新能源“并网难”问题应客观面对

　　
       一、新能源“并网难”是一个不容争辩的客观现实


　　目前，伴随着新能源规模的快速扩张，输变电设施建设明显滞后，导致新能源发展出现了“并网难”、设备利用小时下降、能源浪费、安全事故频发等问题。我国北方风电集中开发地区大都遭遇较严重的弃风限电问题，东北一些地区冬季弃风限电比例已近50%；西北主要风场因数次脱网事故，目前限电竟高达70%%—80%，风能资源最好的一些地区，设备年利用小时数还不到1400.2011年，并网风电发电量尽管同比增长48.16%，但设备利用小时数却比上年降低144小时，全国范围内平均风电弃风电量占比达20%，直接经济损失达近百亿元。太阳能也出现因无法并网而不得不“弃光”的苗头，2011年太阳能光伏发电的设备利用率也较上年有所下降，年利用小时数仅1700左右。2011年，包括水电、核电、风电和太阳能发电等主体非化石能源占一次能源消费比重不升反降，2011年上述主体非化石能源占一次能源消费比重为8.3%，比2010年8.6%的占比有所下降。大规模风电接入电网也对电网安全稳定运行带来新的问题和挑战，电网调峰调频压力增大、电压控制难度提高、电网安全稳定运行风险增加。从我国新能源这几年的发展可以看出，电网企业在系统安全平稳运行和新能源“并网”方面遇到较大困难，出现较多弃风和数次系统稳定事故，使超大规模集中并网的新能源对电网运行安全性影响受到关注，大量限电使风电项目经济性降低，风电设备产能大量积压，产量大起大落，这也是当前风电发展速度出现放缓局面的原因所在。

　　二、“并网难”的产生既有技术原因，更有体制原因

　　“并网难”问题产生的原因很多，既和新能源的特性有关，也和体制机制不尽合理有关，但从本质而言，后者才是造成新能源“并网难”问题的最根本原因。

　　1、技术原因对并网问题有影响，但并非根本原因

　　说到新能源“并网难”，不少人认为是并网在技术上有困难。的确，新能源发电无论是风能还是太阳能，均具有随机性强、波动性大、出力不稳定、调峰调频能力差、不能大规模储存的特性，与水电、火电等常规电源相比，目前还没有办法像常规电源一样对风电场有功出力进行计划安排和控制，在接入电网时容易使电网安全稳定运行风险增加。但如果认为这是造成“并网难”的根本原因，那就有失偏颇了。欧洲早在2005年的研究成果就表明，风电的大规模并网不存在技术和经济上的障碍。最近，美国通用电气公司，受本国各电力公司、能源署和ISO委托进行的一项研究表明，电网能够接纳大比例的风电和太阳能，而且没有接纳的上限，该研究还指出，制度和市场机制是电网成功接纳大比例风电等可再生能源的关键。而我们国家也有非常好的例子。截至2010年年底，蒙西电网接入风电容量达630万千瓦，占电网装机总容量的16.4%，占电网最大发电负荷的32%，占最高供电负荷的38%。事实证明，大规模发展风电是可行的，我们要做的是坚定信心，解决眼前遇到的问题。

　　2、体制机制因素才是造成“并网难”的根本原因

　　首先，在于新能源发展中的集中开发模式。目前我国新能源开发明显倾向于集中开发模式，八大千万千瓦级风电基地和大型光电基地基本都处于地广人稀、用电负荷很小的西北部地区，而电力消费大省又都集中于东部沿海和中部经济发达地区，这必然带来电力的远距离输送问题，需要配套建设输变电设施，投资巨大。为了远距离输送风电光电，需要层层升高电压，配套新建从10千伏至750千伏之间各个电压等级全套输变电设施，才能将风电光电输送到上千公里甚至数千公里以外去使用。加之长距离线损和层层变损对输电经济性影响颇大，过网费进一步降低了经济竞争力。正是由于我国新能源的集中开发模式，造成了新能源发电投入大、并网难、效率低等一系列问题。

　　其次，并网政策和技术标准与新能源发展缺乏有效衔接。新能源发电的波动性使得其在接入电网时，可能会产生谐波、逆流、网压过高等问题，对现成电网造成一定的冲击，因此也受到电网公司的消极处置。而我国包括风电场接入、并网检测、调度运行三方面的风电并网技术标准，目前仅有部分国家和行业标准正在开展工作，标准体系尚不完善。我国以煤电为主的电源结构将长期存在，风电的快速发展，使得相适应的系统备用和调峰等电网调控手段亟待加强研究和推广应用。各地普遍存在着拼装机容量、拼风电设备制造，但却不注重风电场控制的核心技术与并网标准等软指标。

　　最后，电网配套落后，利益关系有待理顺。我国并网的新能源项目主要建设于西北地区，就地发电就地消化，但当地电网的消纳能力有限，若不能尽快建成高压远距离输电，实施大区域调度和理顺电网公司等各方利益关系，则并网难的问题仍将存在。

　　三、完善体制机制，破解新能源“并网难”瓶颈

　　从以上分析可知，新能源的并网和消纳是一个综合性问题，需要各方共同努力，完善体制机制，多措并举才能更好解决。

　　1、积极倡导“分散式”新能源开发模式。分散式开发是指不通过变电站，直接将风电升压后接入农网和低压电网。相比大规模集中开发，分散式开发可以降低成本，分散电网的事故风险并缓解消纳瓶颈，适合电网结构好、土地面积有限的地区。目前，分散式开发已经在欧洲形成一定规模，但是我国仅在内蒙古有两台示范机组，潜力巨大。过去提倡建立大基地融入大电网促进了风电规模化发展，当前更应在此基础上，支持资源不太丰富的地区，例如云南、安徽、湖北、湖南、山东、山西、重庆、贵州、西藏和四川等地，发展低风速风电场，倡导分散式开发。

　　2、加强并网技术标准的前瞻性研究与制定。国外十分重视新能源并网标准制定，欧洲各国都对风电并网提出了严格的技术要求，并通过立法建立了严格的风电并网检测制度，确保并网风电满足技术标准要求。西班牙电网公司对风电场的发电预测进行严格考核，误差比例超过20%则需要向电网企业缴纳罚款，以此激励风电场提高预测精度。欧洲和美国的风电发展经验表明，大规模的风电并网要求对风电功率进行准确预测，我国在这方面已经开展了一些工作。今后要在现有工作的基础上，不断提高预测精度，从技术上保障更多的风电并网和消纳目标的实现。

　　3、建立系统的利益疏通引导机制。鼓励、引导和疏通电力系统所有参与者发展新能源的热情，充分挖掘他们的技术潜力，才能更加有效地促进新能源并网和消纳。要建立风电并网成本及调峰机组减收补偿机制。为保障风电顺利接入和传输，近期需要加强电网建设和改造，国家应对电网企业由此增加的合理成本予以补偿。此外，为保障风电并网，给可再生能源发电出让发电小时数，降低了其他发电机组的出力，减少了自身的收益，国家应尽快研究出台合理的利益补偿机制，提高相关企业的积极性。

　　4、出台鼓励优化电源结构的政策。当前电价的确定和电力调度的规则，没有充分体现电网安全运行过程中能发挥不同作用电力装机的价值，如调峰、备用等设备，其价值通过电网企业的电力调度间接实现，这就不能调动企业参与这类电源建设的积极性。具有灵活调节能力的电源，包括天然气、抽水蓄能电站目前的价格政策还是空白，它们在系统中所能发挥的容量价值就无法得到有效的反映。