【调查】吉林，清洁能源消纳找到突破口

505万千瓦。

休止符。

规划中的吉林省千万千瓦级风电基地的风电装机容量，在505万千瓦这个数值上戛然而止。

作为老工业基地，吉林省产业结构偏重化工型、资源型和传统型，随着经济下行压力加大，传统产业和老工业基地的深层次矛盾，观念、制度等强大惯性，使吉林在转型升级中步履沉重。2016年，吉林省全社会最大负荷增长率为-0.81%，而发电装机新增了126.02万千瓦，其中风电新增60.30万千瓦，光伏新增51.15万千瓦，火电新增14.25万千瓦。由于用电供大于求，导致风电和光伏利用小时数分别下降了97小时和470小时。

“向阳风电场从2011年投产就开始弃风，2012年起基本每年都有1/3的弃风电量。”大唐吉林向阳风电场场长杨春伟说。向阳风电场位于吉林省风能资源十分丰富的白城市境内，作为当年国家一次性核准的最大风电项目，向阳风电场的规划容量是100万千瓦，但从2011年投产至今，该场的装机容量一直保持在40.05万千瓦，勉强维持盈亏平衡。“弃风平时也有，但主要集中在供暖季，最严重的时候按月统计弃风率能达到70%。”杨春伟说。

供暖季弃风频发的原因，与吉林省的电源结构密切相关。“全省电源严重过剩，电源总装机2726万千瓦，其中火电装机容量1777.39万千瓦，火电占比近70%，供热组机又占火电装机的73%以上。电源结构明显不合理。”国网吉林省电力公司发展策划部副主任闫浩说。

“以热定电”是东北地区漫长供暖季热电联产机组运行的基本方式。在供暖季，为了保证供热，热电联产机组不能参与深度调峰，电网调峰能力从非供暖季的50%下降至20%。在被迫放弃风电、全部机组按照满足供热的最小开机方式运行的情况下，仍然富余电力260万千瓦左右，电网调峰和冬季供热矛盾突出。

事实上，不止吉林省，整个东北地区都存在“电力供大于求、电源结构失衡、调峰能力不足”的问题。截至2017年4月底，东北电网总装机容量已达1.32亿千瓦，而2016年全网最大发电电力仅为5918万千瓦，电源装机严重过剩。由于火电装机中80%是热电联产机组，供暖季供热需求与电力平衡之间的矛盾以及清洁能源接纳与火电最小运行方式之间的矛盾同样突出。

吉林省全社会总体用电量小，电源装机容量大，供大于求的矛盾让风电在当地无法就地消纳。近几年来，东北区域内，包括电力消费大省辽宁省的电源建设也快速推进，吉林电网送出承载压力也不断增大。再加上东北各省电网自身调节能力差异大，如何利用全区域资源优化配置能力来实现省间互济存在相当大的难度。

“无论是从社会成本、企业的积极性或者是环保角度来讲，市场才是解决清洁能源消纳问题最主要的杠杆。”东北电力大学电气工程学院副教授崔杨说。

2015年3月15日，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出辅助服务分担共享新机制，配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》提出，按照“谁受益、谁承担”的原则建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制。同年3月22日，国家发改委发布《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》要求，通过替代发电（发电权交易）、辅助服务等市场机制，实现不同类型电源的利益调节，鼓励通过市场化方式确定调峰承担方，鼓励清洁能源直接购买辅助服务。2016年，《国家能源局关于印发2016年体制改革工作要点的通知》《国家能源局关于推动东北地区电力协调发展的实施意见》，正式提出“东北区域电力辅助服务市场专项改革试点”。

2016年10月1日，吉林省开始试运行《东北电力调峰辅助服务市场监管办法（试行）》，将深度调峰、启停调峰、跨省调峰纳入调峰辅助服务市场管理。2017年1月1日，《东北电力调峰辅助服务市场》（2.0版）新规正式开始运行，在原办法上增加了火电停机备用交易、可中断负荷调峰交易、电储能调峰交易等条款。“从体制和机制上打破过去传统的规定，制定市场化规则去引导发电企业自愿参与到市场竞争中来。”吉林省能源局电力处处长王志刚说。

国网吉林电力充分利用辅助服务市场作用，激励火电机组参与深度调峰，支持省内供热机组进行灵活性调峰改造，提高电网调峰能力。

很快，华能长春热电厂试水辅助服务市场改造——3月23日，4台总功率为32万千瓦的固体蓄热式电锅炉投运，实现了35万千瓦超临界热电联产机组的热电解耦。“以往供热机组的负荷必须保持在65%以上才能保证供热，但现在热电解耦后，发电机组的负荷可以降到50%，从65%下降到50%的电量转化为热能储存起来，减少的上网电力可以为电网接纳风电创造空间。”华能长春热电厂总工王刚说。在城市集中供热需求大时，电锅炉储存的热能可以输送至供热管网，提高管网供热能力14%以上。

以市场化方式运行的辅助服务机制，让调峰矛盾在一定程度上得到了缓解，吉林省火电机组最大调峰深度增加了近15%，最大释放调峰空间100万千瓦，减少弃风电量效果明显。与此同时，发电企业尝到了的甜头——从投产至供暖季结束，华能长春热电厂电锅炉累计运行了29小时，拿到了500多万元的辅助服务费。

在这个新建立的市场中，首次引入市场价格机制，电价是变量，根据火电机组调峰深度不同，引入“阶梯式”浮动报价及分摊机制，按照“多减多得、少减少得”的原则，提高奖罚力度，以更高的补偿价格激励火电企业增加调峰深度。市场化机制激发了火电企业主动调峰的积极性，挖掘出现有火电机组的调峰潜力，鼓励供热机组开展灵活性改造，实现热电解耦，在保证供热前提下进行深度调峰，这需要较长时间去引导。

对于火电企业来说，辅助服务费远比卖电的利润更可观，这是参与改造的最大动力。“要让市场机制转起来，还要辅以可持续性的政策，比如补贴的具体实施细则、输配电价可以降多少、如何有效地参与现货市场，这些都需要统筹考虑，让不同的市场协调起来。”吉林电力交易中心有限公司市场部主任韩松说。

对于吉林电网来说，尽管迈出了市场化的第一步，但清洁能源消纳难题仍需要多方努力。“不应该让任何一方去单独承担所有的责任，而是要综合源—网—荷进行协调优化。”崔杨在采访中表示。

年内，扎鲁特—青州特高压直流工程即将建成投运，将给吉林省冗余电力增加外送通道。“为了配合特高压送出，吉林电网规划建设500千伏扎鲁特—吉林配套工程和长岭、向阳输变电工程，规划投产变电站3座，新增变电容量340万千伏安，新建500千伏线路830公里。这些工程将于2017年末和2018年初陆续投产，届时将大幅提高吉林电网的外送能力。”国网吉林电力发展策划部副主任闫浩说，尽快升级吉林电网网架结构，是进一步解决吉林省风电消纳和电力结构失衡的关键。

通过各方努力，吉林省清洁能源消纳情况向好。

2016年，东北分部协调三省一区支援吉林省风电消纳121次，多接纳风电5.8亿千瓦时；2017年1～5月，支援吉林风电消纳83次，多接纳风电4.3亿千瓦时，支援最大电力达到254万千瓦。

在跨省调峰辅助服务机制的支持下，国网吉林电力积极推进富余电力跨区现货交易、风电清洁供暖试点项目、风电送华北交易、风电送北京清洁供暖交易、风电参与大用户直供电、辅助调峰市场等多种市场化交易，2017年共消纳风电8.24亿千瓦时，占风电总发电量的23%。其中，通过富余电力跨区现货交易累计多消纳风电0.09亿千瓦时，辅助服务调峰市场多接纳风电3.2亿千瓦时，送华北交易多接纳风电3亿千瓦时，送北京供暖交易多接纳风电0.3亿千瓦时，省内清洁供暖项目多接纳风电0.9亿千瓦时，省内大用户直供交易多接纳风电0.75亿千瓦时。

在精益调度方面，国网吉林电力充分利用电网裕度，推进并网新能源场（站）功率控制子站接入工作，实现新能源场（站）自动发电调节全覆盖。“利用新能源智能调度控制系统，吉林电网2016年增发风电电量2.95亿千瓦时。”国网吉林电力调度中心水电及新能源处副处长孙勇说。不仅如此，国网吉林电力调度中心加强常规机组调峰能力管理，开展30万千瓦火电机组启停调峰研究，组织供热机组深度调峰实验，落实火电机组非常规调峰措施。优化检修计划安排，结合短期新能源功率预测，及时调整风电送出通道设备检修时间，2016年因风电出力较大共调整送出通道检修作业25次，多接纳风电2亿千瓦时。

作为较早发展清洁能源的地区之一，国网吉林电力不断推进科技创新，建成国内自主研发的智能电网调度支撑平台，研发并投入国内调度系统首套风电功率预测系统、计及风电节能调度计划系统和智能风电调度控制系统。建成较为全面的风电调度支撑体系，实现了对风电可监测、可预报、可调度，利用支撑决策系统，每年可减少弃风10%。目前还承担了国家科技支撑计划项目“消纳风电的热—电联合优化规划及运行控制技术”，开展城市供热机组及供热系统特性研究，利用供热实时在线监测系统，挖掘供热机组及供热系统调峰潜力，2016～2017年内供热期间多消纳风电0.3亿千瓦时。

2017年1～5月，吉林省新能源累计发电量41亿千瓦时，占总发电量的15%，占全省供电负荷的21%。风电累计发电量36亿千瓦时，同比增长26%，光伏发电累计发电量3.4亿千瓦时，同比增长842%。这一组数据表明，在市场与源—网—荷多方的积极作用下，清洁能源消纳的难题在东北地区找到突破口。未来，这个初具雏形的市场对清洁能源消纳将发挥多大作用，我们拭目以待。