現階段中國風電、太陽能等新能源發展思路探討

　　經營輸電網的企業屬于自然壟斷企業，其任務是為所有發電商和用電戶提供公共服務，不以多盈利為經營目標。因此，政府對電網企業的管理和定價方式應與其他從事競爭性業務的發電企業有原則區別，這是“廠網分開”基本原理所在。具體講，政府對經營自然壟斷業務的電網企業定價，要執行“成本加成”模式，還要在各電網企業之間引入經營效率橫向比較，根據電網企業經營的資產量、輸電量、運營成本和提供公共服務以及普遍服務的需要，單獨核定其準許收入總量，然后攤入年度輸電量，通過向用電戶收取度電過網費形式來實現。在此機制下，電網企業“只負責傳輸電力，不參與買賣電力”，其應得收入與發電企業和電力用戶的交易和收支隔離開來，這樣一來電網企業年收入總量也可以得到保障。只有在這種條件下，用電戶與發電企業之間才有可能建立起電力市場，才有可能形成千家萬戶建設、使用新能源，大規模、高效替代化石能源的局面。這個體制設計正是中央和國務院十年前下發的電力行業市場化改革方案核心內容，在國務院2003年批準的電價改革方案中都有表達。但令人遺憾的是，我國隨后的電價市場化改革停滯。
　　當前越來越多的屋頂光伏項目陷入困境，本可用380伏電壓直接使用的分布式光電裝置，卻因“供電專營”的規定，被要求原地升壓至10千伏以上入網計價，再降回380伏按銷售價格結算，無端增加了大量輸變電投資。這就如同一個人去鄰居家串門兒，卻必須先開車上大街，繳納過路費后再繞回來，顯然是不合理的。
　　前些年在建立“市場配置資源，供需形成價格”的現代電力市場體制方面，我們已經落后于世界“一大步”。而面對當今全球范圍分布式新能源和與之相互依存的智能微電網蓬勃發展的時代潮流，我們的電價機制又歷史性地落后了“第二大步”。
　　三、方式與比較
　　(一)關于集中開發與分散開發的比較問題。
　　主張集中開發新能源的觀點認為，中國北方土地遼闊，風能光能資源非常豐富，但電力負荷小，電網薄弱，不能按照歐洲那種“分散上網，就地消納”的模式發展，只能是采用“大規模—高集中—遠距離—高電壓輸送”的發輸模式。
　　如果可以無條件地開發某地資源，上述觀點無可非議。然而，開發資源必定要受到技術經濟等方面諸多條件的制約，在一定發展階段內，“豐富的資源”并不是都能夠開發利用的。最基本的方法還是做技術經濟綜合比較，考慮上述新能源特性和科學道理，以尋求技術可行、經濟合理的最佳模式和方式。我國在發展實踐中已經收獲到一些經驗和教訓，應該及時總結。
　　目前風電發展關鍵問題是電網消納。北方風電集中開發地區大都遭遇較嚴重的棄風限電問題，東北一些地區冬季棄風限電比例已近50%，西北主要風場因數次脫網事故，目前限電竟高達70-80%。風能資源最好的一些地區，設備年利用小時數還不到1400。
　　當前在西部地廣人稀、用電負荷很小的地區又掀起了集中大規模建設太陽能發電的熱潮，其電力消納同樣遇到遠送的問題，有的要輸送700-800公里才到省負荷中心，而省內又無力全部消化，還要向東部輸送……。光伏發電年利用小時數僅1700左右，在荒漠地區開發比風電還“稀薄”的電能，同樣需要為層層升高電壓而配套新建一系列高壓、超高壓甚至特高壓輸變電裝置，才能將昂貴的光電輸送到上千公里甚至數千公里以外去使用。
　　在遠離用電負荷中心的地區集中開發建設巨型風電場和光伏電站，優點是項目建設、管理的效率較高。如果經論證具備經濟合理性，當然不失為一種高效率開發模式。應當說，開發模式涉及許多技術經濟比較問題，實際上是對上述“能量塊”與“能量膜”開發利用方式的區別和比較問題：
　　(1)為遠距離輸送風電光電，需要層層升高電壓，配套新建從10千伏至750千伏之間各個電壓等級全套輸變電設施。以某風電場300萬千瓦項目投資概算為例，風電本體投資225億元，另配套送變電工程投資高達66.7億元。而且這66.7億元投資中尚未包括受端電網從750千伏至10千伏之間層層降壓所需新增輸變電投資。相比之下，以低電壓分散接入系統的風電項目，新增輸變電投資就少得多。
　　(2)風電設備發電年等效利用小時數約為2000多，光電更少，由此連帶降低了輸電系統效率。加之輸送昂貴的風電光電，長距離線損和層層變損對輸電經濟性影響頗大，過網費進一步降低了經濟競爭力。而就地消納的新能源電力就沒有這些成本。
　　(3)在最高電壓等級的電網上注入隨機波動的能量流，有點像在“主動脈系統”里隨機地供應間歇性“血流”，對整個大系統，特別是受端電網安全穩定運行和電能質量帶來較大負面影響。這個問題國外不存在，國內以往未曾遇到，沒有經驗。
　　(4)蒙西電網現有風電裝機777萬千瓦，其中82%的容量以220千伏電壓等級接入系統，其余以110千伏接入。按此，蒙西風電集中程度已經超過美國，并因此出現一定的棄風現象，發電企業也時有抱怨。然而該網2011年10月15日卻出現了全部日電量中風電電量占24%的紀錄，達到世界先進水平。蒙西電網是地方企業，是個純火電系統，加之冬季燃煤熱電聯產“硬負荷”比重甚大，除已建成的“點對網”煤電東送通道外，沒有風電外送手段。蒙西地區能夠在諸多困難條件下，發展風電取得如此成績，是意味深長的。稍加分析可見，一方面地方政府對地方企業的管理具有“直接優勢”，管理目標與發展風電目標一致，即：要的就是電量，“風電優先、煤電讓路”的節能原則由此得以實現。相比蒙西，其他不少地區還在執行對各類發電機組“計劃內、計劃外發電量平均分配指標”、“計劃內外電量價格差別” 等名目繁多的行政指令。這些“發電機會均等”的計劃辦法貌似公允，所起作用恰恰是保護化石能源而浪費新能源;另一方面，蒙西電網以220千伏電壓等級為主消納風電，對電網動態特性的不利影響遠小于在500千伏最高電壓等級配置風電，也是不容忽視的成功因素。盡管如此，220千伏電壓對運行風電來說仍然偏高，蒙西地區電量比例超過20%的時段有限，平均不到10%，棄風數量增加和給電網運行帶來的困難亦不容忽視。總體看，這樣發展風電已趨于極限。
　　(5)值得一提的是，2010年有企業在蒙西達茂旗某個大的風電場附近做了個試驗。在一座35千伏配電變電站墻外建設了4臺1.5兆瓦風電機組，直接接入用電端。經過一段時間運行，結果令人振奮。這4臺風機因無需建設場內送變電工程，造價比相鄰風電場低1300元/千瓦，節省建設投資16%。風機日常出力與變電站平均負荷相當，發電量直接消納，不用升壓返送，直接替代了煤電供電量。特別是由于接入電壓等級很低，對蒙西電力系統運行主要參數沒有影響，從未出現“被棄風”情況，折算年發電利用小時數達2500左右。而在其不遠處以220千伏電壓接入高壓系統的大風場，時有棄風限電，發電利用小時數明顯低于試驗機組。
　　(二)關于大規模集中并網的風電、光電遠距離輸送和消納問題。
　　目前提出的解決措施主要是“風火打捆”，并配套建設大量抽水蓄能電站。有一點可以肯定：如果采取措施足夠多，所有問題都能解決。只是要看這些措施在經濟上是否合理可行。