风光平价 ——对话国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧

“电从身边来”与“电从远方来”的最优与次优之争

关于“电从身边来”与“电从远方来”的最优与次优之争延续至今仍未有定论，这其中不仅涉及舆论对于远距离大规模送电经济性的质疑，同时还掺杂着“三期叠加”和能源转型关口下业内对于能源系统规划和布局的思考。随着时间推移，在我国改革开放初期中东部地区建设的部分火电机组即将进入退役期，同时“局部缺电”的警钟却在2018年频频拉响。一些业内专家比照德国可再生能源发展路径作出论断——中东部风、光资源足以满足当地的负荷需要，不必考虑西部开发及外送。

“大力发展新能源已成为共识，如果可以实现以本地分布式新能源来满足当地的负荷需要，对于我国能源转型也是事半功倍之举，绝对是件好事，将极大降低我国能源转型的难度。但如果脱离了客观实际，不考虑中东部地区用电负荷密度高而新能源能量密度低的客观事实，可能事与愿违，好心办了坏事。2018年部分中东部地区开始出现用电紧张，假设不超前谋划西部新能源开发外送，一旦中东部地区出现缺电，到时候别说燃煤机组，柴油发电机都有可能用上，如果出现这样的结果究竟是推进，还是阻碍了我国的能源转型呢？”李琼慧说。

正如当年备受争议的西南水电开发，一部分反对者认为，未来四川及重庆等地负荷将呈现大规模增长，西部地区没有必要进行大规模的水电开发外送，应留以自用，如果提前开发，将来西电东送将面临无电可送的窘境。而多年的西电东送经验表明，通过提前规划合理布局，西部清洁能源不仅为我国东部经济发展起到了强有力的支撑，凸显了清洁能源的经济效益和环境效益；同时多年的特高压建设及电网布局实践，也进一步印证了电网“网络”属性在地区间、电源品种间的交互和互济的能力，而并非简单作为一条输电线路所具有的单一输送功能。

“我国在新能源发展之初也希望借鉴德国经验，优先发展分布式。”李琼慧介绍，一方面，从我国可再生能源发展“十五”规划开始，我国光伏发电发展就提出优先开发分布式，但由于没有足够的市场规模，没有规模化发展降低成本的基础，不得不选择集中式开发。通过多年发展实践，西部优质的风光资源和集中式电站的规模发展不仅从经济性上开创了平价上网的必要条件，并且为后续发展奠定了雄厚的技术积累；另一方面，德国的分散式新能源发展策略，是由该国国土面积、资源禀赋和电力系统架构所决定，近几年德国也在积极参与欧洲输电联盟输电网络规划建设，其国内也有北电南送的输电计划实施，因为无论是解决新能源的波动性，还是更高要求的供电可靠性保障都需要通过更大的电网来平衡和提供。

从发展趋势观察，在新能源竞价、平价上网对经济性要求的“高压”态势下，市场的自然选择在2018年呈现出中东部新增装机规模继续扩大的趋势放缓，“三北”地区新增装机较2017年有所回升的局面；从现实维度分析，中东部地区自然资源与土地资源约束、用户信誉不稳定等因素依然制约分布式发电项目的规模发展；从能量密度的角度考虑，以目前不足2000小时的分布式能源等效利用小时数来看，与中东部地区高负荷密度的用电需求无法匹配。从现有技术条件来看，新能源发电仍处于“靠天吃饭”的阶段，在储能技术无法实现规模化应用的前提下，以本地分布式新能源来满足当地的负荷需求仍不现实。

“现在很多理念是好的，但美好愿景的实现需要时间。任何产业的发展都应遵循发展趋势和节奏，提前规划、合理布局。随着技术进步，风、光的等效利用小时随着装机规模增长提高到一定程度不是没有可能，单位面积的能量密度提高至火电近半的水平也是指日可待。但是技术进步也需要过程，并不是非你即我，而是慢慢替代的过程，操之过急难免出现揠苗助长的后果。”李琼慧表示。

“电网引导电源”保障“既要、又要”的合理实现

之所以此轮平价政策被媒体解读为有史以来“最具诚意”的新能源发展政策，一重因素是基于自光伏“531”新政及风电竞价上网政策后，新能源产业已经从“闭着眼睛都能挣钱”的状态中不断感受到收益不确定所传导的“挤压”，无论是市场信心，亦或整个新能源产业的走向，都亟待国家对于发展方向的确认和相关政策的“安抚”；另一重因素，此轮平价政策不仅给出了平价上网的具体实施路径和操作细节，同时还以长期购电合同和限电补偿等“计划”与“市场”并举的手段稳定投资预期，为满足“弃风、弃光率低于5%，全部上网电量保价保量收购”等新能源平价上网边界条件营造有利环境，以“通篇利好”的先决因素力促平价上网进程。

“与电网签订20年合同，既要保证价格，又要保障全额收购，同时还要以绿证和发电权交易保障新能源企业的收益，可以说是国家试图从计划和市场的手段中寻找兼顾各方优势的举措。但是在既要、又要和还要的愿景中，难免会产生不协调和不均衡。一方面有可能导致新能源价格的抬升，影响受端地区消纳的积极性，而在目前的环境下，以计划手段协调送受两端的难度还是很大。同时更需要明确的是，不要补贴的平价上网并不等同于不限制规模的无序发展。所以这里面不仅仅是计划与市场之间的矛盾，同时还涉及到保障性收购和不弃电、开发与消纳之间的矛盾。从目前的电网结构和灵活性来看，还很难做到装多少就消纳多少，所以要实现平价，一定要有规划作保障，以电网引导新能源，特别是分布式电源发展，避免网源不协调所导致的大规模弃风弃光再度重演。”李琼慧建议。

不难窥见，落实接网和市场消纳条件的政策初衷是为了避免弃风弃光率的抬升，引导新能源项目的有序发展，这并不是对产业发展的约束，而是为产业更大规模健康发展提供保障。从新能源消纳的外部环境来看，随着解决消纳问题相关政策的逐步落实，以及投资预警机制约束下布局的逐步合理优化，2018年新能源新增装机在与2017年水平保持齐驱的状态下，全国弃风、弃光率实现“双降”。但同样不可忽视，2018年用电增速超预期的客观因素在未来继续延续并不是大概率事件；受相关政策约束已在工业和第三产业迅速开展的自发与不自发的电能替代，对部分省份用电增长的贡献率超过40%，但电能替代属于存量替代，其刺激作用并不具长期持续性；尽管国家在近期批复的重点输变电工程大多是为了解决清洁能源消纳问题，但在中美贸易战中部分企业“抢出口”赶工期的后续效应，也会带来未来一段时间用电量的低迷，同样制约和影响用电量增速和消纳形势。

传统电网规划的主导思想是电源引导电网——以需求为依托，先有电源而后规划电网建设。而就目前我国新能源发电技术水平和出力特性来看，项目开发建设则更需要考虑新能源与电网的规划的协调。一方面，由于新能源的利用小时数相对较低，建设成本偏高，如果要提高经济性，则需要降低输电成本，而这样的前提就是不新增线路，充分利用现有通道；另一方面，前期的消纳市场分析是新能源建设的前置条件，配套的调峰电源和电网则是保障消纳的必要条件，新能源的单独外送并不具经济性，因此也需要尽可能地利用现有通道，或参与电网平衡、或与其他电源打捆进行外送，确保实现弃电率低于5%的平价上网消纳水平。而与之相对，如果完全以电网引导电源规划，也会有制约规模发展的隐忧——往往风光资源好的地方，电网结构并不坚强，但是这样的不匹配，也会随着通道充分利用后，电网投资规模的扩大而逐步解决；同样随着技术积累，低风速风机等技术进步，在电网条件好的地区，新能源的开发利用率也会有所进益。

“目前我国新能源规划还仅仅停留在资源规划的层面，而并非真正意义的系统性规划。目前我国正在调整‘十三五’规划，对于今后两年平价上网项目的规模和并网消纳环节的考量，需要配套政策的落实。真正保障平价上网并非签订一个合同那样简单，而是需要目标加以引导，要让大家知道该怎么干。与此同时，电网企业也需要进一步考虑在确保电网安全的前提下更好地将新能源纳入系统电力电量平衡，促进新能源的利用率和整体消纳形势的进一步向好。”李琼慧建议。

能源体系的“不可能三角”是本世纪困扰全球可再生能源发展的共性问题。即使是在能源系统最优的效率前沿，也未能实现能源成本、清洁高效和安全可靠三者的协调发展。在我国，新能源在确保环境效益的同时，经济性和安全性的矛盾始终贯穿，左右着其发展进程。而近期国际上出现的电网安全事故也表明，片面追求清洁环保和经济高效时忽略电网安全的重要性，波及面及损失程度往往与新能源发电量所产生的经济价值不在一个量级。据了解，我国传统规划将电网安全放在首要位置，而目前新能源发电的应急方案却仍为空白，因此也间接导致了新能源发电利用率较低的现状。尽管近几年电网企业在此类问题上作了诸多探索，但实践经验仍需从理论和方法上加以完善和提升，使之上升至电网导则的规划层面加以应用，更好地开拓新能源的消纳空间。

“安全没有小事，但新能源出力只有装机5%不到的极端情况也会出现，在考虑如何把风光更多地纳入平衡时，可以通过增加储能或其他应急设施保证平滑输出，虽然需要一定的投资，但和损失的电量收益相比，还是可以寻找到一定的盈亏平衡点，对于扩大消纳空间、优化机组安排都会产生一定的积极作用。同时对于储能经济性的提升也是相互促进的过程，有了规模化发展，技术、成本和自身安全性的问题自然就会逐步解决。”李琼慧进一步强调，“在新能源发展从政策驱动转向市场驱动的过程中，不仅相关政策关系到未来新能源的发展走向，新能源企业也需要进一步提质降本、加强市场风险管理，提升自身竞争力。同时，规划、标准和顶层设计也应在不断的实践探索中结合实际发展需要进行调整和优化，鼓励分布式资源集中利用等更多具有可持续性的商业模式涌现，逐步完善、构筑高比例可再生能源系统的未来。”

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年01期，作者系陈敏曦。