如何理解“新能源并網難”? 解決問題還靠特高壓

　　光伏方面，今年1—9月國網收購光伏發電量25.2億千瓦時，同比增加5.4倍，收購電量增速高于并網容量增速。可見，無論是電網接受新能源的技術能力，還是電網實際接入、送出新能源的數量和增幅，似乎都不足以導向“并網難”的結論。但業主和公眾為何仍有“并網難”的觀感呢？問題其實出在接入、送出之后的消納環節，現階段新能源“并網難”的實質是消納難。
　　以國網經營區域內風電裝機占比最高的內蒙古東部和河北北部為例。目前風電裝機已達656萬千瓦的蒙東電網，今年上半年風電發電量52億千瓦時，占區內總發電量的14%、全社會用電量的30%。其中7月1日風電最大出力達258萬千瓦，占當日最大供電負荷的70%，日發電量4951萬千瓦時，占當日供電量的63%，已達國內乃至世界先進水平。如此業績的取得，主要是依靠東北電網的整體調峰能力，因為蒙東電網二分之一以上的風電電量需由東三省電網吸納。
　　而據國網蒙東公司通遼電業局發展策劃部主任李文學介紹，蒙東轄區的通遼市前兩年經歷了風電井噴式發展，目前風電裝機占比已接近50%。但當地負荷有限，電量都是外送遼、吉，以遼寧為主。受宏觀經濟影響，東三省用電形勢也不樂觀。“他自身的電量還窩著發不出來，我們再大量送過去，他更接納不了”。
　　而在冀北電網，截至9月底，風電裝機達到564萬千瓦，占比達26%，較“十一五”初期增長近60倍。目前，冀北地區已投產、核準和取得路條文件的風電裝機容量已遠超過《河北省風電發展規劃》中2015年的目標，更遠遠超出了當地的消納能力。
　　盡管冀北電網近幾年先后投資27.9億元，新增變電容量294萬千伏安，新增輸電線路1428公里，顯著提高了風電匯集和外送能力，使冀北地區風力發電設備全年平均利用小時數始終優于全國平均水平。但受當地負荷較小所限，風電消納能力已飽和；而從送出通道看，冀北風電目前主要靠張家口500千伏線路送出，受電網安全約束，送出能力僅為300萬千瓦，遠不能滿足風電發展的需要。今年以來，冀北電網并網風電已出現“棄風”現象。
　　新能源消納難源于負荷中心與電源逆向分布
　　新能源消納難，除受宏觀經濟形勢影響、用電市場萎縮之外，我國能源資源與負荷中心呈逆向分布的基本格局，是其內在深層次原因。
　　國網方面分析，跟煤電等常規能源相似，我國風能、太陽能資源也與負荷中心呈逆向分布：大規模風電、光伏基地主要集中在“三北”地區，遠離經濟發達的中東部負荷中心，跨區輸送能力不足。目前“三北”地區風電比重已經達到20%的較高水平，近年來，風電開發規模大與系統消納能力小的矛盾越來越突出，受跨區輸送通道建設滯后影響，進一步發展風電面臨消納空間不足的挑戰。而從全國看，風電占電源裝機的比重只有5%，中東部地區調峰資源較為豐富，消納風電的市場潛力未充分發揮。目前的關鍵問題是大區之間的聯系還很薄弱，還沒有形成全國統一的大市場和與之相適應的全國聯網能力，難以適應在更大范圍優化資源配置的需要。