國家能源副局長王駿：新能源發展探討

　　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”的規定，被要求原地升壓至10千伏以上入網計價，再降回380伏按銷售價格結算，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”的現代電力市場體制方面，我們已經落后于世界“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蓬勃發展的時代潮流，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）關于集中開發與分散開發的比較問題。
　　主張集中開發新能源的觀點認為，中國北方土地遼闊，風能光能資源非常豐富，但電力負荷小，電網薄弱，不能按照歐洲那種“分散上網，就地消納”的模式發展，只能是采用“大規模—高集中—遠距離—高電壓輸送”的發輸模式。
　　如果可以無條件地開發某地資源，上述觀點無可非議。然而，開發資源必定要受到技術經濟等方面諸多條件的制約，在一定發展階段內，“豐富的資源”并不是都能夠開發利用的。最基本的方法還是做技術經濟綜合比較，考慮上述新能源特性和科學道理，以尋求技術可行、經濟合理的最佳模式和方式。我國在發展實踐中已經收獲到一些經驗和教訓，應該及時總結。
　　目前風電發展關鍵問題是電網消納。北方風電集中開發地區大都遭遇較嚴重的棄風限電問題，東北一些地區冬季棄風限電比例已近50%，西北主要風場因數次脫網事故，目前限電竟高達70-80%。風能資源最好的一些地區，設備年利用小時數還不到1400。
　　當前在西部地廣人稀、用電負荷很小的地區又掀起了集中大規模建設太陽能發電的熱潮，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，而省內又無力全部消化，還要向東部輸送……。光伏發電年利用小時數僅1700左右，在荒漠地區開發比風電還“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千公里以外去使用。
　　在遠離用電負荷中心的地區集中開發建設巨型風電場和光伏電站，優點是項目建設、管理的效率較高。如果經論證具備經濟合理性，當然不失為一種高效率開發模式。應當說，開發模式涉及許多技術經濟比較問題，實際上是對上述“能量塊”與“能量膜”開發利用方式的區別和比較問題：
　　（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的風電項目，新增輸變電投資就少得多。
　　（2）風電設備發電年等效利用小時數約為2000多，光電更少，由此連帶降低了輸電系統效率。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濟性影響頗大，過網費進一步降低了經濟競爭力。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上注入隨機波動的能量流，有點像在“主動脈系統”里隨機地供應間歇性“血流”，對整個大系統，特別是受端電網安全穩定運行和電能質量帶來較大負面影響。這個問題國外不存在，國內以往未曾遇到，沒有經驗。