我國新能源產業遭遇瓶頸 新能源發展應實行優質優價

　　近年來，我國風電、光伏等新能源的發展取得了舉世矚目的成就，在受到越來越多關注的同時，「棄風」「棄光」等現象的存在也給新能源產業的發展蒙上了一層陰影。

　　國家能源局數據顯示，2016年，全國棄風較為嚴重的地區是甘肅、新疆、吉林、內蒙古，棄風率分別為43%、38%、30%、21%。光伏同樣不能倖免，2016年，西部地區平均棄光率達到20%。

　　風電等新能源出力具有隨機性、波動性和反調峰性，給電網穩定運行帶來威脅。以風電為例，其通常夜間出力更大，而用電負荷高峰卻在日間。夜間負荷低谷時，為保證風電充分消納，將導致火電機組功率降低，甚至被迫停機，而白天需要再開機運行。一開一關，增加了火電機組單位發電煤耗和污染排放。

　　新能源產業遭遇瓶頸

　　新能鑑於新能源發電是未來趨勢，因而大力扶持新能源發展，成為了我國能源產業中最重要的任務之一。在政策引導下，新能源發展迅猛，裝機容量節節攀升，但市場消納能力不足，導致大量設備淪為擺設，制約著新能源產業進一步發展。

　　我國是能源消費大國，對於新能源需求迫切。在我國中長期能源規劃目標中，提出到2020年，新能源要提升至能源消費總額的15%左右，可見對新能源寄予厚望。據

　　事實上，新能源的發展確實令人振奮。截至2016年底，光伏累計裝機容量為77.42GW，新增裝機容量34.54GW，兩項指標均位列全球首位;同期，風電累計裝機達1.49億千瓦，同比增長13.2%。

　　但取得驕人成績的同時，市場消納能力不足瓶頸顯現，致使棄光、棄風等問題愈演愈烈，嚴重阻礙了新能源產業的進一步發展。

　　據上述報告統計，2016年全年，全國棄風電量高達497億千瓦時，大量興建的風電發電設備被限制。其中，最為嚴峻的甘肅省，棄風率高達43%，新疆棄風率同樣達到39%。

　　棄光問題亦不遑多讓，形勢並沒有好到哪兒去。截至2016年底，併網太陽能發電設備利用小時數為1125小時，同比下降99小時，降幅比上年擴大88小時。

　　新能源產業遭遇瓶頸，棄風棄光現象嚴峻，一方面是全國電力整體過剩。數據顯示，2016年，全社會用電量同比僅增長5%，低於全口徑發電裝機容量8.2%的增速。

　　另一方面，新能源併網難題未解，仍沒有一個好的方案解決新能源波動和間歇特性危及電網安全的問題。在技術沒有大的突破前，棄光、棄風現象恐將持續。

　　此外，更令人擔憂的是，新能源產業發展仍未減速，繼續保持在快車道行駛。2017年年初，國家能源局發布《可再生能源發展「十三五」規劃》，提出2020年全國風電裝機達到2.1億千瓦以上，光伏發電裝機要達到1.1億千瓦以上，維持高歌猛進態勢。

　　據2017-2022年中國新能源材料行業專項調研及投資價值預測報告表明，儘管傳統能源本身的限制越來越明顯，給經濟發展帶來束縛，發展新能源是大勢所趨，但是也要注重合理有序健康地發展，切莫貪快求大，到最後得不償失。新能源產業是時候減緩腳步，好好籌劃打破瓶頸了。

　　新能源發展應實行優質優價

　　抽水蓄能電站具有機組啟停速度快、適應性強、電能穩定等特點，能夠適應電網負荷急劇增長或下降的狀況。其快速轉變的靈活性可彌補風力等新能源發電的隨機性和不均勻性，可突破電網規模對新能源容量的限制，為大力發展新能源創造條件。同時，在電力系統中可以發揮調峰、調頻、調相和事故備用等重要功能，對保障供電安全、提高供電能質量發揮重要作用。

　　抽水蓄能電站也有利於促進核電大規模發展。核電適宜長期穩定帶基荷運行，大規模發展核電將給以煤電為主的電力系統調峰帶來極大壓力。建設適當規模的抽水蓄能電站與核電配合運行，可解決核電在基荷運行時的調峰問題，提高核電站的運行效益和安全性。以大亞灣核電站為例，抽水蓄能對核電順利運行起著重要作用。

　　抽水蓄能是提高電網智能化水平的重要手段。分布式發電的發展，使低壓電網從無源變為有源，電網的運行情況更加複雜;直購電試點規模和範圍擴大，將對電網的管理模式、運行模式、技術支持系統等提出更高要求。這對電網智能化水平、安全穩定性要求進一步提高。堅強智能電網建設，迫切需要在不同電壓等級、不同電網結構、發輸配用的各環節配置不同調節性能、規模的抽水蓄能電站。

　　作為國內最早開展抽水蓄能電站勘測設計單位之一，廣東水利電力勘測設計研究院在抽水蓄能電站勘測設計、建設、運行、維護和管理等方面處於領先水平。該院規劃分院副總工程師鄧雪原對中國證券報記者表示，「大規模儲能裝置主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能、化學電池儲能裝置。其中，抽水蓄能是最為成熟、實用的大規模儲能方式。在負荷低谷時段，抽水蓄能電站可作為電力『大用戶』吸收電能，轉化為水的勢能儲存起來;在負荷尖峰時段進行發電，有效應對新能源的隨機性、波動性。」

　　根據相關政策，抽水蓄能電站目前以電網經營企業全資建設和管理為主，逐步建立引入社會資本的多元市場化投資體制機制。在具備條件的地區，鼓勵採用招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目業主。

　　儘管抽水蓄能電站對提高電力系統的調節性能和安全性能作用巨大，但建設和運行成本目前仍沒有較好的回收途徑，電網公司對於建設抽水蓄能電站缺乏積極性。在現有電價機制下，抽水蓄能電站的建設成本只能全部進入輸配電成本並通過調整銷售電價進行疏導，由電網和用戶承擔，受益電源並未補償抽水蓄能電站。

　　對于海外抽水蓄能電站的發展情況，廣東水利電力勘測設計研究院院長陳雲長告訴記者，「美國抽水蓄能電站占比達7%-8%，日本達14%，而中國不到2%。已開發國家和地區對環境保護與供電質量有嚴格要求，對污染物排放有嚴格控制，且對電能實行優質優價。以美國加州電力交易中心為例，不同時段電價差異很大，最高電價與最低電價相差52倍。抽水蓄能電站可以在電力市場高拋低吸，獲得效益，有足夠生存空間。」而在中國峰谷電價差小，且在目前的價格體系下，電能質量難以體現，導致抽水蓄能電站的效益難以發揮。

　　為促進新能源發展，應實行「優質優價」，鼓勵電力系統優化電源結構，將煤電、核電等受益電源的增量效益部分用於對抽水蓄能電站的補償，體現「誰受益、誰分擔」的原則。通過電源側峰谷電價、輔助服務補償等方式，合理反映抽水蓄能電站的效益。隨著新的環境保護政策實施，電力系統應有足夠的調節性能接納可再生能源，抽水蓄能電站的環保效益將得到體現。

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