“十二五”以來，我國風電和光伏等新能源發展迅速，新能源已成為我國能源轉型的重要引擎之一。根據相關統計，截至2016年底我國風電和太陽能并網裝機容量已分別達到1．47億千瓦和7800萬千瓦，均位居世界首位。但是，在裝機容量快速增長的同時，新能源消納問題日益突出，棄風和棄光問題也愈發嚴峻。根據國家能源局公布的統計數據，2016年前三季度全國棄風電量394．7億千瓦時，平均棄風率19％，甘肅、新疆棄風率均超過了40％。


《電力發展“十三五”規劃》（以下簡稱“規劃”）提出，2020年全國風電裝機達到2．1億千瓦以上，太陽能發電裝機達到1．1億千瓦以上；“十三五”期間風電和太陽能裝機將分別新增8000萬千瓦和7000萬千瓦以上，解決消納問題是新能源發展面臨的重大課題。本次規劃提出優化調整風電開發布局，按照集中開發與分散開發并舉、就近消納為主的原則發展風電。在此基礎上，規劃首次提出“加強調峰能力建設，提升系統靈活性”，并把其作為規劃十八項重點任務之一。

“提升系統靈活性”是一項系統性工程，推進中既要明確各類措施的功能定位，又要與電力市場化改革緊密結合，力爭以較低的代價和較短的時間提升我國電力系統的調節能力，盡快將棄風、棄光控制在合理水平。

“三北”地區新能源消納問題分析

我國北方地區風光資源豐富，目前近80％的風電裝機分布在“三北”地區，而棄風問題主要集中在“三北”地區。

“三北”地區風電棄風嚴重的主要原因在于系統調峰能力不足。一是“三北”地區抽蓄和氣電等靈活性電源少，現役抽蓄裝機僅有697萬千瓦，在華北布局較多的現役氣電機組則多為聯合循環的熱電聯產，調節性能十分有限。二是熱電機組總量較大，達到1．7億千瓦，熱電在供熱期“以熱定電”運行，基本不參加調峰，造成供熱期系統運行十分困難。三是自備火電機組目前基本不參加日常調峰，加劇了調峰困難。四是純凝煤電機組調節能力有限，目前作為“三北”主力電源的純凝煤電機組平均最小技術出力率在50％左右（部分新建機組最小技術出力可達到40％），相比而言，丹麥、德國等國煤電機組的最小技術出力率可達到15％～20％，我國煤電機組調節能力潛力巨大。五是省間調劑偏弱。例如，西北五省的電源結構具有一定的互補特性，也具有一定規模的省間輸電通道，但囿于缺乏完善的市場化機制，省間互濟作用并未得到充分發揮。

電力需求放緩也是“三北”地區風電消納困難的重要因素。近些年“三北”地區用電負荷增速緩慢，新能源消納空間整體不足。

提升系統靈活性的主要措施

（一）推動實施煤電機組靈活性改造工程

煤電機組靈活性改造將是“十三五”期間破解新能源消納難題的最重要舉措。研究表明，對熱電靈活性改造的全社會收益成本比在2～3之間，經濟性明顯高于新建調峰氣電等措施。

預計到2020年，“三北”地區熱電聯產總規模將達到2．5億千瓦，供熱期調峰壓力將進一步加大，提升熱電機組運行靈活性迫在眉睫。依照北歐地區的經驗，提升熱電機組的靈活性需全面考慮效率、排放、壽命等關鍵因素，一方面通過加裝儲熱裝置，實現“熱電解耦”運行；另一方面通過對鍋爐和汽機本體進行改造，增加機組熱電比、降低供熱強迫出力。本次規劃提出了對1．33億千瓦熱電機組進行靈活性改造。

由于西北和華北地區在供暖期仍有一定量的純凝機組開機，僅通過對熱電進行靈活性改造仍難以將棄風率降低至合理水平。為此，本次規劃提出在全國改造8600萬千瓦常規純凝煤電機組。“十三五”期間，將優先改造30萬千瓦級及以下的低參數煤電機組，引導該部分機組逐步向調峰電源轉型；根據需要確定60萬千瓦級機組的改造規模；大容量高參數高效率的機組則應盡可能保持較高的運行負荷率。

通過實施煤電機組靈活性改造，一般情況下熱電機組可增加20％額定容量的調峰能力，供熱期最小技術出力率達到40～50％，儲熱系統具備5～7小時的運行能力；純凝機組一般可增加15～20％額定容量的調峰能力，部分改造條件較好的電廠，爭取達到國際先進水平，不投油助燃，純凝工況下，機組最小技術出力率達到20～25％。

（二）加快抽水蓄能電站建設布局

本次規劃中提出加快抽水蓄能電站建設，“十三五”期間，抽蓄電站開工6000萬千瓦，投產1700萬千瓦左右。但也應看到，抽蓄站址資源有限且建設周期較長（建設周期一般5～6年），“十三五”期間“三北”地區可建成并發揮作用的抽蓄僅560萬千瓦，“十三五”期間開工建設的抽水蓄能將主要在“十三五”以后發揮作用。

（三）合理布局調峰氣電

天然氣調峰電站運行慣性小、爬坡速度快并可進行日內啟停調峰，是一種優良的調峰電源。天然氣調峰電站發展主要受限于其經濟性和外部供需形勢。目前天然氣價格仍偏高，發電的燃料成本是煤電的3～4倍。同時，“十三五”期間“三北”許多地區存在電力盈余，也不適宜大規模新建氣電機組。總體來看，“十三五”期間調峰氣電主要布局在中東部地區，作為一種補充性調峰電源。

（四）加大通道外送并優化電力調度運行

為了進一步發揮電網的資源配置與互濟效益，本次規劃提出依托錫盟至泰州、酒泉至湖南、山西至江蘇、扎魯特至山東、準東至華東等多條電力外送通道，實現跨省跨區聯合消納4000萬千瓦左右的可再生能源。

此外，規劃提出推行節能低碳電力調度，進一步優化電力調度運行，這將有利于實現波動性電源與靈活性資源的最優匹配。為此，應加強對可中斷負荷的統一調用，研究制定儲熱裝置、電熱鍋爐接入后的新型調度機制，科學合理利用風光功率預測信息，進一步完善日內發電計劃滾動調整機制，以確保系統內的靈活性資源發揮最大效用。

（五）實施電力需求側響應

需求側響應的直接成本小，是提升系統靈活性最經濟的輔助措施之一。“十三五”期間，隨著“電能替代”的推進，需求側響應的內涵也將得到擴充，在負荷特性調節方面發揮積極作用。但考慮到電力消費者參加需求側響應的機會成本不同，需求側響應的實施效果往往難以預測。因此，規劃并未就需求側響應提出具體量化目標。

通過全面實施以上各項措施，根據測算，“十三五”期間可以為電力系統增加調節能力4600萬千瓦以上。在優化調整風電布局基礎上，可以滿足全國2．5億千瓦左右風電消納的調峰需求，使風電等新能源消納狀況得到明顯改善。

提升系統靈活性需政策保障

提升系統靈活性各類措施的落地需要有相應的政策機制保障。本次規劃也為此繪制了清晰的時間路線圖：2016年啟動東北地區輔助服務市場試點，成熟后全面推廣。2018年底前，啟動現貨交易試點；2020年全面啟動現貨市場。

目前，北方地區輔助服務的中心正在由為負荷調峰向為新能源調峰轉變，建立市場化的、激勵充裕的輔助服務機制的條件也已趨于成熟，在“兩個細則”的基礎上，通過對已有的輔助服務機制進行市場化改良即可較快發揮效果。經過兩年的試運行和調整，東北區域輔助服務市場試點已經正式啟動，為其他區域開展輔助服務市場建設提供了樣板。“十三五”期間，北方地區應聚焦于調峰激勵不足的問題，推動輔助服務的市場化交易。在現貨電力市場建立完善之前，輔助服務市場建設將是改革過渡期推動系統靈活性提升的重要舉措。