新能源發(fā)展探討（專論）

　　經(jīng)營輸電網(wǎng)的企業(yè)屬于自然壟斷企業(yè)，其任務是為所有發(fā)電商和用電戶提供公共服務，不以多盈利為經(jīng)營目標。因此，政府對電網(wǎng)企業(yè)的管理和定價方式應與其他從事競爭性業(yè)務的發(fā)電企業(yè)有原則區(qū)別，這是“廠網(wǎng)分開”基本原理所在。具體講，政府對經(jīng)營自然壟斷業(yè)務的電網(wǎng)企業(yè)定價，要執(zhí)行“成本加成”模式，還要在各電網(wǎng)企業(yè)之間引入經(jīng)營效率橫向比較，根據(jù)電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)營的資產(chǎn)量、輸電量、運營成本和提供公共服務以及普遍服務的需要，單獨核定其準許收入總量，然后攤?cè)肽甓容旊娏浚ㄟ^向用電戶收取度電過網(wǎng)費形式來實現(xiàn)。在此機制下，電網(wǎng)企業(yè)“只負責傳輸電力，不參與買賣電力”，其應得收入與發(fā)電企業(yè)和電力用戶的交易和收支隔離開來，這樣一來電網(wǎng)企業(yè)年收入總量也可以得到保障。只有在這種條件下，用電戶與發(fā)電企業(yè)之間才有可能建立起電力市場，才有可能形成千家萬戶建設、使用新能源，大規(guī)模、高效替代化石能源的局面。這個體制設計正是中央和國務院十年前下發(fā)的電力行業(yè)市場化改革方案核心內(nèi)容，在國務院2003年批準的電價改革方案中都有表達。但令人遺憾的是，我國隨后的電價市場化改革停滯。
　　當前越來越多的屋頂光伏項目陷入困境，本可用380伏電壓直接使用的分布式光電裝置，卻因“供電專營”的規(guī)定，被要求原地升壓至10千伏以上入網(wǎng)計價，再降回380伏按銷售價格結(jié)算，無端增加了大量輸變電投資。這就如同一個人去鄰居家串門兒，卻必須先開車上大街，繳納過路費后再繞回來，顯然是不合理的。
　　前些年在建立“市場配置資源，供需形成價格”的現(xiàn)代電力市場體制方面，我們已經(jīng)落后于世界“一大步”。而面對當今全球范圍分布式新能源和與之相互依存的智能微電網(wǎng)蓬勃發(fā)展的時代潮流，我們的電價機制又歷史性地落后了“第二大步”。
　　三、方式與比較
　　（一）關(guān)于集中開發(fā)與分散開發(fā)的比較問題。
　　主張集中開發(fā)新能源的觀點認為，中國北方土地遼闊，風能光能資源非常豐富，但電力負荷小，電網(wǎng)薄弱，不能按照歐洲那種“分散上網(wǎng)，就地消納”的模式發(fā)展，只能是采用“大規(guī)模—高集中—遠距離—高電壓輸送”的發(fā)輸模式。
　　如果可以無條件地開發(fā)某地資源，上述觀點無可非議。然而，開發(fā)資源必定要受到技術(shù)經(jīng)濟等方面諸多條件的制約，在一定發(fā)展階段內(nèi)，“豐富的資源”并不是都能夠開發(fā)利用的。最基本的方法還是做技術(shù)經(jīng)濟綜合比較，考慮上述新能源特性和科學道理，以尋求技術(shù)可行、經(jīng)濟合理的最佳模式和方式。我國在發(fā)展實踐中已經(jīng)收獲到一些經(jīng)驗和教訓，應該及時總結(jié)。
　　目前風電發(fā)展關(guān)鍵問題是電網(wǎng)消納。北方風電集中開發(fā)地區(qū)大都遭遇較嚴重的棄風限電問題，東北一些地區(qū)冬季棄風限電比例已近50％，西北主要風場因數(shù)次脫網(wǎng)事故，目前限電竟高達70-80％。風能資源最好的一些地區(qū)，設備年利用小時數(shù)還不到1400。
　　當前在西部地廣人稀、用電負荷很小的地區(qū)又掀起了集中大規(guī)模建設太陽能發(fā)電的熱潮，其電力消納同樣遇到遠送的問題，有的要輸送700-800公里才到省負荷中心，而省內(nèi)又無力全部消化，還要向東部輸送……。光伏發(fā)電年利用小時數(shù)僅1700左右，在荒漠地區(qū)開發(fā)比風電還“稀薄”的電能，同樣需要為層層升高電壓而配套新建一系列高壓、超高壓甚至特高壓輸變電裝置，才能將昂貴的光電輸送到上千公里甚至數(shù)千公里以外去使用。
　　在遠離用電負荷中心的地區(qū)集中開發(fā)建設巨型風電場和光伏電站，優(yōu)點是項目建設、管理的效率較高。如果經(jīng)論證具備經(jīng)濟合理性，當然不失為一種高效率開發(fā)模式。應當說，開發(fā)模式涉及許多技術(shù)經(jīng)濟比較問題，實際上是對上述“能量塊”與“能量膜”開發(fā)利用方式的區(qū)別和比較問題：
　　（1）為遠距離輸送風電光電，需要層層升高電壓，配套新建從10千伏至750千伏之間各個電壓等級全套輸變電設施。以某風電場300萬千瓦項目投資概算為例，風電本體投資225億元，另配套送變電工程投資高達66.7億元。而且這66.7億元投資中尚未包括受端電網(wǎng)從750千伏至10千伏之間層層降壓所需新增輸變電投資。相比之下，以低電壓分散接入系統(tǒng)的風電項目，新增輸變電投資就少得多。
　　（2）風電設備發(fā)電年等效利用小時數(shù)約為2000多，光電更少，由此連帶降低了輸電系統(tǒng)效率。加之輸送昂貴的風電光電，長距離線損和層層變損對輸電經(jīng)濟性影響頗大，過網(wǎng)費進一步降低了經(jīng)濟競爭力。而就地消納的新能源電力就沒有這些成本。
　　（3）在最高電壓等級的電網(wǎng)上注入隨機波動的能量流，有點像在“主動脈系統(tǒng)”里隨機地供應間歇性“血流”，對整個大系統(tǒng)，特別是受端電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和電能質(zhì)量帶來較大負面影響。這個問題國外不存在，國內(nèi)以往未曾遇到，沒有經(jīng)驗。
　　（4）蒙西電網(wǎng)現(xiàn)有風電裝機777萬千瓦，其中82％的容量以220千伏電壓等級接入系統(tǒng)，其余以110千伏接入。按此，蒙西風電集中程度已經(jīng)超過美國，并因此出現(xiàn)一定的棄風現(xiàn)象，發(fā)電企業(yè)也時有抱怨。然而該網(wǎng)2011年10月15日卻出現(xiàn)了全部日電量中風電電量占24％的紀錄，達到世界先進水平。蒙西電網(wǎng)是地方企業(yè)，是個純火電系統(tǒng)，加之冬季燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)“硬負荷”比重甚大，除已建成的“點對網(wǎng)”煤電東送通道外，沒有風電外送手段。蒙西地區(qū)能夠在諸多困難條件下，發(fā)展風電取得如此成績，是意味深長的。稍加分析可見，一方面地方政府對地方企業(yè)的管理具有“直接優(yōu)勢”，管理目標與發(fā)展風電目標一致，即：要的就是電量，“風電優(yōu)先、煤電讓路”的節(jié)能原則由此得以實現(xiàn)。相比蒙西，其他不少地區(qū)還在執(zhí)行對各類發(fā)電機組“計劃內(nèi)、計劃外發(fā)電量平均分配指標”、“計劃內(nèi)外電量價格差別” 等名目繁多的行政指令。這些“發(fā)電機會均等”的計劃辦法貌似公允，所起作用恰恰是保護化石能源而浪費新能源；另一方面，蒙西電網(wǎng)以220千伏電壓等級為主消納風電，對電網(wǎng)動態(tài)特性的不利影響遠小于在500千伏最高電壓等級配置風電，也是不容忽視的成功因素。盡管如此，220千伏電壓對運行風電來說仍然偏高，蒙西地區(qū)電量比例超過20％的時段有限，平均不到10％，棄風數(shù)量增加和給電網(wǎng)運行帶來的困難亦不容忽視。總體看，這樣發(fā)展風電已趨于極限。