新能源利用率发展方向及实施建议

 

“十四五”新能源要实现跃升发展，风光电站全面实现去补贴平价上网，风光项目尤其是新增装机将更大范围、更大规模、以不同方式参与电力市场，因此新能源发展外部环境和形势不同以往，全国统一的风光利用率政策虽然在“十三五”期间对迅速降低风光限电率、提升新能源发电发展质量起到了有效作用，但从未来发展看，这有可能成为部分具备风光和土地资源优势地区新能源进一步发展的制约。由于各地风光等波动性电源的装机和电量占比不同，电力系统条件不一，各区域保持利用率下限在相同的水平下付出的系统成本不一样，总体上在西部和北部风光占比高的地区付出的代价要高得多，这些地区如能科学制定和适度放开新能源利用率，可以释放出可观的新增装机空间。并且，由于风光发电成本下降，存在或者适度放开利用率的成本空间，或者配置一定储能和调峰能力（或购买服务）的成本空间，而二者都可有效增加装机规模。“十四五”相关规划政策提出，新能源利用率将从全国统一合理利用率要求的做法，转为根据各地方新能源发展潜力、消纳空间、风光项目经济性等，依据有利于新能源发展和系统整体优化的原则，建立全国和各地方合理利用率的动态调整机制。在2021年11月国家能源主管部门公布的第一批以沙漠戈壁荒漠地区为重点的大型风光基地建设项目清单中，各地承诺了风光利用率，大部分为95%，部分地区则考虑了消纳条件承诺了不同的风光利用率，如蒙中乌兰察布风电项目为98%，青海全部为84%，甘肃为85%（酒泉和武威）、98%（酒钢项目本地消纳）、不低于80%（陇东庆阳白银），利用率差异化已开始在基地类项目建设安排中得以考虑和实施。

 

实施利用率的差异化或动态调整，需要统筹有利于新能源发展和系统整体优化这两个原则，重点用于提升地方或基地项目（就地消纳和外送）规划（装机规模、技术选择、空间布局、建设时序等）的科学性。从有利于新能源发展角度，需要考虑新能源发电的全成本，即新能源利用率下限的确定应在充分考虑当地配置调峰和储能能力要求所带来的增量成本、适度考虑电力市场化带来的收益不确定增加等情况下使新能源项目能达到基本收益。操作层面，新能源利用率的差异化，需要配套实施新能源中长期购电协议。从系统总体优化角度，则应综合考虑新能源资源禀赋和开发成本以及当地电力系统（外送则考虑受端电力系统）调节能力等。此外，由于新能源项目投资特点，差异化和动态调整理应区分存量和增量，即使仅考虑增量项目，由于项目建设时空不同，可能会有相应的利用率要求，这增加了机制落实的复杂性，在实施中需要加以考虑。