当前新能源消纳难、并网难不仅仅是新能源自身特点造成的，更是当前电力体制下利益关系不畅、形成“风火竞争”“光火竞争”局面的必然结果。要从根本上解决新能源消纳难题，需从加快技术创新和扫除体制障碍两个方面入手，只有理顺新能源和传统化石能源的利益关系，同时大力发展调峰电源，变竞争关系为互补关系，才能从根本上消除新能源发展的瓶颈问题，促进新能源市场的更快扩张。

新能源消纳难、并网难仍然是一个挥之不去的老问题

近些年来，尽管风电、光伏等新能源发展迅速，但由于资源富集地与电力消费地不匹配、技术因素以及体制障碍导致的新能源消纳难、并网难仍是困扰行业发展的难题。目前，一方面是政府大力扶持新能源建设，另一方面却是大量的弃风弃光现象，光伏与风能发电有较多无处可用的尴尬境地。我国新能源面临着严重的“弃风(弃光)限电”问题，导致新能源开发不得不转向低风速、低光照地区，这些地区尽管没有消纳问题，但可开发的资源非常有限，且面临复杂的开发环境。2014年我国并网风电平均利用小时1905小时，同比减少120小时。目前，我国光伏发电装机在电力结构中比重占7%，新增电力结构中比重占15%左右，在全国总发电量结构中占2.5%到3%。而据国家能源局的统计，2015年1月-9月，全国弃光率为10%，而2015年上半年弃风率为15.2%，同比上升6.8个百分点。其中甘肃弃光率达28%，居全国之首。目前弃风限电主要在蒙西(弃风率20%)和甘肃(弃风率31%)等地。

国家能源局2015年初开始就明确了国内光伏电站的发展方向，重点推广分布式项目，同时严格限制地面电站的额度，其中一个重要原因就是避免行业非理性发展，出现大面积的限电问题。光伏限电问题已经在甘肃地区出现，2014年7月，国家能源局发布了《可再生能源发电并网驻点甘肃监管报告》，《可再生能源发电并网驻点甘肃监管报告》提出的六方面问题就包括“电源、电网建设配套衔接不够”、“存在弃风、弃光现象”、“电网企业办理接入系统、并网验收工作不完善”等。根据甘肃省各发电企业弃风统计数据汇总，甘肃省2013年弃风电量31.02亿千瓦时，占全国弃风电量的19.11%，弃风率20.65%;2013年弃光电量约为3.03亿千瓦时，弃光率约为13.78%。值得注意的是，美国几乎没有弃风，风电年利用小时数很高。据美国能源部统计，2012年美国平均弃风率仅为2.7%。据统计，2000年至2005年期间，美国风电场平均风电容量系数是30.3%;2006年至2012年期间，美国风电场平均容量系数提高到了32.1%。许多新建风电场的年利用小时数都在3000以上，相比之下，2013年中国风电平均年利用小时数仅为2074，美国风电的年发电利用小时数比中国高45%以上。

新能源消纳难、并网难背后的技术及体制因素

造成我国新能源消纳难、并网难除了资源集中地区与电力消费地区不匹配的区域因素之外，还有技术因素和体制因素也是形成这一问题的主要诱因。

1. 目前尚缺乏技术经济可行性较高的新能源储存及输送设施。建设高电压等级、远距离、大容量的外送通道，被认为是解决大规模新能源基地消纳问题的有效途径，但考虑到送出线路的利用效率，通道建设的经济性尚存疑问，且大规模新能源波动也会对受电端电网的安全运行带来影响。

解决新能源消纳问题最直接的方案是采用储能技术，目前技术比较成熟并得到大规模应用的是抽水蓄能电站，但该储能方案对水源和工程应用场地有特殊要求，不利于大面积推广;其他储能技术方案，如电池储能等，由于成本太高或效率较低，虽然有示范项目投运，但距离大规模电网储能的商业应用尚有较大的距离。国家在解决“弃风限电”问题上做了各种尝试，例如在限电比较严重的地区建设“弃风供热”项目，但由于项目投入与产出比例失调，技术经济可行性较差而难以推广;有些地区采用风火替代交易的方式争取风电的上网电量，但由于利益补偿机制不透明，分配方案复杂，导致发电企业的积极性不高，效果未达预期。

2. 利益关系没有理顺是造成新能源消纳难的体制因素。在当前电力体制下，对于发电企业来说，发电计划由电网公司制定，上网电价由物价部门核准，只要能够低成本按计划发电，就能保证企业的正常经营和发展。在新能源装机规模日益增长的环境中，新能源具有优先上网、调度的优势，火电企业往往被迫为新能源调峰，企业的利益得不到保证，形成“风火竞争”“光火竞争”的利益格局，尤其是在能源需求放缓时，这一问题尤为突出。近年随着制造业转型去产能，工业用电量转为负增长，电力市场需求显著放缓，大量的新能源电力要进入市场，意味着原有火电水电的份额要减少，风电与光电各处受限。无论是火电调峰，还是风火替代、光火替代交易，都反映出当前新能源发展困境中的体制性因素。因此，新能源目前的发展困境与其说是新能源自身特性造成的，不如说是当前电力体制的弊端使然。

从以上分析可知，要从根本上解决新能源消纳难题，需从加快技术创新和扫除体制障碍两个方面入手。

一方面，应加快技术创新步伐，大力发展调峰电源。调峰电源是进一步促进新能源发展的重要前提条件，除了抽水蓄能电站以外，常见的调峰电源有水电站、燃气电站、纯凝式火电厂等。水电站具有较好的启停特性，但对于水电资源贫乏的三北地区用处不大;燃气电站具有良好的调节能力和调峰性能，但考虑到天然气供给、价格等因素，燃气电站的发展规模尚需深入研究;纯凝式火电厂具有一定的调峰能力，但存在煤耗增加、排放增加、设备磨损、寿命减少的不利影响，而且我国“三北”地区纯凝式火力发电机组比例小，冬季调峰能力严重不足。

以煤为主的能源资源禀赋特点决定了我国以煤电为主的电源结构，调峰电源还需以现有的火力发电厂为基础，结合技术创新，将火力发电厂改造为调峰电厂，使之能够适应电力系统负荷快速波动，具有良好调峰特性，同时又能够优化火电机组调峰煤耗，减少设备磨损，降低调峰排放，而且满足供热需求。根据火力发电厂的电力生产流程和特点，在燃煤锅炉和汽轮发电机之间增加一个高效热储能装置，用于缓冲调峰带来的能量波动，使锅炉运行在稳定工作点，保证煤耗和排放最优。对火电厂进行热储能技术改造，使之成为调峰电站，不仅是一种成本低、效率高、实用性强的解决电网调峰能力不足问题的解决方案，而且对于火电厂自身来说，调峰改造也有利于提高效率，降低成本，增加火电厂的市场竞争力。

另一方面，需加快电力体制改革，理顺新能源与其他化石能源的利益关系。要保证新能源的持续健康发展，需要从电力体制改革入手，从国家发布的《能源发展战略行动计划(2014年-2020年)》不难看出，新的电力体制改革主要是推进电力领域价格改革，推动供求双方直接交易，构建竞争性电力交易市场。在新的电力体制条件下，发电企业与用电方通过电力市场直接交易，发电企业的经营收入将主要依靠长、短期合同和实时电力平衡合同，调峰辅助服务市场将应运而生;在新能源装机比例高的地区，发电与用电不易匹配，电力峰谷差拉大，调峰需求越大，调峰服务的市场价值越高，具备较强调峰能力的电厂将获得巨大的调峰辅助服务收益，在市场竞争中占有优势。这样，常规能源与新能源的利益不再是矛盾关系，市场利益促使常规发电企业有动力为新能源调峰，使原先“风火竞争”转为“风火互补”，从而促进新能源的进一步发展。

(作者单位：国家信息中心经济预测部)