多措并举 促进新能源发展需各环节共同努力

添加时间：2013-04-18 10:55:56 来源：国际能源网

       中国新能源发展规模大、集中度高，风电并网装机达到6300万千瓦，成为中国第三大电源,光伏发电装机由基本空白增长到700万千瓦。

　　“弃风”原因何在?

　　中国风电已经走在世界风电的前列。2012年，中国风电并网容量已超过美国位居世界首位，风电年发电量首次突破千亿千瓦时大关，部分地区风电运行指标再创新高。与此同时，局部地区出现的弃风问题也引起社会的广泛关注。

　　如何客观看待中国风电的发展，准确分析问题和成因，尽快采取根本有效的措施，是实现中国风电科学可持续发展的当务之急。

　　时璟丽研究员认为，中国风电发展，成就是主要的，但与此同时，也产生了弃风问题。这里面有多种原因，现在社会上有种观点将弃风现象简单归咎于电网，这既不合理也不客观。

　　时璟丽研究员分析，第一，从风电产业本身来说，其实际发展速度大大超过了预先的规划设想。2006年后，根据《可再生能源法》的要求，中国先后出台了《可再生能源中长期发展规划》(2006～2020)和《可再生能源发展“十一五”规划》(2006～2010)，提出了2010年和2020年可再生能源在能源消费中的占比目标，以及可再生能源各项技术的发展目标、重点项目和布局。但是，从实践来看，这些规划提出的装机目标都太低了。在中国能源转型的大背景下，风电产业实现了更高速度的发展，导致各方面出现衔接不畅。

　　第二，风电本身发展过程中，对于外部的发展环境没有考虑充分。电力系统既然是一个系统，本身就具有一种硬性的约束，只有配套到位才能实现更好发展。电网和电源应该追求协调发展。先看电源侧，一些弃风率高的地区，普遍都是负荷需求较低，电力装机大大过剩，而近几年这些地区不仅新增了风电装机，也有不少火电以及热电联产机组投产，进一步加剧了当地的电力过剩。再看负荷侧，结合2012年的情况来看，全国电力需求的增速较低，在风电装机集中地区新产业少，有些地区的用电量甚至出现了负增长。这些都是导致风电弃风的原因。

　　第三，还有机制的问题。时璟丽在采访中提到，风电大发，有时就需要火电减小出力。但是，中国对于火电实施发电计划制，调度机构也需要保证火电的出力至少达到发电计划的小时数。在这样的机制下，我们保证风电出力，减少火电出力，就有一个利益调整问题，需要有新的协调机制。

　　时璟丽认为，弃风现象是一个多方面的问题。针对以上几个问题，都应该想出应对之策。

　　多措并举 促进风电产业更好发展

　　按照国家风电发展规划，2015年中国风电规模将达到1亿千瓦，建设新疆哈密、甘肃酒泉、蒙西、蒙东、河北、吉林等八个千万千瓦级风电基地，到2020年全国风电装机将达到2亿千瓦。虽然《可再生能源“十二五”发展规划》中提出风电开发要集中和分散开发并重的原则，但预计仍将有80%左右集中在远离负荷中心、消纳风电能力十分有限的“三北”地区。目前，我国风电的快速增长主要依托“三北”地区，受市场规模、电源结构、跨区输电能力不足等因素制约，市场消纳问题已成为制约风电进一步发展的最大瓶颈，需要加强外送。

　　如何促进风电产业更好发展，近年来参与起草了中国《可再生能源法》等一系列法律政策的时璟丽提出了三点想法。

　　第一，相关细则要进一步明确，引导各方面的积极性。

　　中国可再生能源在近年来的飞速发展很大程度上得益于全面而有效的政策支持。2005年出台的《可再生能源法》为各类支持可再生能源政策的出台提供了法律基础。2009年，根据迅速变化的可再生能源发展形势的需要，又出台了法律修正案。《可再生能源法》及其修正案明确了多项关键性的制度。

　　时璟丽说，2005年起草法律的时候，当时全国风电量还非常小，当年年底全国风电装机才76万千瓦，各个层面都没有形成促进风电发展的合力。所以当时提出了对可再生能源电力“全额收购”的概念。2006年风电装机快速增长，由于风电具有间歇性、随机性的特点且在“三北”地区集中发展，在局部地区风电占到一定装机比例的情况下，百分之百消纳是不可能的，令“全额收购”失去了意义，因此在法律修正案中改成“全额保障性收购”，进一步促进风电发展。

　　现在来看，如何实现“保障性收购”呢?时璟丽认为，“保障性收购”是原则，落实“保障性收购”需要一个抓手。目前国家能源局已经组织起草《可再生能源电力配额管理办法》，已经征求了各方意见。该办法中提出了对电网、发电厂及地方各级政府推动可再生能源发电的配额指标任务。

　　第二，国家能源战略要积极引导，而不是被动适应风电发展。

　　结合特高压发展，时璟丽认为，特高压能够实现远距离输送电力，对于风电发展有很大的促进作用。但特高压更重要的是涉及国家能源和电力战略布局，从因果关系上来看，特高压电网不可能只送风电，风电也并不是推动特高压发展的唯一动力或者理由。任何形式能源的发展都应配合国家能源战略布局。中国西部和北部地区，煤炭等传统能源和风电、太阳能、水电等新能源都比较丰富，中东部地区输煤输电比例的确定和布局，是国家能源战略的问题，也涉及对中国新疆、甘肃、内蒙古、宁夏等资源丰富地区的定位问题。这一战略确定下来，包括风电在内的能源才能够着眼于这一战略实现更好发展。

　　第三，要充分发挥大电网均衡成本的作用。

　　现在的风电发展渐趋成熟，成本也在稳步下降，竞争力在不断增强。时璟丽说，大电网具有网络优势，能够均衡全国范围内的风电发展成本，避免西部地区有关企业负担过重，更好促进西部地区风电产业发展。她表示，随着技术手段和政策的不断到位，大电网在接纳较高比例的可再生能源方面应该会做得越来越好。

　　各环节协调 推动分布式光伏发展

　　2012年10月，国家电网公司发布《服务分布式光伏并网工作的意见》，支持分布式光伏并网。时璟丽认为，结合效果来看，在服务分布式光伏发电方面，电网企业所做的工作是有效果的;要进一步促进这一市场的发展，必须从系统的角度，需要各相关环节协调，共同推进。

　　根据国家电网公司的统计数据，仅在意见发布后一个月内，接到的并网咨询达到500余次，并网申请123项，容量17.6万千瓦，相对意见发布前，申请接入电网系统以及接入的数量都有明显增长。曾经被认为是难度最大的电网接入环节，如今却是实际操作中容易处理的一个环节，这显示出电网企业所采取的措施是卓有成效的。目前，分布式光伏发电并网的电价政策还没有出台，这在很大程度上会影响一些用户安装分布式光伏系统的积极性。如果电价补贴政策出台，电网接入环节又不存在障碍，那么分布式光伏发电接入量将出现更快增长。

　　社会上有人认为，电网企业发布的意见规定了并网要接入低压而非高压，是对分布式光伏并网工作的制约。对此，时璟丽认为，国际上有十几个国家都将分布式光伏发电接入低压电网(如10千伏及以下)，而不是高压电网中。这是与分布式光伏发电系统本身的特点相关的。

　　分布式光伏发电系统相对容量较小，靠近电力负荷中心，电网网络较为发达，具备直接接入就近的中低压电网的条件。目前国内有一些光伏投资企业认为接入电网10千伏及以下、6000千瓦容量上限的条件过于苛刻，提出接入110千伏电网的光伏系统都应属于分布式，但这样可能国内目前90%以上的光伏系统都可以算成是分布式了，显然不合理。接入电网电压等级的上限是否可以放宽到35千伏，目前有争议，应该经过详细论证，特别是对电网系统安全性的影响进行分析。分布式电源也是电源，如果在一个电网覆盖区所占的容量比例过高，对电网系统的运行也会产生影响。

　　时璟丽举了德国的例子。根据光伏电价政策的征求意见稿，目前对于分布式光伏发电，政策鼓励的方向是“自发自用，余量上网”。这一点和德国比较接近。德国对光伏发电采用的是固定电价制度，在光伏发电成本高昂的情况下，鼓励将光伏系统多发电力全部出售给电网，如2008年光伏固定电价水平在每千瓦时40欧分以上，是居民用电价格的两倍多。随着光伏发电成本的下降，自发自用成为鼓励的方向。虽然德国各州用电价格有差别，但居民用电价格大都超过每千瓦时20欧分，而光伏上网电价不到20欧分，且根据自发自用电量的比例，还给予一定的电价补贴。这也是德国政府鼓励居民“自发自用，余量上网”的反映。

　　当前制约分布式光伏产业进一步发展的症结在哪里?时璟丽表示，推动分布式光伏发展是一项系统性工作，需要相关各环节的共同努力。

　　时璟丽认为，影响分布式光伏发电市场发展的主要政策有两个：电价政策和并网政策。电价政策，就是明确分布式光伏发电的电价，目前已经到了征求意见的阶段，政策出台可期;并网政策，就是上网和售电环节的相关政策，在国家电网公司对相关程序进行明确后，也基本解决了。在大的政策之外，还有其他一些关联环节，这些越来越成为影响分布式光伏发电市场发展的因素。如，银行贷款政策，在个人或中小企业为安装分布式光伏系统而申请贷款时，银行是否会放贷?现在看来，银行尚没有做好准备。又如，保险政策，当分布式光伏系统也成为家庭财产后，能否为它上保险?这方面现在也没有进行研究。此外，还有电价费用结算问题，电网、客户、政府等的角色定位还没有明确，等等。

　　时璟丽表示，打通电价补贴和并网环节还不够，分布式光伏发电的健康发展，需要各个环节负起责任，才能推动分布式光伏发电市场的快速发展。