观点｜新能源发展要追求规模、效率与产业的协同

 编者按

2013年以来，“三北”地区大量的弃风、弃光现象成为我国新能源发展的一大痛点。本刊就新能源发展的相关问题专访了中电联“大规模新能源发电并网消纳”调研组成员、国网能源研究院新能源研究所所长李琼慧。李琼慧所长作为行业资深专家，全程参与了中电联调研组在各地的调研活动。李琼慧所长在接受本刊记者采访时指出，风电光伏不仅是能源问题，还是产业问题。新能源产业在国家发展战略中，承担了许多非能源的属性。我们不能只看到弃风、弃光所导致能源资源浪费的一面，还要看到风电光伏规模化发展带来的全产业链整体效益提升的一面，以及风电光伏产业规模做大后其国际竞争力大幅提高的一面。对新能源产业发展目标的设定，应该是追求规模、效率与产业三者的协同，而不是片面追求规模或能效。因此，她认为，在当前新能源发电产业快速发展的阶段，完全杜绝弃风、弃光问题是不现实的，完全不弃风、弃光必然要求降低发展速度;也不主张急于推进完全取消补贴。无论是从我国能源转型的角度分析，还是从培育国家战略新兴产业的需要看，各方通力协作，综合因时因地施策，积极推进新能源产业科学可持续发展，还将是一个长期过程。

这些年，国家制定出台了一系列的支持性政策，您认为哪些政策落到了实处?如何看待弃风、弃光现象?

“十二五”以来，我国制定出台了一系列促进新能源发展的支持性政策，成效显著显。我国电力绿色转型步伐加快，装机清洁化趋势非常明显。2016 年，我国非化石能源发电装机容量达到6亿千瓦，同比增长13.5%，占总发电装机容量的比重为36.7%，同比提高1.7 个百分点。我国已成为水电、风电、太阳能发电装机世界第一大国，对世界新能源发展的引领作用日益突出。

当前，在新能源大发展的过程中，出现了较长时间较大规模的弃光、弃风现象，我个人观点是应该理性认识这个问题。风电、光伏不仅仅是能源问题，还是产业问题。新能源虽然称为能源，但在国家发展战略中，承担了许多非能源的属性。我国作为发展中大国，新能源产业在国家发展战略中的地位非常重要。2013年，国务院出台了《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，由国务院就某一个产业发展直接发文是非常罕见的，足见光伏产业的重要性。我国风电、光伏经过短短几年就把规模做到了世界第一，新能源产业已经成长起来，也具备了一定的国际竞争力。评估政策的成效如何，首要看设定的目标是什么。是要实现新能源产业的规模化发展?还是要实现新能源的高效利用?还是培育新能源产业的竞争力?

新能源成本的下降，需要产业发展规模作为支撑。当前，我们在风电、光伏装备制造领域得到了快速发展，由此大幅提升了新能源产业的国际竞争力。新能源产业规模做大后，降低了成本，增强了国际竞争力，出口增多，这与国家利益是一致的。当前，发生了弃风弃光现象，导致了较大的资源浪费和经济损失，但是从风电与光伏全产业链来看，整体上还是积极向好的，这也是为什么当前投资光伏的积极性仍然那么高的重要原因。因此，我们不能把问题割裂开来看，不能片面地强调所谓“不弃风弃光”，而应追求规模、效率与产业三者的协同。

根据中电联统计数据结果显示，2017年以来，我国新能源消纳问题开始有所好转。您认为2017年以来，我国在新能源发展和利用方面有哪些工作亮点?

今年以来，新能源发展还是有些亮点。

第一，在政府、企业和社会共同努力下，新能源的消纳形势明显好转。根据中电联统计数据显示，2016年，全国平均弃风率约为18%，弃光率约为11%。2017年1~4月，累计弃风率下降到16%，弃光率下降到9%。

第二，新能源开发布局和调整有了明显效果。之前，国家也一直强调调整新能源发展布局，要求从西部逐步向中东部地区转移，同时发展分布式新能源，但是变化不大。“十三五”规划之后，尤其是从今年上半年的运行数据来看，风电特别是光伏向中东部调整有了积极的变化。上半年，东中部地区新增风电装机容量占全网的73%，新增光伏发电装机容量也占到全网的73%，特别是光伏新增装机主要集中在华东和华中地区，合计占全网光伏新增装机的54%;6个新增装机容量超过100万千瓦的省区中4个在华东和华中。

第三，推进市场化改革和跨省跨区消纳方面也有积极变化。2017年，国家电网公司开展了可再生能源跨区电力现货市场交易，取得了明显成效。根据中电联统计数据显示，上半年，大型发电集团风电机组累计上网电量708亿千瓦时，占其总上网电量的5%;市场化交易电量132亿千瓦时，其中跨省交易电量54.58亿千瓦时，其中青海省实现100%风电上网电量市场化。光伏发电市场交易电量为18.1亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量4.4亿千瓦时。光伏发电上网电量市场化率达到20%以上的省份有5个，分别为云南、青海、新疆、甘肃和宁夏，市场化程度分别达到了86%、84%、48%、46%和22%。

哪些因素促使了我国2017年以来新能源发展形势好转?

2017年以来，我国新能源之所以出现良好的发展态势，得益于天时、地利与人和。

天时，即今年电力需求增速较快。根据中电联统计数据显示，1~7月，全国全社会用电量35578亿千瓦时，同比增长6.9%，增速比上年同期提高3.3个百分点。

地利，即国家能源局近年来出台了“十三五”规划系列文件，在新能源消纳困难地区加强监测预警，严格审批制度，限制了新增装机规模。2017年上半年，全国风电新增装机较上年同期新增规模下降11%，装机增速趋缓。消纳矛盾突出的东北和西北地区风电新增装机得到有效控制，新增规模同比分别下降77%、22%。风电红色预警地区风电新增容量同比大幅降低，其中吉林、甘肃、宁夏三省区均无新增装机。电网企业也制定了促进新能源消纳的系列政策与措施，国家电网公司还把新能源消纳纳入对网省公司业绩考核的指标体系中，并将“双降”目标分解到各网省公司，这些管理措施对促进新能源消纳非常给力。

人和，社会各界对新能源的认识逐步趋向一致，各方面对于弃风、弃光的反应没有之前那么强烈了，大家已经认识到新能源消纳是一个系统性问题，不单单是增速过快或网源协同的问题，需要综合施策才能见效，新能源发展的整体环境有了积极的变化。

您过去在文章中曾提出，充分挖掘现有系统调峰能力，着力增强系统灵活性、适应性，是破解“三北”地区存量新能源消纳的主要途径。当前增强电力系统灵活性、适应性的难点在哪儿?如何改进?

从此次中电联专题调研情况看，约7成左右的弃风出现在供暖期(10月至次年4月)。可见，提高电力系统的灵活性对于提高新能源消纳能力非常重要。为此，国家能源局也先后开展了两批火电机组灵活性改造试点项目。这次中电联调研组去的第一站是吉林，从现场调研情况来看，火电机组灵活性改造还面临一些实际性问题，其实际进度比预期要慢。在全国22家开展火电机组运行灵活性改造的企业中，有16家位于东北，截至2017年7月底，已完成或即将完成灵活性改造的有辽宁华电丹东金山热电厂、辽宁铁法煤业调兵山煤矸石发电厂和吉林国电投白城发电厂等5家。

由于火电机组灵活性改造成本高，部分企业希望政府出台补贴等优惠政策;同时，华北、西北地区缺少市场化辅助服务补偿机制，部分火电企业处于观望状态，火电机组改造积极性不高。截至6月底，火电灵活性改造仅完成年度计划的40%。其一，火电机组灵活性改造的积极性需要进一步调动起来。东北是全国最早建立电力辅助服务市场的，也是一个相对成熟的电力辅助服务市场，但其补偿机制需要进一步完善。当电力需求上来后，发电收益更大的话，势必影响机组改造的积极性。其二，考核制度设计上也有些障碍。发电企业内部考核偏重于发电量，即便是利润指标上来了，如果发电量没有完成计划指标数，在业绩考核中会非常被动。其三，灵活性改造的配套能力跟不上市场需求。当前，加强火电机组运行灵活性改造，主要还是从政策、市场层面综合考虑，进一步完善鼓励和补偿机制支持。

9月5日，国家发改委、国家能源局印发了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择广东、浙江、蒙西等8个地区作为第一批试点。国家能源局法制和体制改革司司长梁昌新指出建立电力现货市场有利于可再生能源消纳。您认为当前风电和光伏发电的市场化交易存在哪些困难?新能源市场化交易的路径应如何设计?

现在关于风电和光伏发电要不要进入市场，业内有不同的观点。从国家电改9号文和6个电改配套文件看，出于对新能源产业发展的保护，原则上新能源不参与电力市场交易。近些年来，国家密集出台了系列支持新能源发展的政策。其中，《关于有序放开发用电计划的实施意见》提出：“建立优先发电制度，优先安排风能、太阳能、生物质能等可再生能源保障性发电，优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障。”随后，又出台了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》。但是，在实际操作过程中，碰到了许多困难。比如说“优先发电权”如何落地?对传统火电机组来说，可以通过发电小时数来保证。而新能源出力具有不可控性，有的地区虽然给了比较高的保障发电小时数，但是实际上又达不到。国家能源局规定，达不到规定保障发电小时数的区域则限批新项目。这样一来，有的地方又反过来主动要求降低新能源保障发电小时数指标。可见，优先消纳好是好，但实际中很难落实。

从国际新能源发展趋势看，新能源进入市场有两种模式。一种是欧洲模式，给予固定补贴。欧洲因为有比较成熟的电力市场体系，新能源是进入电力市场的，但不是“裸进”。比如，德国对新能源进入市场有固定补贴电价或固定电价补贴。这样一来，大规模新能源发电进入市场就有可能拉低整个电力市场的价格，如果没有其他配套政策，会导致有的火电机组直接退出运行。为此，英国又出台了容量市场政策，以确保备用调峰机组不退市。另一种是美国模式，实行配额交易制，并配套生产税减免等优惠政策。总的来看，国际新能源发展的路径与模式也还在探索之中，也还没有完全成熟的成功经验与政策体系。

从新能源的特性看，风电、光伏的边际成本很低，如果进入电力市场，其是有竞争优势的。同时随着风电、光伏建设成本的不断下降，其市场竞争力也会进一步提升。但是，由于其出力的特性决定，即使同价上网，也不具备与常规电源的竞争力，从全球范围看也还没有哪个区域的新能源能目前完全取消补贴，真正平价参与市场竞争。我个人的观点是，新能源可以进入市场，但是不能“裸进”，需要有一个带补贴进入电力市场的过渡。

《电力发展“十三五”规划》，《可再生能源发展“十三五”规划》,以及风电、太阳能和生物质发展“十三五”规划相继出台，今后风电和光伏发电将是集中与分布式发展相结合的发展路径。您认为分布式发展过程中应该注意哪些事项?如何确保分布式发展的经济效益与社会效益?

对于分布式新能源发展，我们的认识是有局限的。过去认为，分布式可以自由发展，可以不受规划限制。但实际上，分布式能源由于能源密度低，对于场地资源以及电网通道同样有要求，只能是因地制宜发展。只有在具备一定的条件下，才能实现分布式能源能效的最大化利用。国家在“十三五”电力规划中提出，风电、光伏发展要逐步向中东部负荷中心转移，积极发展分布式能源，这也只是一个过渡性的政策措施。由于中东部的资源禀赋所决定，并不适宜长期大规模地发展新能源。从长远看，新能源，特别是风电的发展最终还是要回归到西部和西北部资源富集区域。

对于分布式能源的发展，我们不要片面强调单个电站项目的效益最大化，而是要追求整个电力系统的效益最大化和社会综合成本的最优化，应强调因地制宜。在大城市已建成的中心区域，不宜过多提倡发展分布式能源。这些中心城区，本是电力负荷中心区域，为保供电已经留有相当大的裕度。如果再上分布式项目，势必造成原有电力资产的浪费，同时中心城区的屋顶资源也非常受限。而城市新增的工业园区，由于原有电网没有覆盖，当然可以因地制宜地发展分布式能源。我个人认为，分布式新能源在新农村、新城镇建设中将大有作为。国家应该制定出台一些鼓励支持性政策，尤其是要充分发挥地方政府的作用，帮助新农村、新城镇大力发展分布式能源，提高其电气化水平和能效水平。