四、落实可再生能源全额保障性收购等必须处理好几个关系。
通过上述分析,不难得出甘肃省落实可再生能源全额保障性收购受制于众多客观条件限制。按照甘肃发用电结构的客观实际,要保障装机占比高达40%的非水可再生能源全额保障性收购小时数,需要具备什么样的外部条件?即便全省火电仅作为调峰电源、备用电源保障电网安全和电力平衡,最大限度让路新能源,能够实现多少可再生能源全额保障性收购小时数?新能源的最大发电空间有多少?新能源计划电量和市场电量如何划界?新能源省内发电量和外送电量如何界定?做为调峰电源、备用电源的火电企业的权益是否应当保障、如何保障?破解难题必须处理好以下几个关系并做好相关工作:
一是切实做好电力电量平衡预测。随着电力体制改革的进展,“计划+市场”的电力电量二元管理方式将长期存在。政府主管部门要切实组织做好电力电量平衡预测,处理好各类发电量之间的关系,这对实现安全、经济、清洁的电力供应至关重要,也是公开、公平、公正处理各方利益的一个基点。
二是切实留足新能源优先发电空间。在预测年度电力电量平衡、制定年(月)度优先发电计划时,要在保证系统调峰、调频、断面控制等电力系统安全稳定运行的条件下,最大限度的留足优先发电计划空间,优先安排可再生能源发电,尽可能的减少弃风弃光。在可再生能源保障性收购利用小时完不成的情况下,将火电企业所谓的发电权转让给新能源的做法,则从另一个侧面反映了没有留足新能源优先发电权,显然不合时宜。
三是合理确定新能源省内电量与外送电量、计划电量与市场电量的关系。新能源省内电量与外送电量、计划电量与市场电量的各项边界条件、勾稽关系既要符合电力平衡特性等客观实际,又要符合相关政策要求。要防止人为做大新能源外送电量、市场电量,但实际上又不能增加新能源总发电量的情况。
四是处理好落实可再生能源全额保障性收购利用小时数与直购电规模的关系。直购电属于市场电量,要结合电力电量平衡预测以及年度优先发电计划等科学合理的确定直购电规模,防止人为做大直购电规模引起市场电量挤占优先发电空间,进而影响可再生能源全额保障性收购利用小时的落实。
五是处理好权益保障和利益协调问题。在最大限度地落实可再生能源发电全额保障性收购的同时,尽快建立和完善调度运行机制、调峰补偿机制,妥善处理好可再生能源保障性收购、调峰机组优先发电和辅助服务市场之间的关系。在确保电力系统安全可靠的前提下,实现清洁、高效、经济、可持续发展。同时,在建立完善调峰补偿机制,加大调峰补偿力度的基础上,建议采取“两部制”电价机制,保障做为调峰电源、备用电源的火电机组权益。
六是立足实际,实事求是地制定甘肃省可再生能源全额保障性收购电量范围和利用小时数。《国家发展改革委 国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》(发改能源〔2016〕1150号)规定:甘肃省风电保障性收购利用小时数为1800小时,甘肃省光伏发电Ⅰ类资源区、Ⅱ类资源区保障性收购利用小时数分别为1500小时、1400小时,这一规定短期内不具备实现的客观条件。建议立足实际,实事求是地制定甘肃省可再生能源全额保障性收购电量范围和利用小时数。否则发改能源〔2016〕625号和发改能源〔2016〕1150号两个文件的落实将遇到难以调和的矛盾,甚至可能不了了之。
七是加快区域现代电力市场建设步伐,尽快建立“中长期+现货”的现代电力市场模式,促进可再生能源消纳。逐步建立以中长期交易为主规避风险、以现货交易为补充发现价格,交易品种齐全、功能完善的现代电力市场机制,通过完善的电力市场机制促进可再生能源的消纳,这一点国外成功的经验可以借鉴。同时,加快西北区域以及跨区域电力市场建设步伐,消除省际间电力市场壁垒,促进可再生能源更大范围的消纳,减少弃风弃光。
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