创新、变革让“风光”发展可持续

“技术层面和操作层面的问题，不是风电弃风的主要原因。

补贴设计是关键。目前弃风、限电，很大程度归因于补贴设计没有考虑间接补贴成本，即综合消纳成本（远距离送电的综合输配电、电网调峰、调频和系统备用成本），降低了补贴效用，加剧了厂网矛盾。

伴随着日趋严重的限电，曾经如火如荼的风电似乎已进退维谷，而方兴未艾的太阳能看似也前景莫测。是利益博弈，还是技术争拗，坊间诸多推理演绎。然而越来越多的有识之士开始意识到，矛盾背后，是制度变革的迫切。自国家能源局新能源和可再生能源司司长王骏以个人身份在本报发表《新能源发展探讨》之后，业界对新能源应如何发展的探讨一直没有停止……

自2010年开始，风电弃风问题和上网难问题日益突出，成为社会各界关注的焦点。关于风电弃风比例缺乏准确权威的统计，有观点认为2011年全国风电弃风比例在10%左右，部分风电基地弃风比例在20%左右，个别地区高达40%左右。除弃风外，一些地区还存在着风电上网难的问题，有的项目风机建成后并不了网，有的项目并网后上不了网。2012年以来，风电弃风现象更加严重，风电产业链相关企业的经营困难进一步加剧，风电行业对可持续发展的要求和呼声更加强烈。

2012年以来，随着去年底建成的大量太阳能光伏电站投入运营，我国太阳能发电装机第一大省青海已经出现了由于输电线路和变电站常规检修而导致的弃电现象，但与此同时，仍然有大量的太阳能电站在建设过程中，还有更多的太阳能电站正规划开工建设。在弃风现象明显的甘肃酒泉地区，在电量消纳规划不落实的情况下，正在规划建设百万千瓦级的太阳能电站基地。此外，“金太阳示范工程”项目建设进程缓慢，一些项目建成后发电量远未达到预期。有理由怀疑太阳能发电可能又将重复风电的困境。

风电弃风和上网难的症结究竟在哪里？一直以来，电网企业对接受和消纳风电不积极，未采取有力措施都是一个影响颇深的观点。但这也是十分肤浅和片面的认识。风电弃风虽然表现在电网环节，但其根源在于政策和管理层面。随着我国风电、太阳能发电的大规模发展，原有的风电发展政策和规划管理工作已不能适应新的形势，亟需创新发展模式，完善管理政策，这个问题需要得到更多重视。

　　一、 风电弃风的主要原因是政策和规划管理不完善

风电弃风的首要原因是法规政策存在缺陷，促进和激励过度，而规范和约束不足。根据《中华人民共和国可再生能源法》、国家发改委制定的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格［2006］7号）和《可再生能源发电有关管理规定》（发改能源［2006］13号），可以总结出三个公式：1、可再生能源发电全额保障性收购×有利可图的标杆电价=发电企业积极的建设动力;2、可再生能源电价附加全国分摊×省级人民政府核准和审批5万以下的风电项目=各地方政府竞相核准风电项目的高涨热情;3、发电企业积极的建设动力×地方政府核准项目的高涨热情×部分省区丰富的风能资源=资源丰富省区超常规的风电发展速度和急速增加的风电装机规模。

第一个公式揭示了发电企业的动力机制，也是发电企业 “跑马圈风”的制度根源。将第二个公式与中国的财税体制和地方政府的GDP崇拜结合起来分析，可以发现地方政府热衷于大干快上风电项目和分拆审批项目的机制原因。第三个公式说明了风电弃风的客观必然性。由于风电出力随机性、间歇性和波动性的特点，在一定的电网规模、装机结构和电力负荷特性下，某一区域电网能够消纳的最大风电量在技术是有上限的，否则将影响电网系统的安全稳定运行。因此，在电力负荷特性难以改变，以及中短期内电网结构和规模只能有限度改善的情况下，面对特定区域源源不断快速增加的风电装机，风电的完全消纳成为不可能完成的任务。

风电弃风的另一重要原因是新能源的规划管理工作不完善。新能源发展领先的欧盟国家在新能源发展方面都有清晰的战略和规划，并以法律的形式明确。而虽然我国在《中华人民共和国可再生能源法》和《可再生能源发电有关管理规定》中强调了规划的重要性，但近年来，我国新能源发电的规划管理工作不够完善，规划的科学性、民主性有待提高。如全国和地方风电规划目标频繁调整，地方风电规划目标和全国风电规划目标不协调，风电消纳规划不落实，电网项目和风电项目审批程序不协调，电网调峰、调频电源建设激励政策不到位等。

此外，导致风电弃风还有其它原因：标准体系不完善;检测、认证能力不足;设备性能不完善;个别电网管理和调度人员对新能源发电存有偏见等。但这些都属于技术层面和操作层面的问题，不是风电弃风的主要原因。

我国太阳能发电的发展政策和开发管理模式基本与风电类似，虽处起步阶段，但已显过热苗头，如不及时调整政策，可能重蹈风电覆辙。

　　二、 深刻认识风电、太阳能发电特性及其发展规律

虽然最终的电能质量相同，但风电、太阳能发电与火电、水电和核电等传统电源相比有许多鲜明的技术和经济特性。

风电、太阳能发电第一位的特性是补贴性。风电、太阳能发电之所以被称为新能源，最根本的原因就是其成本长期居高不下，上网电价不具有竞争力，需要巨额补贴。补贴性决定了补贴政策（法规）成为风电、太阳能发电发展的关键，补贴政策（法规）是否科学、合理和稳定直接决定了风电、太阳能发电能否可持续发展。因此，必须根据形势的发展，及时调整和完善有关补贴政策（法规），而不能墨守成规，僵化不变。

第二，风电、太阳能发电具有随机性、间歇性、波动性的特性，决定其适合分地区消纳，分散式发展。风电、太阳能光伏发电受自然条件如风力、光照变化的影响，不论日内还是短时间内出力曲线变化都非常大，功率预测难度大，大规模集中接入和并网不仅易对电网的电压和频率带来冲击，增大电网调度和运行管理难度，而且需要电网加大调峰调频能力建设，增大电网系统备用和调峰成本。对此，一方面需要从电源侧努力，建设电网友好型风（光）电场，更重要的是转变大基地开发为主的模式、实行分散式开发优先的发展模式。凡有资源的地区全面发展风电、太阳能发电，风电、太阳能发电项目就近接入地区电网，电量纳入地区电网消纳，充分利用电网既有的调峰能力，挖掘和发挥电网既有的消纳新能源发电的空间;在此基础上，进一步完善电网架构，加大跨地区联网工程建设，发挥跨区电网消纳效应。

第三，与火电、核电相比，风电、太阳能发电的属地特性明显。表现在“带不走，储不起”，只能在资源所在地区建设，对地区配电网的依赖性强;运输方式只有电网输送一种方式，不能通过燃料的输送实现跨地域优化发展。对此，要加大配电网建设和智能电网建设和投资力度，特别是通过加快发展智能电网来解决风电、太阳能的消纳和应用问题。同时，在分析和比较风电、太阳能发电成本时，既要考虑直接的发电成本，还应分析与其配套的输、配电成本，调峰、调频和系统备用成本等综合消纳成本，即要更多地研究和分析用户侧成本。我国新疆、甘肃、蒙东、蒙西、青海和宁夏等地区的风电、太阳能发电基地，若跨大区送电到华东、华中等负荷中心，包括输配电成本和电网调峰、调频、系统备用成本在内的度电综合消纳成本十分高，初步估算至少在0.25元每度电以上，比煤电、水电的消纳成本贵近一倍，需要引起特别关注和重视。

风电、太阳能发电的第四大特性是稀薄性。风能资源、太阳能资源地域分布广泛，但能量密度低，在现有技术条件下单位面积可有效利用的能量少。相对于火电、水电和核电等传统电源，建设同等容量的电力装机，风电和太阳能电站不仅占地面积广大，而且可利用小时低，贡献的电量较小。目前我国风电、太阳能发电年平均可利用小时数分别约为2000小时和1500小时，约相当于煤电的三分之一和四分之一。因此，在电力需求快速增长的阶段，仅凭风电、太阳能发电的快速发展难以满足经济社会对电力的需求。风电、太阳能发电适合在电力需求增长缓慢或下降阶段发展，发挥逐步替代常规电源的作用，其主要战略目标是电力和能源结构的优化。

三、转变发展方式，促进风电、太阳能发电可持续发展

实现风电、太阳能发电科学发展，关键是要加深对风电、太阳能发电不同于传统常规电源特性的认识，突破传统、常规电源的发展思路，创新思维模式和发展思路，及时总结试点和前期发展过程中的经验教训，借鉴国际经验，在战略目标、开发模式、应用管理、补贴机制和政策法规等方面系统谋划，不断调整和完善有关政策，因势利导，探索出一条可持续发展的道路。

　　确立我国新能源发电的战略目标

坚持平价上网，引领世界可再生能源科技革命的战略目标。科技革命推动能源革命，能源革命造就世界强国。目前，世界正处于第三次能源革命——可再生能源革命的萌芽阶段，以风电、太阳能发电技术为主导的新型可再生能源发电（不包括水电）技术正在快速进步，并带动智能电网技术、储能技术的快速发展，预计在2020——2030年期间，风电、太阳能发电可以实现平价上网。届时。世界新型可再生能源发电量占世界总发电量的比重将从目前的2%左右上升到20%以上，不仅将改变世界能源生产和供应格局，引发电力和能源系统革命，而且将改变世界经济、社会发展格局和型态。我国在可再生能源发电、智能电网、储能等产业的科研、设备制造、运营等方面虽然起步较晚，但近年来技术进步很快，一些领域已接近或达到国际先进水平，只要持续加大投入，完全具有赶超的可能。因此，我们不仅要从提高清洁能源比重，履行2020年非化石能源在一次能源消费中比重达到15%承诺的角度来看待风电、太阳能发电的发展，更要从掌握可再生能源发电、智能电网、储能等领域的核心科技，率先实现风电、太阳能发电平价上网，建设新型电力系统，引领世界可再生能源革命的战略目标来规划我国风电、太阳能发电的发展。实现可再生能源科技革命，建设世界可再生能源科技强国，需要国内风电、太阳能发电保持一定的发展规模和速度，为相关产业的科研、设备制造和运营企业提供良好的发展环境和开放的应用平台。同时，要大幅度增加科研方面的投入和补贴，加大对实验、示范工程的补贴力度，从鼓励和引导科技创新，加强科技应用的角度设计有关鼓励和补贴政策，引导企业不断加强科研投入和新技术应用。

　　转变开发模式、解决新能源发电消纳问题

坚持分散开发和集中开发并举的开发模式，确保实现全额保障性收购。风电、太阳能发电目前的度电成本高，需要社会补贴，但发电不消耗任何燃料，发电成本为零，排放为零。弃风、弃光不仅是对社会投资的极大浪费，而且有悖于减少化石能源消耗的发展初衷，因此应努力确保实现风电、太阳能发电全额保障性收购。间歇性、属地性和稀薄性的特点决定了风电、尤其是太阳能发电采用分散开发，就近接入中低压电网，就地消纳的开发模式，最有利于实现较低成本下的全额保障性收购。因此在制定和落实可再生能源发展规划时，应坚决贯彻和落实可再生能源发电电量全额保障性收购的法律规定，科学分析和确定各层级电网接受和消纳风电、光电的比例。按照充分消纳，基本杜绝弃风、弃光，分散和集中并举，大中小型电站同步的原则，确定风电、太阳能发电的开发布局。不断调整优化各地区风电、太阳能发电发展规划和开发节奏，在弃风、弃光现象明显和严重的地区，暂缓核准和建设新的风电、太阳能发电项目，提高已建成电站的利用小时数，逐步实现全额保障性收购。

加快风电、太阳能发电装机比例小，但电网消纳空间大的省区的风电、太阳能发电发展速度，实现风电、太阳能发电在全国各层级电网中、各省（区）市中的均衡消纳。江苏、浙江、福建、广东等沿海地区，江西、湖南、贵州、广西等华中和南方地区都拥有相当数量的风电资源，当地电网消纳风电的空间也很大。相较于从西北地区输入风电，在这些地区发展风电每度电的综合消纳成本要低0.25元以上，因此，这些地区完全可以通过调整电价政策加快发展。

太阳能发电应坚持分布式发展优先

太阳能光伏发电要汲取风电大基地集中开发，被迫弃风的教训，走分布式开发优先的发展道路。与风电资源相比，太阳能资源分布更加广泛和均衡，我国95%以上的国土面积属于太阳能资源丰富带（年总辐射量1050-1400千瓦时/平方米）及以上地区，适合发展太阳能发电。分布式开发主要是采用小型屋顶电站模式，减少升降压等配电成本，直接接入低压配电网，就地消纳。由于降低了输配电成本，我国西藏、青海、甘肃、蒙西和宁夏等太阳能资源丰富地区的分布式小型电站成本可比大型地面电站略低，在目前的补贴水平上，具有较强的经济竞争力。我国华北、华东、华南地区的太阳能资源条件虽然相对于西北地区较差，但电网系统负荷大、配电网基础好，具备大规模接纳太阳能发电的条件。如果进一步完善补贴政策，提高补贴水平，这些地区的分布式太阳能电站也具有一定的经济竞争力。同时，分布式小型电站的大规模发展将促进智能电网技术的应用和进步，有利于推动和加快我国智能电网的发展。

建立多赢机制、促进分布式发电发展

深入研究分布式发电规律，制定好“分布式发电管理办法”。分布式发电是对传统电力系统的重大变革，不仅仅技术层面需要变革，在管理、运行方面的变革更大，亟需出台“分布式发电管理办法”，明确有关规则。2011年上半年，国家能源局综合司曾就《分布式发电管理办法（征求意见稿）》征求意见，但至今未正式发布，显示各方对于分布式发电的认识和意见还不统一。

分布式发电属于新生事物，需要一定的体制条件，国际上分布式发电发展较快的国家大多在电力体制方面实行了配售分开改革。我国尚未实行电力配售分开改革，制定好“分布式发电管理办法”，需要深入调研，充分听取各方的意见，特别是电网公司的意见，在三个关键的原则问题上统一思想，建立多赢机制。一是要实现双向购、售电，电量全额上网。分布式发电最大的优点是能源综合利用效率高、能耗低，而其前提是实现双向购、售电，电量全额上网。由于发电出力特性和用电负荷特性不匹配，分布式风电、太阳能光伏发电难以做到自发自用为主，如家庭太阳能电站出力高峰在白天，而用电高峰在傍晚以后;企业厂房屋顶太阳能电站周六、日的自用负荷也可能很低。此外，自发自用为主，多余上网的模式也不利于场地的优化利用，如有的地方可以装10千瓦，但最大负荷只有5千瓦。只有实现了双向购、售电，才能实现电量全额上网;只有实现了电量全额上网，才能实现利用效率最高。二是要合理补偿电网企业的备用费用和配网改造成本。分布式电源大量并网并向电网售电，将增加电网运行管理难度，加大电网企业的安全责任，这些都属于电网企业应承担的职责和义务，不需要经济补偿。但分布式电源大量并网后，不论其用电量多少或用电与否，电网企业为满足其随时用电的需要，都必须要准备一定的发、供电设备容量，即为其提供备用，对于电网企业的备用费用，应按照接入电网的分布式电源容量补偿电网企业。除直接的接入工程费用外，对于电网为接纳分布式电电源而发生的配电网建设及改造成本，也应当计入电网输配电成本，从销售电价中回收。三是将“金太阳示范工程”纳入分布式发电范围统一规范和管理。“金太阳示范工程”项目与分布式发电项目在工程和技术特性上并无差异，是在分布式发电管理办法未出台之前的一种试点和探索。由于《电力法》无相关规定，政府有关部门也没有出台有关的并网、售电规则，操作无据，其并网难、上网电量少、推进困难是必然的。对此，如纳入分布式发电统一规范和管理，则有关难题可迎刃而解。

　　改革补贴机制，提高补贴效用

改革风电、太阳能发电补贴机制，推行风电、太阳能发电分省（市、自治区）标杆上网电价。作为补贴性商品，补贴政策的设计应包括两大目标：一是补贴方式和补贴数量要公开、透明、清晰，便于管理和监督;二是补贴效用最大化，即在补贴总量一定的情况下，实现风电、太阳能发电上网电量最大化。目前实行的风电按四类资源地区分别确定不同的标杆上网电价，以及太阳能发电实行全国统一的标杆上网电价，存在着补贴方式不透明、补贴数量不清晰、补贴效用不高的弊端。补贴方式不透明、数量不清晰表现为只明确了直接补贴成本，即发电上网环节的补贴成本（可在生能源电价附加），未说明间接补贴成本，即电网为消纳风电、太阳能发电而新增加的输配电、调峰、调频和系统备用环节的成本是多少？如何消化？目前，这部分成本主要由电网承担和消化，少部分由发电企业承担，加剧了厂网矛盾。我国已投运和未来规划的大型风电、太阳能发电基地主要位于西部、北部地区，这些地区均为电力输出地区，最终的电力消费地在华东和华中地区。若大规模外送必须新建专用输电线路，并采用“风（光）火打捆”、“风（光）水打捆”的方式，不仅增加大量的输配电成本，还会相应增加电网系统的调峰、调频和系统备用成本，这部分成本最终还是要通过上调销售电价的方式回收，由全国用户买单。通过各地区均衡发展，可以大幅度降低这部分成本。补贴效用缺乏统筹表现在同样发一度风电，由于西部、北部地区火电标杆电价低，东部地区和南方地区火电电价标杆电价高，国家需要支付的直接补贴成本（可再生能源电价附价）相差约50%，如甘肃地区和江苏地区的一度风电，国家支付的直接补贴分别约为0.22元和0.14元，再加上每度电0.25元的综合消纳成本（远距离送电的综合输配电、电网调峰、调频和系统备用成本）的差异，则同样一度风电，在江苏和甘肃国家发，国家实际支付的补贴分别为0.14元和0.47元，二者绝对值相差0.33元/度。太阳能发电的补贴成本差异基本与此相同，实际补贴绝对值相差0.33元/度。

不论风电、太阳能发电的直接补贴还是间接补贴，最终都得靠上调销售电价来消化。我国是发展中国家，人民和经济社会发展对电价的承受力还不强，支付持续增加的可再生能源发电补贴殊为不易。为实现可再生能源发电补贴效用的最大化，应改革目前的风电、太阳能发电上网电价补贴机制，实行分省（市、自治区）火电标杆电价+全国统一的风电（太阳能发电）度电上网补贴+分档本地发展补贴的三段式可再生能源发电上网价格机制。不论在全国的哪个地区发展风电、太阳能发电，其替代煤电、减少煤炭消耗和污染排放的效果都是一样的，因此应享受同样的度电补贴，即制定全国统一的风电（太阳能发电）度电上网补贴标准。具体数值可参考2011年实际执行的风电、太阳能发电全国平均度电上网补贴值详细测算，按小幅下调的原则来确定，并可根据发展情况适时调整。制定本地发展补贴，变电网消纳环节的暗补为发电上网环节的明补。通过本地发展补贴，激励各省（市、自治区）级电网均衡发展风电，将本省（市、自治区）级电网中风电、太阳能发电装机容量占全网发电总装机容量的比例提高到10%-20%之间。具体可根据风电、太阳能发电装机容量占本省（市、自治区）级电网发电总装机容量的比例，分10%、15%、20%三档分别确定本地发展补贴标准，占比越低，补贴越高。如10%以下、10%-%15%、15%-20%三档对应的补贴分别可为0.10元/度、0.05元/度和0.02/度，20%以上无补贴，具体数值需详细测算并根据发展情况适时调整。

根据以上公式，假设全国统一的风电、太阳能发电度电上网补贴标准分别按0.18元和0.60元计，则江苏省风电、太阳能发电的上网电价分别约0.75元/度（火电标杆电价0.47元/度+全国统一的风电度电上网补贴0.18元/度+本地发展补贴0.10元/度）和1.17元/度（火电标杆电价0.47元/度+全国统一的太阳能发电度电上网补贴0.60元/度+本地发展补贴0.10元/度）。虽然每度风电和太阳能发电的补贴较目前的水平分别提高了约0.14元和0.17元，但较0.33元/度的差值分别低0.19元/度和0.16元/度，相当于国家为每度风电和太阳能发电支付的实际补贴减少了0.19元和0.16元。这一价格水平对投资者来说也是有吸引力的，能够起到大幅度增加江苏以及浙江、福建、广东等东部沿海地区风电和太阳能发电装机容量的作用。这一定价模式对于华中和西南地区也比较适合。以贵州为例，目前的风电资源量约为400万千万，由于开发条件相对较差，在目前0.61元/度的风电标杆上网电价下，投资者的风险较大，制约了风电发展进程。如按照新模式，则风电上网价格约为0.66元/度（火电标杆电价0.38元/度+全国统一的风电度电上网补贴0.18元/度+本地发展补贴0.10元/度），能够起到刺激风电发展的作用。对于西北、东北和内蒙古地区，新定价模式下，风电太阳能发电上网电价水平略有下降，有利于抑制过热，实现有序发展。

改进新能源规划的协调、管理工作

我国风电并网难、弃风量大带给我们的一个重要教训就是新能源发展规划必须与电力规划相协调，不能单兵突进。应加强新能源规划与发展的协调工作，实现新能源规划与电力规划相协调、新能源发电规划与电网消纳规划相协调、各省（市、自治区）规划和全国规划相协调。要进一步提高新能源规划研究的深度和广度，加强经济性研究。规划研究不仅包括发展规划，还应包括补贴规划和电价规划，如补贴总量、年度补贴量、未来电价水平等;规划目标不仅要包括发电装机规模（千瓦）目标，还要包括发电量（千瓦时）目标;规划不仅要加强发电成本分析，还要研究分析用户侧成本。

用电价杠杆调控新能源发展规模和速度

通过动态调整风电、太阳能发电上网电价调控新能源发展规模和速度。根据新能源发展规划确定的发展目标和补贴总量目标，对照风电、太阳能年度发展情况，适时调整全国统一的风电、太阳能发电度电上网补贴标准和本地发展补贴标准。如全国发展速度过快，可适当调低全国统一的风电、太阳能发电度电上网补贴标准;反之，则调高。如各省区发展不平衡，则相应调整本地发展补贴标准，拉大差距，实现均衡发展。通过电价调节，发出明确的价格信号，可以引导风电、太阳能发电产业链的上下游企业明确收益预期，科学制定企业发展战略和规划，将力量和精力更多地投入到技术研发和科技进步上。同时，也有利于抑制地方争规模、跑批文的冲动。

做正确的事，正确地做事，积极发展风电、太阳能发电已成社会各界共识，但只有不断创新、变革，我国的风电、太阳能发电产业才能实现又好又快地发展。希望全行业结合研究风电、太阳能发电的特性，反思和研讨现行的做法和政策，突破传统电源发展模式形成的思维惯性和羁绊，明确风电、太阳能发电发展战略目标，创新开发模式，改革电价补贴机制，完善规划管理，以实现我国风电、太阳能发电在装机大规模增加基础上的高质量增长，建成二十一世纪的世界清洁能源强国，为中华民族的伟大复兴提供坚强的能源保障！