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造成如此巨大差距的原因有两个。一是中国对煤炭的过度依赖,导致适应电力产能变化的能力有限而迟缓,逐渐增加的燃煤电厂让这个现象愈加明显。二是自2006年实施“上大压小”政策以来,新的燃煤电厂都被设计成热电联供,同时满足居民供暖和工业用电需求。在风力强劲的冬季夜晚,为保障居民家中的温度,燃煤电厂的最小输出提高了,风电的空间随之被压缩。
2012年冬,面对风电并网量大幅削减的现实,中国发改委开始鼓励一个新的方案,即把过量风电转化至电热水器中,取代一部分热电联供的热能输出。考虑到资本投资需求,以及电力向热能转换过程中的损失,这个方案是否具有经济性有待商榷。
除了并网,进入电网的电力如何分配也非常具有中国特色。地区、省乃至地方相关机构都对电力分配进行了不同程度的干预。
改革或许是破除风电并网障碍的唯一出路。事实上,2002年的电力体制改革公布了若干相关改革方案:在每一个配电地区建立一个电力批发市场,鼓励发电竞争;开启区域间电力市场;允许零售电价竞争,允许电力生产商与各类消费者之间签订直接购电合同。
10年后,电力行业改革的挑战依然存在:零售电价和批发电价的分开管理、处于半管半放状态的煤炭行业,以及不同派别的利益分歧。
进入2013年,中国政府对于解决遗留的改革目标又重燃信心。电力价格改革被列在5月发表的突出国务院深化改革的文件中。同时,发改委也开始采取行动实现了煤电价格并轨。但中国需要强大的政府领导力,来引导更多的电力改革行动。
2012年的“弃风”纪录引起了中国政府的强烈反响:一系列报告、政策和方案纷至沓来。这些措施似乎正在起作用:2013年上半年,除了河北省,中国所有省份的风电利用小时数都出现了增长。
考虑到中国独特的发电结构以及行业管理特点,传统的解决方案,如提高输电比重,很重要但不足以解决问题。中国致力于在2020年将风电发电量增至390太瓦时,让风电比例提高一倍,达到5%。如果这个目标得以实现,那么中国的财政预算和电网都将面临额外压力。如何面对深化改革和吸引投资之间的矛盾,将在很大程度上决定风电在中国的未来。(迈克尔-戴维森)
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