务市场东北2014年以市场化机制挖掘电网调峰能力跨区域新能源直接交易西北/华中2016年通过大用户直接交易实现新能源外送发电权/替代交易省间联络线互济西北2015年通过发用电特性互补提高新能源消纳水平自备电厂/火电厂替代交易西北2015年发挥自备电厂调峰潜力跨区域风火替代交易西北/华中2015年对火电企业给予合理的经济补偿促进我国风电等新能源消纳相关市场机制
29. 一我国风电发展历程及现状特点五29我国风电高比例消纳的解决思路主要内容二我国风电发展面临的挑战
30. 30 国家能源、电力发展“十三五”规划提出,优化调整开发布局,统筹开发与市场消纳,积极稳妥发展水电,有序开发风电和光伏发电。2020年,全国可再生能源发电装机容量达7亿千瓦以上,占电源总装机的比例达到35%。其中水电(含抽蓄)装机容量3.8亿千瓦,风电装机容量2.1亿千瓦以上,太阳能发电装机容量1.1亿千瓦以上。(一)“十三五”风电规模布局
31. 31 风电开发向东中部和南方地区倾斜。2020年,东中部和南方地区新增风电并网装机容量 4200 万千瓦以上,“三北”地区新增风电并网装机容量 3500万千瓦左右。“十三五”累计新增占比 2020年累计并网容量占比促进我国风电高比例消纳是“十三五”期间重要的任务。
32. 32 开发利用方式:我国风能资源集中、规模大,远离负荷中心,难以就地消纳。欧美等国风电以分散式开发为主,就近消纳。 电源调节性能:风电富集的“三北”地区电源结构单一,抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重低。国外主要风电国家灵活电源比重相对较高,西班牙、德国、美国的灵活调节电源占总装机的比例分别为31%、19%、47%,美国和西班牙灵活调节电源达到新能源的8.5倍和1.5倍。 大规模风电消纳一直都是世界性难题,与国外相比,我国的风电消纳问题更为突出。我国风电在开发利用方式、电源调节性能、电网互联互通水平、市场交易机制等方面,与国外情况有很大不同,消纳难度更大。(二)解决“十三五”风电消纳思路
33. 33 电网互联互通水平:目前“三北”地区电力外送能力不足。而丹麦与挪威、瑞典等国间输电容量800万千瓦,是本国风电装机的1.6倍;葡萄牙风电装机480万千瓦,与周边国家联网容量达300万千瓦。 市场化机制:欧洲已形成统一的电力市场,我国仍以传统的发用电计划管理为主。欧洲建立了有利于调动灵活调节电源和需方响应参与调峰的市场化机制;我国统一电力市场尚未建立,调峰调频辅助服务补偿机制、跨省跨区交易机制还不完善,省间壁垒仍然存在。
34. 电源环节:加强调峰能力建设,提高抽蓄、燃气等灵活调节电源比例,推动煤电机组调峰能力改造,提高供热机组调峰深度。 加快抽水蓄能电站建设,“十三五”期间新开工抽水蓄能电站约6000万千瓦,2020年底全国抽水蓄能电站装机规模达到4000万千瓦。 加快煤电机组调峰改造,制定逐年实施计划,加快推动北方地区热电机组储热改造和纯凝机组灵活性改造试点示范及推广应用。 实现“十三五”规划目标,需要从电源、电网、用户、体制机制等多个环节入手,多措并举、综合施策。34
35. 35截至2016年底,国家电网公司累计建成21座抽水蓄能电站,装机容量达到1916万千瓦,其中“三北”地区建成投运7座抽水蓄能电站,装机容量达到577万千瓦; 2016年,开工建设陕西镇安、辽宁清原、江苏句容、福建厦门、新疆阜康等5座抽水蓄能电站,合计装机容量715万千瓦,西北地区结束无抽水蓄能电站历史。加快抽水蓄能电站建设,提高系统调峰能力2016年部分抽水蓄能电站综合利用小时数最大限度利用抽水蓄能电站:2016年,抽水蓄能电站平均综合利用小时数3185小时,为有史以来最高,同比增长78%,促进新能源发电增加103亿千瓦时。
36. 电网环节:加快跨省跨区通道建设,扩大可再生能源配置范围,统筹发挥大电网配置及平衡能力。 高质量、高标准建设跨区跨省输电通道,优先安排可再生能源外送,最大限度解决弃风弃光问题。加强电力统一规划研究、优化布局,储备一批后续外送通道项目。 加快实施电网实时调度,开展跨地区跨流域的风光水火联合运行,实现多种能源发电以及新能源出力与用户响应的联合平衡。 加快虚拟同步技术、微电网、储能、“互联网+”智慧能源等关键技术攻关和应用,提高各级电网智能化水平,增强电网对可再生能源大规模接入的适应能力。 36
37. 37 2016年,国家电网公司750千伏及以下新能源并网及输送工程总投资120亿元,建成新能源并网及送出线路5620公里,满足了784个新增新能源项目并网和省内输送的需要。 加快电网建设,保证新能源并网和输送
38. 用户环节:推进电能替代,用市场办法引导用户参与调峰调频、主动响应可再生能源出力变化。 全面实施清洁取暖以电代煤,大力发展电动汽车,力争“十三五”实现电能替代电量5000亿千瓦时。加大力度推进清洁能源替代燃煤自备电厂电量,实施清洁能源电蓄冷(蓄热)项目。 实施用户可中断负荷控制,鼓励用户积极参与需求侧响应。 38
39. 39实施电能替代 国家电网公司全面推进电采暖、电窑炉、港口岸电、机场桥载APU替代等20大类、53个细分领域实施电能替代,2016年,实施电能替代重点项目4.1万个,完成替代电量1030亿千瓦时。
40. 体制机制环节:着力打破省间壁垒,构建全国电力市场,建立有利于新能源消纳的市场机制。 以北京电力交易中心和各省电力交易中心为平台,积极组织新能源跨区、跨省交易,扩大新能源消纳范围。 尽快完善市场规则、新能源交易机制、电价政策,建立有利于促进可再生能源跨区跨省消纳的电价机制和新能源消纳配额制度。 完善火电调峰补偿机制,充分调动火电企业主动参与调峰的积极性。 40
41. 41组织省间交易,扩大清洁能源市场2016年,北京电力交易中心充分利用省间通道能力,组织开展“三北”风电、光伏发电等新能源外送交易,全年新能源省间交易电量完成363亿千瓦时,同比增长24%。 调度机构统一组织启动跨区跨省现货市场,2017年1月份,组织现货交易共计105笔1.8亿千瓦时,平均上网电价约150元/千千瓦时,落地电价也相应降低。2016年新能源省间消纳情况
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