解决新能源消纳问题还需加快电力体制改革

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朱敏

行业论坛

目前，新能源消耗和并网困难不仅是新能源的特性造成的，也是当前电力体制下利益关系不畅和形成“风火竞争”和“轻火竞争”的必然结果。要从根本上解决新能源消费问题，应从加快技术创新和消除制度障碍入手。只有理顺新能源与传统化石能源的利益关系，大力发展调峰电源，才能从根本上消除新能源发展的瓶颈问题，促进新能源市场更快发展。

新能源很难消耗和接入电网，这仍然是一个挥之不去的老问题

近年来，尽管风电、光伏等新能源发展迅速，但由于资源富集地与用电地不匹配、技术因素和制度障碍等原因，仍然是困扰行业发展的难题。目前，一方面，政府大力支持新能源建设，另一方面，这是一个弃风弃光的现象，光伏和风力发电有许多尴尬的情况，没有地方使用。中国新能源面临“弃风(弃光)限电”的严重问题，导致新能源开发不得不转向低风速、低光照地区。虽然这些地区没有消费问题，但可开发的资源非常有限，面临着复杂的发展环境。2014年，中国风电并网平均利用小时数为1905小时，同比减少120小时。目前，我国光伏发电装机占电力结构的7%，新增电力结构约占15%，占全国总发电结构的2.5%-3%。据国家能源局统计，从2015年1月至9月，全国光废品率为10%，而2015年上半年的风废品率为15.2%，同比增长6.8个百分点。其中，甘肃的轻废品率为28%，居中国首位。目前，弃风限电主要集中在孟茜(弃风率为20%)和甘肃(弃风率为31%)。

自2015年初以来，国家能源局明确了国内光伏电站的发展方向，重点推进分布式项目，严格限制地面电站的配额。其中一个重要原因是为了避免行业的不合理发展和大规模停电。甘肃已经出现光伏发电削减。2014年7月，国家能源局发布了《甘肃省可再生能源发电并网电站监管报告》。《甘肃省监管报告》提出的六大问题包括“供电与电网建设衔接不够”、“弃风弃光”、“系统接入不完善、电网企业并网验收不到位”等。根据甘肃省各发电企业弃风统计数据，2013年甘肃省弃风电量为31.02亿千瓦时，占全国弃风电量的19.11%，弃风率为20.65%；2013年，废弃光量约为3.03亿千瓦时，废弃光率约为13.78%。值得注意的是，美国几乎没有弃风现象，风能的年利用小时数非常高。根据美国能源部的统计，2012年美国平均弃风率仅为2.7%。据统计，从2000年到2005年，美国风电场的平均风力发电能力系数为30.3%；从2006年到2012年，美国风电场的平均容量系数提高到32.1%。许多新建风电场的年利用小时数超过3000。相比之下，2013年中国风电年平均利用小时数仅为2074小时，美国风电年利用小时数比中国高出45%以上。

新能源消耗和电网连接困难背后的技术和制度因素

在中国，很难消耗新能源并接入电网。除了资源集中区与用电区不匹配的区域因素外，技术因素和制度因素也是造成这一问题的主要原因。

1.仍然缺乏技术和经济可行性高的新能源储运设施。建设高电压等级、长距离、大容量的输出通道被认为是解决大型新能源基地消耗问题的有效途径。然而，考虑到出线的利用效率，通道建设的经济性仍有疑问，大规模的新能源波动也将影响受端电网的安全运行。

新能源消耗问题最直接的解决办法是采用储能技术。目前，抽水蓄能电站相对成熟且应用广泛，但这种蓄能方案对水源和工程应用场所有特殊要求，不利于大规模推广；其他储能技术，如电池储能，过于昂贵或效率低下。虽然一些示范项目已经投入运行，但大规模电网储能的商业化应用还有很长的路要走。国家为解决“弃风限电”问题做了各种尝试。如“弃风弃热”项目建在电力严重受限的地区，但由于项目投入产出不平衡，难以推广，技术经济可行性差；在一些地区，采用风-火替代交易来赢得风力发电的并网功率。然而，由于不透明的利益补偿机制和复杂的分配方案，发电企业积极性不高，效果不尽如人意。

2.未能理顺利益关系是导致新能源消费困难的制度性因素。在现行电力体制下，发电企业的发电计划由电网公司制定，上网电价由物价部门审批。只要能按计划低成本发电，就能保证企业的正常运行和发展。在新能源装机容量不断增加的环境下，新能源具有优先上网和调度的优势。火力发电企业往往被迫高峰用电，企业利益得不到保障，形成“风火竞争”和“光火竞争”的利益格局，尤其是在能源需求放缓的时候。近年来，随着制造业转型降低产能，工业用电量已转为负增长，电力市场需求明显放缓。大量新能源电力将进入市场，这意味着原有的火电和水电的份额将会减少，而风电和光电子将会处处受限。无论是火电调峰、风火替代还是裸火替代交易，都反映了当前新能源发展困境中的制度因素。因此，当前新能源的发展困境与其说是由其自身特点造成的，不如说是由当前电力系统的缺陷造成的。

要解决新能源消耗问题，必须加快电力体制改革

从以上分析可以看出，要从根本上解决新能源消费问题，需要加快技术创新，消除制度障碍。

一方面，加快技术创新步伐，大力发展调峰电源。调峰电源是进一步推动新能源发展的重要前提。除了抽水蓄能电站，常见的调峰电源还包括水电站、燃气电站和纯冷凝式热电厂。水电站具有良好的启停特性，但对水电资源贫乏的三北地区用处不大。燃气电站具有良好的调节能力和调峰性能，但考虑到天然气供应、价格等因素，燃气电站的发展规模需要进一步研究；纯冷凝式热电厂具有一定的调峰能力，但也存在一些不利影响，如煤耗增加、排放量增加、设备磨损和使用寿命缩短。此外，我国“三北”地区纯凝汽式火电机组所占比例较小，冬季调峰能力严重不足。

煤基能源资源禀赋决定了中国煤基电力供应结构。调峰电源需要在现有火电厂的基础上，结合技术创新，将火电厂改造成调峰电厂，使其能够适应电力系统负荷的快速波动，具有良好的调峰特性，优化火电机组的调峰煤耗，减少设备磨损，减少调峰排放，满足供热需求。根据火力发电厂的发电过程和特点，在燃煤锅炉和汽轮发电机之间增加了高效的热能储存装置，以缓冲调峰引起的能量波动，使锅炉能够在稳定的工作点运行，保证最佳的煤耗和排放。将热能储存技术改造成调峰电站，不仅是解决电网调峰能力不足问题的低成本、高效率、实用的解决方案，而且有利于提高效率、降低成本，增强火力发电厂的市场竞争力。

另一方面，要加快电力体制改革，理顺新能源与其他化石能源的利益关系。为了保证新能源的持续健康发展，我们需要从电力体制改革入手。从《国家能源发展战略行动计划(2014 -2020年)》中不难看出，新的电力体制改革主要是推进电力行业的价格改革，促进供需双方的直接交易，建立具有竞争力的电力交易市场。在新的电力系统条件下，发电企业和电力用户将直接通过电力市场进行交易，发电企业的经营收入将主要依靠长短期合同和实时电量平衡合同，调峰辅助服务市场将应运而生；在新能源装机比例较高的地区，发电和用电不容易匹配，峰谷差不断扩大，调峰需求越大，调峰服务的市场价值越高，更加重视调峰能力的电厂将从调峰辅助服务中获得巨大利益，在市场竞争中占据优势。这样，常规能源和新能源的利益不再矛盾，市场利益促使常规发电企业有能力对新能源进行调峰，从而将原来的“风火竞争”转化为“风火互补”，从而推动新能源的进一步发展。

(作者:国家信息中心经济预测部)