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吉林省新能源发展需求分析

吉林省可再生能源丰富,但全省电力和电量空间无法满足新能源发电全额消纳,建议采取发展储能技术、建设抽水蓄能电站、建设特高压柔性直流外送通道、发展风电制氢产业等技术手段,提升吉林省新能源发展空间。

作为实现“碳中和”的重要抓手,风电和太阳能发电等新能源被寄予厚望。截至2020年10月底,中国风电和太阳能发电累计装机达到4.6亿千瓦,距离2030年发展目标仍有约7.4亿千瓦的发展空间,按10年平均值计算,风电和太阳能发电每年的新增装机将不低于7400万千瓦。未来10年中国将大规模开发新能源,以此来降低化石能源消费量,减少温室气体排放,积极应对全球气候变化。

吉林省处于三北风能资源富集区,是中国九大风电基地之一。省内风能资源集中在西部平原密集区,可规划建设千万千瓦级风电基地。在积极应对全球气候变化、大规模开发新能源的大背景下,新能源资源丰富的吉林省有能力更有义务做出更大贡献。

吉林省新能源发展前景

吉林省一次能源发展现状。吉林省属于一次常规能源匮乏地区,2010~2017年地区能源总量对外依存度逐年上升,2017年,吉林省一次能源总量对外依存度已经达到68.2%,其中煤炭、石油、天然气的对外依存度分别为81.2% 、60.6%和24.7%。一次电力及其他能源方面随着清洁能源的大规模开发,生产与消费基本保持平衡。

吉林省能源消费展望。2010年以来,吉林省经济增速有所放缓,年能源消费量保持在8000~9000万吨标煤区间波动。预计2020~2035年期间吉林省能源消费总量继续保持缓慢增长,由8850万吨标煤增长至10583万吨标煤,年均增速约1.2%;2035~2050年期间能源消费增速呈现下降态势并逐渐进入饱和阶段,年均增速约0.3%。

吉林省能源发展目标。考虑到“碳达峰、碳中和”目标下,未来我国一次能源将明显向低碳化转型,预计全国非化石能源占一次能源消费比重2025年、2035年、2050年分别有望达到约22%、40%、69%,2035年前后非化石能源总规模超过煤炭。风能、太阳能发展快速,在2030年以后成为主要的非化石能源品种,2050年占一次能源需求总量比重分别为26%和17%。2017年全国和吉林省非化石能源占一次能源消费比重分别为15%和11%。按吉林省与全国的比例进行目标设定,吉林省非化石能源占一次能源消费比重发展目标设定为2025年、2030年、2035年、2050年分别达到16%、18%、30%、51%。

吉林省新能源发展需求。由吉林省非化石能源消费占比预测结果计算,在不计外送时吉林省非化石能源产量在2025年、2030年、2035年、2050年需分别达到1572、1878、3126、5641万吨标煤,如其中电力能源占比提升至80%~90%,2025年、2030年、2035年、2050年非化石能源发电量需分别达到419、563、938、1692亿千瓦时。由于吉林省水电资源开发程度很高,继续开发潜力不大,未来主要以小型水电建设为主;国家对内陆核电发展的态度非常谨慎,在吉林省内开发核电难度较大。

国家政策调整后,运营困难叠加补贴退坡压力下的生物质发电发展存在诸多不确定性,但在“碳达峰、碳中和”大背景下,预计未来仍将稳步发展。因此,大力开发风光资源成为满足未来吉林省非化石能源消费和发电量需求的必然选择。根据吉林省电源历史发电数据,在风电、太阳能发电、生物质发电、常规水电机组年平均利用小时数分别按2200、1300、5500、1800小时考虑的条件下,2050年吉林省风电、太阳能发电装机规模需分别达到5000万千瓦和2200万千瓦。由此可见,吉林省风光资源储量能够支撑新能源电源发展需求。

吉林省新能源发展路径

吉林省经济体量相对较小,2019年全社会用电量仅为780亿千瓦时,占全国总量的1.08%。2019年全国和吉林省人均用电量分别为5161和2900千瓦时/人。在2050年吉林省人均用电量提升至全国2019年平均水平、人口仍保持与2019年持平的条件下,预计2050年吉林省全社会用电量将达到约1400亿千瓦时;最大负荷利用小时数按5000~5500小时考虑时,预计2050年吉林省最大负荷将达到约2500~2800万千瓦。综合考虑化石和非化石电力发电量,本省电力和电量空间无法满足新能源发电全额消纳。因此,有必要利用各类技术手段,提升吉林省新能源发展空间。

发展储能技术。新能源的随机性、间歇性、低转动惯量等特点给电力系统带来挑战,随机扰动冲击、暂态过电压、频率、电压等多种稳定性问题耦合交织,电力电量平衡问题突出。储能可向电力系统提供调频、备用、黑启动、调峰、需求响应等多种服务,能灵活应用于发、输、配、用各个环节。储能设备可以提升新能源并网特性,减少电网考核损失;促进新能源根据电力需求特性、市场价格信号等优化生产运营,降低弃风弃光,降低系统辅助服务成本;提升高比例新能源外送系统的整体效率,提高输电通道的利用率和系统整体经济性。

建设抽水蓄能电站。目前,吉林省火电约占总装机的60%,水电、抽蓄等调峰电源占比不到15%。吉林省地处高寒地区,火电主要为供热机组,调峰能力很差。抽水蓄能电站跟踪负荷变化的能力强,投入系统后,可充分发挥调峰、填谷双倍解决系统峰谷差的运行特性,有效地改善火电及其他类型机组的运行条件,延长火电机组的使用寿命,减少火电厂的燃料消耗,降低火电调峰率,同时可提高火电装机利用小时数和电网的供电质量。抽水蓄能电站不仅是良好的调峰电源,还能承担电网的调频、调相和黑启动、紧急事故备用等任务,给电网带来可观的动态效益。因此,从改善东北电网和吉林电网运行条件,优化和提高系统经济运行效益,降低火电厂燃料消耗,减少污染物排放,减少弃风的角度,大规模建设抽水蓄能电站是非常必要,也符合国家相关能源发展政策。

建设特高压柔性直流外送通道。中国九大风电基地主要位于东北、西北、华北地区,而用电负荷中心主要位于华北、华东、华中地区,跨地区、远距离的电能输送和交易,可以更好地调节电力平衡,促进全国范围的资源优化配置,发挥国家级电力市场的作用。柔性直流输电系统的功率灵活可控、可实现弱电网的受电和供电,无须无功支撑设备,能够提升系统稳定性和能源利用率。随着可再生能源大规模、高比例接入电力系统,建设特高压柔性直流外送通道是提高新能源利用率,应对全球气候变化的重要手段。

发展风电制氢产业。吉林省规划建设全国领先的清洁氢能规模化应用基地、高端装备制造基地、核心技术创新基地、多领域应用示范基地。同时,吉林省计划将风电制氢项目列入《吉林省“十四五”新能源与可再生能源发展规划》。氢能作为一种高效的媒介,可以将可再生能源变成可储存的氢能,进而促进可再生能源大规模的整合和消纳。吉林省白城市自2018年起谋划利用可再生能源制氢,打造“中国北方氢谷”。随着建设成本的不断降低和发电效率的不断提高,白城地区风电和太阳能发电具备提供低成本电力制氢的能力,进而形成具有国际影响力的新能源与氢能区域产业集群,促进新能源就地消纳。

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