新能源消納難、并網難仍然是一個揮之不去的老問題
近些年來，盡管風電、光伏等新能源發展迅速，但由于資源富集地與電力消費地不匹配、技術因素以及體制障礙導致的新能源消納難、并網難仍是困擾行業發展的難題。目前，一方面是政府大力扶持新能源建設，另一方面卻是大量的棄風棄光現象，光伏與風能發電有較多無處可用的尷尬境地。我國新能源面臨著嚴重的“棄風（棄光）限電”問題，導致新能源開發不得不轉向低風速、低光照地區，這些地區盡管沒有消納問題，但可開發的資源非常有限，且面臨復雜的開發環境。2014年我國并網風電平均利用小時1905小時，同比減少120小時。目前，我國光伏發電裝機在電力結構中比重占7％，新增電力結構中比重占15％左右，在全國總發電量結構中占2.5％到3％。而據國家能源局的統計，2015年1月－9月，全國棄光率為10％，而2015年上半年棄風率為15.2％，同比上升6.8個百分點。其中甘肅棄光率達28％，居全國之首。目前棄風限電主要在蒙西（棄風率20％）和甘肅（棄風率31％）等地。
國家能源局2015年初開始就明確了國內光伏電站的發展方向，重點推廣分布式項目，同時嚴格限制地面電站的額度，其中一個重要原因就是避免行業非理性發展，出現大面積的限電問題。光伏限電問題已經在甘肅地區出現，2014年7月，國家能源局發布了 《可再生能源發電并網駐點甘肅監管報告》，《可再生能源發電并網駐點甘肅監管報告》提出的六方面問題就包括“電源、電網建設配套銜接不夠”、“存在棄風、棄光現象”、“電網企業辦理接入系統、并網驗收工作不完善”等。根據甘肅省各發電企業棄風統計數據匯總，甘肅省2013年棄風電量31.02億千瓦時，占全國棄風電量的19.11％，棄風率20.65％；2013年棄光電量約為3.03億千瓦時，棄光率約為13.78％。值得注意的是，美國幾乎沒有棄風，風電年利用小時數很高。據美國能源部統計，2012年美國平均棄風率僅為2.7％。據統計，2000年至2005年期間，美國風電場平均風電容量系數是30.3％；2006年至2012年期間，美國風電場平均容量系數提高到了32.1％。許多新建風電場的年利用小時數都在3000以上，相比之下，2013年中國風電平均年利用小時數僅為2074，美國風電的年發電利用小時數比中國高45％以上。
新能源消納難、并網難背后的技術及體制因素
造成我國新能源消納難、并網難除了資源集中地區與電力消費地區不匹配的區域因素之外，還有技術因素和體制因素也是形成這一問題的主要誘因。
1.目前尚缺乏技術經濟可行性較高的新能源儲存及輸送設施。建設高電壓等級、遠距離、大容量的外送通道，被認為是解決大規模新能源基地消納問題的有效途徑，但考慮到送出線路的利用效率，通道建設的經濟性尚存疑問，且大規模新能源波動也會對受電端電網的安全運行帶來影響。
解決新能源消納問題最直接的方案是采用儲能技術，目前技術比較成熟并得到大規模應用的是抽水蓄能電站，但該儲能方案對水源和工程應用場地有特殊要求，不利于大面積推廣；其他儲能技術方案，如電池儲能等，由于成本太高或效率較低，雖然有示范項目投運，但距離大規模電網儲能的商業應用尚有較大的距離。國家在解決“棄風限電”問題上做了各種嘗試，例如在限電比較嚴重的地區建設“棄風供熱”項目，但由于項目投入與產出比例失調，技術經濟可行性較差而難以推廣；有些地區采用風火替代交易的方式爭取風電的上網電量，但由于利益補償機制不透明，分配方案復雜，導致發電企業的積極性不高，效果未達預期。2.利益關系沒有理順是造成新能源消納難的體制因素。在當前電力體制下，對于發電企業來說，發電計劃由電網公司制定，上網電價由物價部門核準，只要能夠低成本按計劃發電，就能保證企業的正常經營和發展。在新能源裝機規模日益增長的環境中，新能源具有優先上網、調度的優勢，火電企業往往被迫為新能源調峰，企業的利益得不到保證，形成“風火競爭”“光火競爭”的利益格局，尤其是在能源需求放緩時，這一問題尤為突出。近年隨著制造業轉型去產能，工業用電量轉為負增長，電力市場需求顯著放緩，大量的新能源電力要進入市場，意味著原有火電水電的份額要減少，風電與光電各處受限。無論是火電調峰，還是風火替代、光火替代交易，都反映出當前新能源發展困境中的體制性因素。因此，新能源目前的發展困境與其說是新能源自身特性造成的，不如說是當前電力體制的弊端使然。
解決新能源消納問題還需加快電力體制改革
從以上分析可知，要從根本上解決新能源消納難題，需從加快技術創新和掃除體制障礙兩個方面入手。
一方面，應加快技術創新步伐，大力發展調峰電源。調峰電源是進一步促進新能源發展的重要前提條件，除了抽水蓄能電站以外，常見的調峰電源有水電站、燃氣電站、純凝式火電廠等。水電站具有較好的啟停特性，但對于水電資源貧乏的三北地區用處不大；燃氣電站具有良好的調節能力和調峰性能，但考慮到天然氣供給、價格等因素，燃氣電站的發展規模尚需深入研究；純凝式火電廠具有一定的調峰能力，但存在煤耗增加、排放增加、設備磨損、壽命減少的不利影響，而且我國“三北”地區純凝式火力發電機組比例小，冬季調峰能力嚴重不足。
以煤為主的能源資源稟賦特點決定了我國以煤電為主的電源結構，調峰電源還需以現有的火力發電廠為基礎，結合技術創新，將火力發電廠改造為調峰電廠，使之能夠適應電力系統負荷快速波動，具有良好調峰特性，同時又能夠優化火電機組調峰煤耗，減少設備磨損，降低調峰排放，而且滿足供熱需求。根據火力發電廠的電力生產流程和特點，在燃煤鍋爐和汽輪發電機之間增加一個高效熱儲能裝置，用于緩沖調峰帶來的能量波動，使鍋爐運行在穩定工作點，保證煤耗和排放最優。對火電廠進行熱儲能技術改造，使之成為調峰電站，不僅是一種成本低、效率高、實用性強的解決電網調峰能力不足問題的解決方案，而且對于火電廠自身來說，調峰改造也有利于提高效率，降低成本，增加火電廠的市場競爭力。
另一方面，需加快電力體制改革，理順新能源與其他化石能源的利益關系。要保證新能源的持續健康發展，需要從電力體制改革入手，從國家發布的《能源發展戰略行動計劃（2014年－2020年）》不難看出，新的電力體制改革主要是推進電力領域價格改革，推動供求雙方直接交易，構建競爭性電力交易市場。在新的電力體制條件下，發電企業與用電方通過電力市場直接交易，發電企業的經營收入將主要依靠長、短期合同和實時電力平衡合同，調峰輔助服務市場將應運而生；在新能源裝機比例高的地區，發電與用電不易匹配，電力峰谷差拉大，調峰需求越大，調峰服務的市場價值越高，具備較強調峰能力的電廠將獲得巨大的調峰輔助服務收益，在市場競爭中占有優勢。這樣，常規能源與新能源的利益不再是矛盾關系，市場利益促使常規發電企業有動力為新能源調峰，使原先“風火競爭”轉為“風火互補”，從而促進新能源的進一步發展。 來源：中國經濟時報
