2016年国考时政热点：“风光弃电”困局

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　　根据国家能源局数据，2015年上半年全国风电上网电量虽然同比增长20.7%，但弃风电量也同比上升6.8%，平均弃风电率已高达15.2%，造成经济损失接近87亿元，创3年来同期新高。而一季度弃风率18.6%为历史最严重数字。

　　另一个实现规模发电的新能源种类光伏发电也同样不容乐观：2015年上半年全国累计光伏发电量190亿千瓦时，弃光电量约18亿千瓦时。

　　国家电网能源研究院新能源与统计研究所所长助理兼新能源发展研究室主任谢国辉对 《瞭望东方周刊》表示：“2015年出现较严重的弃风、弃光是多种因素相互叠加的综合反映。2015年上半年用电需求持续下滑，而与2014年相比，2015年来风偏大。”

　　通常提到西北、华北、东北的风电、光伏困局原因，是电力外输通道问题，但上述“三北”地区的能源结构性矛盾首先使其难以有效消纳风电、光伏电能。

　　曾任国家发改委能源研究所所长、中国能源学会副会长的周凤起告诉本刊记者，弃风、弃电的本质仍是体制、机制的问题。

　　抢装潮

　　根据中电《2015年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，2015年上半年全社会用电量同比仅增长1.3%，其中火电发电量连续12个月同比下降、设备利用小时同比降幅持续扩大。这份报告还预测下半年全国火电设备利用小时将跌破4500小时，创历史新低。

　　厦门大学能源经济研究中心主任林伯强对本刊记者说，火电设备利用小时最高曾达到6000多小时，一般情况下是5000多小时。

　　“让大量已建成的火电厂停止发电是不现实的。”他说。

　　周凤起则认为：“现有火电利用率还没有发挥出来，而且调度体制是按照每个电厂来分配运营小时数，也就是说如果要保证风电、太阳能发电优先上网，首先要保证消纳，火电就要变成调度电源，那么经济补偿谁来做?其实还是体制内的博弈。”

　　谢国辉解释说，从上半年全国弃风分布看，几乎全部集中在“三北”地区，其中东北和西部消纳状况下滑，华北有所改善。用电需求持续下滑、来风偏大、电源结构矛盾突出是东北和西北弃风的主要原因。

　　例如，东北地区弃风主要原因是当地电源装机严重富余，总装机容量约是最大用电负荷的2.7倍，且70%以上是燃煤火电机组;用电需求负增长，上半年东北全社会用电量同比下降2%;来风情况较好而因技术改造、东北外送华北风电减少。

　　“西北地区主要原因是风电并网容量快速增长，上半年风电新增308万千瓦、全部电源装机增速超过用电需求增速14个百分点。”谢国辉说。

　　远景能源是中国排名前三的风机供应商。该公司公关总监孙捷对《瞭望东方周刊》表示，弃风是近几年的顽疾，虽然国家特高压电网一直在建设，但是雷声大雨点小，即使完成后估计资源也会很快就被占光，“因为电网的建设永远滞后于电源”。

　　从直接因素看，2014年12月31日，国家发改委曾下发《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》上调风电上网电价，此后各大风电企业均加快了风电场的投资建设步伐。

　　在此影响下，2015年上半年，全国非化石能源发电量同比增长16.0%，非化石能源发电量约占全国发电量的22.9%，比2014年同期提高3.0个百分点。

　　新电价政策适用于2015年1月1日以后核准，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的风电项目，2015年投运的风电项目仍将能够享受以前的电价政策。

　　林伯强说，短期内并没有十分有效的措施解决“抢装潮”。

　　结构性矛盾

　　根据中电联统计，2015年上半年全国并网风电装机容量10491万千瓦，风电设备平均利用小时1002小时，虽然比2014年同期增加16小时。

　　林伯强认为，风电设备平均利用小时达到2500小时才可以盈利，“企业应该相当小心”。

　　谢国辉说，解决弃光、弃电问题最大挑战是风电、光伏发电与其他电源、电网之间的同步规划、同步建设投产的机制严重脱节，新能源发展与整个电力系统发展不协调。

　　风电、光伏发电等新能源自身出力的特殊性，客观上需要与其规模相当的抽水蓄能、燃气等灵活调节电源配合运行，才可以做到既能满足用电高峰的电力需求，又确保在用电低谷时段能为风电腾出足够的发电空间。

　　“中国的现实情况是，风电聚集地区灵活调节电源不足，不能很好适应风电波动大、变化大、随机性强的特点。”谢国辉说。

　　中国“三北”地区能有效适应风电变化、可灵活调节的抽水蓄能及燃气等电源比重仅3%。

　　而且该地区占总装机比重达76%的煤电机组，一半以上是供热机组，在冬季供暖期间调节能力仅5%~10%，导致电网调节手段十分有限，不能在风电量较大的用电低谷时段为风电腾出大规模消纳空间。这样为确保电网运行安全，需要限制部分风电上网。

　　谢国辉对本刊记者表示，由于存量燃煤机组大、新建灵活电源建设周期较长等原因，短期内“三北”地区电源结构难以改善。

　　风电装机较高的甘肃、新疆，也是弃光大省。2015年上半年甘肃弃光电量11.4亿千瓦时，弃光率28%;新疆(含兵团)弃光电量5.41亿千瓦时，弃光率19%。

　　一个突出问题是，500千伏电网工程建设周期1~2年，220千伏电网工程建设周期超过1年。但光伏电站建设周期非常短，有的项目甚至只需要3~6个月即可建成投运。

　　“超前规划建设电网项目非常重要，实际情况却是光伏电站与电网项目审批权分属不同政府部门或不同司局，造成二者之间存在严重脱节问题，往往是光伏电站项目大量上马而没有让电网企业出具并网协议，电网企业难以及时跟踪光伏电站项目进度开展前期工作，更何况是二者周期存在较大差异。”谢国辉说。

　　他解释说，目前国家能源局要求光伏电站采用年底核准计划管理方式，列入年底计划项目方可核准建设，在一定程度上解决了二者施工建设的不同步问题。但随着审批权限下放，部分地区仍然存在光伏电站建设无序、配套电网工程建设滞后的情况。

　　能源开发商的选择

　　首先是本地区发电结构无法实现有效消纳，而电力外输又远离负荷中心。

　　全国80%以上风能资源和77%的风电装机集中在“三北”地区，全国80%太阳能资源和84%的光伏发电装机集中在西北和北部地区。

　　作为一个老问题，“中国跨区输电能力不足，严重制约了新能源资源高效利用和优化配置。”谢国辉说。

　　截至2014年底，“三北”地区风电装机7936万千瓦，由于本地风电消纳能力不足，需要跨区外送约一半左右。而目前“三北”地区与中东部之间的全部跨区输送能力仅为1110万千瓦，扣除需要输送的火电和水电容量后，风电可用输送容量不足600万千瓦。

　　“现在很多大的风电开发商会更谨慎地审视自己的投资，以往只选择低价风机设备供应商，现在希望在更能实现全生命周期、价值更大的地方使用更稳定的设备。”孙捷说。

　　据谢国辉介绍，目前国家电网公司为解决弃风、弃光情况，正加大电网投资，以及抽水蓄能电站建设等，增加系统调峰能力，提高新能源消纳水平。

　　不过，在周凤起看来，阻力仍然存在。“新电改方案9号文的执行层面的文件还没有下来，电力体制改革解决不了，不可能保证可再生能源优先上网原则，另一方面又出现风电产业迅猛的发展。但电力体制、机制的改革现在看起来还很不乐观。

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