关注可再生能源并网——创新、变革让“风光”发展可持续

转变开发模式、解决新能源发电消纳问题

坚持分散开发和集中开发并举的开发模式，确保实现全额保障性收购。风电、太阳能发电目前的度电成本高，需要社会补贴，但发电不消耗任何燃料，发电成本为零，排放为零。弃风、弃光不仅是对社会投资的极大浪费，而且有悖于减少化石能源消耗的发展初衷，因此应努力确保实现风电、太阳能发电全额保障性收购。间歇性、属地性和稀薄性的特点决定了风电、尤其是太阳能发电采用分散开发，就近接入中低压电网，就地消纳的开发模式，最有利于实现较低成本下的全额保障性收购。因此在制定和落实可再生能源发展规划时，应坚决贯彻和落实可再生能源发电电量全额保障性收购的法律规定，科学分析和确定各层级电网接受和消纳风电、光电的比例。按照充分消纳，基本杜绝弃风、弃光，分散和集中并举，大中小型电站同步的原则，确定风电、太阳能发电的开发布局。不断调整优化各地区风电、太阳能发电发展规划和开发节奏，在弃风、弃光现象明显和严重的地区，暂缓核准和建设新的风电、太阳能发电项目，提高已建成电站的利用小时数，逐步实现全额保障性收购。

加快风电、太阳能发电装机比例小，但电网消纳空间大的省区的风电、太阳能发电发展速度，实现风电、太阳能发电在全国各层级电网中、各省(区)市中的均衡消纳。江苏、浙江、福建、广东等沿海地区，江西、湖南、贵州、广西等华中和南方地区都拥有相当数量的风电资源，当地电网消纳风电的空间也很大。相较于从西北地区输入风电，在这些地区发展风电每度电的综合消纳成本要低0.25元以上，因此，这些地区完全可以通过调整电价政策加快发展。

太阳能发电应坚持分布式发展优先

太阳能光伏发电要汲取风电大基地集中开发，被迫弃风的教训，走分布式开发优先的发展道路。与风电资源相比，太阳能资源分布更加广泛和均衡，我国95%以上的国土面积属于太阳能资源丰富带(年总辐射量1050-1400千瓦时/平方米)及以上地区,适合发展太阳能发电。分布式开发主要是采用小型屋顶电站模式，减少升降压等配电成本，直接接入低压配电网，就地消纳。由于降低了输配电成本，我国西藏、青海、甘肃、蒙西和宁夏等太阳能资源丰富地区的分布式小型电站成本可比大型地面电站略低，在目前的补贴水平上，具有较强的经济竞争力。我国华北、华东、华南地区的太阳能资源条件虽然相对于西北地区较差，但电网系统负荷大、配电网基础好，具备大规模接纳太阳能发电的条件。如果进一步完善补贴政策，提高补贴水平，这些地区的分布式太阳能电站也具有一定的经济竞争力。同时，分布式小型电站的大规模发展将促进智能电网技术的应用和进步，有利于推动和加快我国智能电网的发展。

建立多赢机制、促进分布式发电发展

深入研究分布式发电规律，制定好“分布式发电管理办法”。分布式发电是对传统电力系统的重大变革，不仅仅技术层面需要变革，在管理、运行方面的变革更大，亟需出台“分布式发电管理办法”，明确有关规则。2011年上半年，国家能源局综合司曾就《分布式发电管理办法(征求意见稿)》征求意见，但至今未正式发布，显示各方对于分布式发电的认识和意见还不统一。

分布式发电属于新生事物，需要一定的体制条件，国际上分布式发电发展较快的国家大多在电力体制方面实行了配售分开改革。我国尚未实行电力配售分开改革，制定好“分布式发电管理办法”，需要深入调研，充分听取各方的意见，特别是电网公司的意见，在三个关键的原则问题上统一思想，建立多赢机制。一是要实现双向购、售电，电量全额上网。分布式发电最大的优点是能源综合利用效率高、能耗低，而其前提是实现双向购、售电，电量全额上网。由于发电出力特性和用电负荷特性不匹配，分布式风电、太阳能光伏发电难以做到自发自用为主，如家庭太阳能电站出力高峰在白天，而用电高峰在傍晚以后;企业厂房屋顶太阳能电站周六、日的自用负荷也可能很低。此外，自发自用为主，多余上网的模式也不利于场地的优化利用，如有的地方可以装10千瓦，但最大负荷只有5千瓦。只有实现了双向购、售电，才能实现电量全额上网;只有实现了电量全额上网，才能实现利用效率最高。二是要合理补偿电网企业的备用费用和配网改造成本。分布式电源大量并网并向电网售电，将增加电网运行管理难度，加大电网企业的安全责任，这些都属于电网企业应承担的职责和义务，不需要经济补偿。但分布式电源大量并网后，不论其用电量多少或用电与否，电网企业为满足其随时用电的需要，都必须要准备一定的发、供电设备容量，即为其提供备用，对于电网企业的备用费用，应按照接入电网的分布式电源容量补偿电网企业。除直接的接入工程费用外，对于电网为接纳分布式电电源而发生的配电网建设及改造成本，也应当计入电网输配电成本，从销售电价中回收。三是将“金太阳示范工程”纳入分布式发电范围统一规范和管理。“金太阳示范工程”项目与分布式发电项目在工程和技术特性上并无差异，是在分布式发电管理办法未出台之前的一种试点和探索。由于《电力法》无相关规定，政府有关部门也没有出台有关的并网、售电规则，操作无据，其并网难、上网电量少、推进困难是必然的。对此，如纳入分布式发电统一规范和管理，则有关难题可迎刃而解。

改革补贴机制，提高补贴效用

改革风电、太阳能发电补贴机制，推行风电、太阳能发电分省(市、自治区)标杆上网电价。作为补贴性商品，补贴政策的设计应包括两大目标：一是补贴方式和补贴数量要公开、透明、清晰，便于管理和监督;二是补贴效用最大化，即在补贴总量一定的情况下，实现风电、太阳能发电上网电量最大化。目前实行的风电按四类资源地区分别确定不同的标杆上网电价，以及太阳能发电实行全国统一的标杆上网电价，存在着补贴方式不透明、补贴数量不清晰、补贴效用不高的弊端。补贴方式不透明、数量不清晰表现为只明确了直接补贴成本，即发电上网环节的补贴成本(可在生能源电价附加)，未说明间接补贴成本，即电网为消纳风电、太阳能发电而新增加的输配电、调峰、调频和系统备用环节的成本是多少?如何消化?目前，这部分成本主要由电网承担和消化，少部分由发电企业承担，加剧了厂网矛盾。我国已投运和未来规划的大型风电、太阳能发电基地主要位于西部、北部地区，这些地区均为电力输出地区，最终的电力消费地在华东和华中地区。若大规模外送必须新建专用输电线路，并采用“风(光)火打捆”、“风(光)水打捆”的方式，不仅增加大量的输配电成本，还会相应增加电网系统的调峰、调频和系统备用成本，这部分成本最终还是要通过上调销售电价的方式回收，由全国用户买单。通过各地区均衡发展，可以大幅度降低这部分成本。补贴效用缺乏统筹表现在同样发一度风电，由于西部、北部地区火电标杆电价低，东部地区和南方地区火电电价标杆电价高，国家需要支付的直接补贴成本(可再生能源电价附价)相差约50%，如甘肃地区和江苏地区的一度风电，国家支付的直接补贴分别约为0.22元和0.14元，再加上每度电0.25元的综合消纳成本(远距离送电的综合输配电、电网调峰、调频和系统备用成本)的差异，则同样一度风电，在江苏和甘肃国家发，国家实际支付的补贴分别为0.14元和0.47元，二者绝对值相差0.33元/度。太阳能发电的补贴成本差异基本与此相同，实际补贴绝对值相差0.33元/度。

不论风电、太阳能发电的直接补贴还是间接补贴，最终都得靠上调销售电价来消化。我国是发展中国家，人民和经济社会发展对电价的承受力还不强，支付持续增加的可再生能源发电补贴殊为不易。为实现可再生能源发电补贴效用的最大化，应改革目前的风电、太阳能发电上网电价补贴机制，实行分省(市、自治区)火电标杆电价+全国统一的风电(太阳能发电)度电上网补贴+分档本地发展补贴的三段式可再生能源发电上网价格机制。不论在全国的哪个地区发展风电、太阳能发电，其替代煤电、减少煤炭消耗和污染排放的效果都是一样的，因此应享受同样的度电补贴，即制定全国统一的风电(太阳能发电)度电上网补贴标准。具体数值可参考2011年实际执行的风电、太阳能发电全国平均度电上网补贴值详细测算，按小幅下调的原则来确定，并可根据发展情况适时调整。制定本地发展补贴，变电网消纳环节的暗补为发电上网环节的明补。通过本地发展补贴，激励各省(市、自治区)级电网均衡发展风电，将本省(市、自治区)级电网中风电、太阳能发电装机容量占全网发电总装机容量的比例提高到10%-20%之间。具体可根据风电、太阳能发电装机容量占本省(市、自治区)级电网发电总装机容量的比例，分10%、15%、20%三档分别确定本地发展补贴标准，占比越低，补贴越高。如10%以下、10%-%15%、15%-20%三档对应的补贴分别可为0.10元/度、0.05元/度和0.02/度，20%以上无补贴，具体数值需详细测算并根据发展情况适时调整。

根据以上公式，假设全国统一的风电、太阳能发电度电上网补贴标准分别按0.18元和0.60元计，则江苏省风电、太阳能发电的上网电价分别约0.75元/度(火电标杆电价0.47元/度+全国统一的风电度电上网补贴0.18元/度+本地发展补贴0.10元/度)和1.17元/度(火电标杆电价0.47元/度+全国统一的太阳能发电度电上网补贴0.60元/度+本地发展补贴0.10元/度)。虽然每度风电和太阳能发电的补贴较目前的水平分别提高了约0.14元和0.17元，但较0.33元/度的差值分别低0.19元/度和0.16元/度，相当于国家为每度风电和太阳能发电支付的实际补贴减少了0.19元和0.16元。这一价格水平对投资者来说也是有吸引力的，能够起到大幅度增加江苏以及浙江、福建、广东等东部沿海地区风电和太阳能发电装机容量的作用。这一定价模式对于华中和西南地区也比较适合。以贵州为例，目前的风电资源量约为400万千万，由于开发条件相对较差，在目前0.61元/度的风电标杆上网电价下，投资者的风险较大，制约了风电发展进程。如按照新模式，则风电上网价格约为0.66元/度(火电标杆电价0.38元/度+全国统一的风电度电上网补贴0.18元/度+本地发展补贴0.10元/度)，能够起到刺激风电发展的作用。对于西北、东北和内蒙古地区，新定价模式下，风电太阳能发电上网电价水平略有下降，有利于抑制过热，实现有序发展。

改进新能源规划的协调、管理工作

我国风电并网难、弃风量大带给我们的一个重要教训就是新能源发展规划必须与电力规划相协调，不能单兵突进。应加强新能源规划与发展的协调工作，实现新能源规划与电力规划相协调、新能源发电规划与电网消纳规划相协调、各省(市、自治区)规划和全国规划相协调。要进一步提高新能源规划研究的深度和广度，加强经济性研究。规划研究不仅包括发展规划，还应包括补贴规划和电价规划，如补贴总量、年度补贴量、未来电价水平等;规划目标不仅要包括发电装机规模(千瓦)目标，还要包括发电量(千瓦时)目标;规划不仅要加强发电成本分析，还要研究分析用户侧成本。

用电价杠杆调控新能源发展规模和速度

通过动态调整风电、太阳能发电上网电价调控新能源发展规模和速度。根据新能源发展规划确定的发展目标和补贴总量目标，对照风电、太阳能年度发展情况，适时调整全国统一的风电、太阳能发电度电上网补贴标准和本地发展补贴标准。如全国发展速度过快，可适当调低全国统一的风电、太阳能发电度电上网补贴标准;反之，则调高。如各省区发展不平衡，则相应调整本地发展补贴标准，拉大差距，实现均衡发展。通过电价调节，发出明确的价格信号，可以引导风电、太阳能发电产业链的上下游企业明确收益预期，科学制定企业发展战略和规划，将力量和精力更多地投入到技术研发和科技进步上。同时，也有利于抑制地方争规模、跑批文的冲动。

做正确的事，正确地做事，积极发展风电、太阳能发电已成社会各界共识，但只有不断创新、变革，我国的风电、太阳能发电产业才能实现又好又快地发展。希望全行业结合研究风电、太阳能发电的特性，反思和研讨现行的做法和政策，突破传统电源发展模式形成的思维惯性和羁绊，明确风电、太阳能发电发展战略目标，创新开发模式，改革电价补贴机制，完善规划管理，以实现我国风电、太阳能发电在装机大规模增加基础上的高质量增长，建成二十一世纪的世界清洁能源强国，为中华民族的伟大复兴提供坚强的能源保障!

(作者刘向东 现供职于中国电力企业联合会。本文属个人观点，不代表供职单位。)