新能源发电上网难成因分析

4.3.1 技术因素

1）新能源的非稳态自然属性不符合传统电网上网要求

电网负荷本身具有随机性和波动性，电能的不可大量储存性决定了电网需要确保发电和用电功率实时平衡。常规化石能源发电是可调度的，电网调度主要是调度发电机组跟踪变化的负荷需求。正因如此，传统电网结构和运行方式都是为电能集中生产和集中调度、分配而设计的。风能、太阳能等新能源受昼夜、气象条件以及季节等变化影响，具有显著的不连续、不稳定及不可控的非稳态特性。不稳定的风电、光伏发电与电网负荷的波动性叠加增加了电网调度难度。当新能源发电占比较小时，常规电源基本可以实时补偿这些功率波动。但是当大规模新能源入网时，其产生的功率波动幅度较大，很可能超出常规电源的调节能力极限。因此，大规模的新能源入网可能导致功率平衡难以满足，使供电可靠性和电网运行的稳定性降低。作者经对重庆市各供电局调研发现，所有的供电局都将电网安全放在接纳新能源并网时考虑的首要因素。

2）大规模高效储能技术尚未成熟

新能源发电资源与用电负荷区域逆向分布，决定了中国新能源以集中生产、集中调度为主。这一点与国外的分散式生产不同。因此，如何实现新能源发电的大规模上网，从而实现资源的优化配置，将是中国面临的现实问题。为保持电源和负荷需求之间的实时平衡，需要降低新能源发电的不稳定性。而大规模储能技术是解决可再生能源发电非稳态特性的重要途径，是推进太阳能、风能等新能源发电技术普及应用的关键技术。美国、欧洲联盟、日本、韩国等都专门设立经费支持研究与开发储能技术。

电能储存技术主要可分为物理储能和化学储能两大类。如今，实现商业化或达到示范应用水平的物理储能技术主要有抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能、超导储能及超级电容器；化学储能技术主要有铅酸电池、液流电池、钠硫电池、金属空气电池及先进二次电池，如镍氢电池、锂离子电池。可用于大规模储能的主要有液流电池、钠硫电池、锂离子电池、抽水储能和压缩空气储能等（张华民，2012）。大规模储能广泛应用需要满足的条件，除技术满足应用要求外，还必须符合安全性、生命周期性价比、使用寿命和生命周期内的环境负荷等四项关键衡量指标。由于大规模储能技术输出功率和储能容量大，一旦发生安全事故，将会造成巨大危害和损失，因此发展相应储能技术的首要条件是安全可靠性。近年，兆瓦级钠硫储能电池和锂离子电池应用示范出现了重大的安全事故，解决其安全可靠性是当务之急（张华民，2012）。2015年，各国的储能技术都还处于产业应用的初级阶段。除抽水储能外，其他储能技术正处于工程转化和应用示范的关键时期。储能技术真正进入市场还面临进一步降低成本、提高其可靠性和稳定性等诸多问题。

3）微电网并网存在功率控制、能量管理、微网保护等技术难题。

微网主要由电源、电力电子变换器、储能系统及负荷组成。它可以同时提供电能和热量。如图4.5所示，微电网内部的电源主要由以风能、太阳能、燃料电池等新能源为主的分布式发电构成。分布式发电（distributed generation，DG）是指建在用户附近，所生产电力除自用外，多余电力送入当地配电网的发电系统或多联供系统（国家能源局综合司，2011）。各种新能源发电可以起到互补作用，增强发电系统的稳定性。电力电子器件负责DG能量转换，跟踪电源输出最大功率、能量转化与控制。储能系统负责在新能源电源受自然条件影响时稳定并网点的电压、电流及频率。相对于主电网，微电网是电力系统中的一个可控单元，既可以短时间响应主电网的需求，也可以满足本地用户的特定电能质量和供电安全等方面的要求。

图4.5 微网基本结构[1]

注：Po C为微网和大电网的公共耦合点，CI为主接口，M为电动机。

微网具有独立和并网两种运行模式。当上级网络出现故障时，可以切换为独立运行。2014年以后独立稳定的微网运行基本得以实现。例如，中国的新疆、杭州、合肥等地都有试验应用点。但是并外电网运行中仍存在一些待解决的技术问题。

（1）微网的功率控制技术。由于新能源电源受自然条件影响，微网整体负荷波动较大。微网系统一旦接入配电网，会使接入点的功率值发生改变并产生波动。整个配电网的潮流分布会随之改变，且随馈入点功率的变化而改变，因此微网要并电网运行还需要新能源发电功率预测技术及并网点功率控制技术。

（2）微网能量管理系统。微网并网运行后，还需要在自身电力充足时向主电网输送电能，服从电网统一调度，因此需要建立对微网的全面监控调度的能量管理系统，用以实现数据采集与通信、编制运行计划、接收市场报价、监视网络安全等。

（3）微网的保护技术。微网中的电源与负荷点距离较近，电源类型多样；交直流电源通过变流器与微网连接，电压等级较低。这使得微网电流故障类型和传统的闭式输电网络和辐射型配电网的情形差别较大。因此，需要对电源等值模型、微网暂态过程等问题进行详细分析及实验验证，以确定微网中保护装置的整定值。

可见，在储能技术、微网技术等不成熟的背景下，新能源发电不稳定的客观技术属性难以符合主网的并网要求。

4.3.2 上网电价定价

1）现有的新能源上网电价定价使得电网企业利润空间缩小

中国的风电、光伏发电上网电价主要采用成本法同时参考火电的政府指导性定价。一方面，目前电网企业主要利用上网电价和终端销售电价之差来盈利。相比常规能源发电，风电、光电的上网价格偏高且易对电网运行产生负面影响，却按统一的终端价格销售，导致电网企业的新能源业务利润空间缩小。而国家实行的强制上网政策使得部分电网企业经营出现困难。2011—2012年，作者通过对重庆电力公司下属的武隆供电公司、永川供电公司等区域内的34家供电公司进行调研，武隆供电公司有风电并入，永川、大足、江津等地有分布式光伏发电并网。这4家供电局接入新能源主要是出于响应政府政策号召，新能源经营业务盈利状况并不理想。

另外，新能源上网涉及发电预测、储能投资、标准建设等新技术及管理问题，而解决这些问题并没有明确的责任主体、投资主体和运行机制。2010年的《中华人民共和国可再生能源法》提出电网必须全额收购新能源发电。新能源强制上网，使得电网调度难度增加。为适应新能源上网难，要求电网企业对电网进行更新维护升级，积极研究包括微网、智能调度等在内的智能电网技术。这些需要付出高额成本。作为追求自身利益最大的企业，电网企业不愿意参与新能源供电，往往以电网安全为由拒绝新能源并网，使得外部监管难以发挥作用。如果没有一套激励性的定价机制，仅仅靠行政命令、社会舆论压力或社会责任感推动电网积极发展新能源，并不能解决问题。

2）新能源上网定价机制存在缺乏持续激励性

目前大多数新能源发电成本都高于燃煤发电和水力发电。新能源发电成本高是直接导致上网价格偏高的重要原因。导致发电成本居高不下的原因有以下两个方面。一方面，由于技术复杂、规模偏小，新能源基建和单位投资成本普遍高于常规能源。例如，独立光伏发电系统初投资8万～10万元/k W，并网发电系统投资6万～8万元/k W，发电成本1.5～2元/（k W·h） （李钢，2009），远高于火电0.5元/（k W·h）。另一方面，我国风机和太阳能设备制造能力较强，但部分关键技术和设备自主研发程度低，严重依赖国外。我国风机关键部件92%依靠进口；光伏发电所需的硅材料和设备90%依靠进口（景春梅，2012）。当前技术较为先进的兆瓦级风电机组、太阳能光电所需要的多晶硅原料等高技术含量、高附加值的设备和材料也主要依赖进口。

定价机制的不完善，表现在：第一，定价的不连续。2011年8月1日，国家发展和改革委员会公布了《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，规定当年7月1日前核准，并能于12月31日前建成投产的光伏发电项目标杆电价定为1.15元/（k W·h）；而在7月1日后核准，或此前核准但未能在年底建成的项目核定为1元/（k W·h）。为享受1.15元/（k W·h）的上网电价优惠，各地纷纷抢建光伏发电站，从而诱发为获得优惠定价而盲目扩大装机建设的行为。

第二，定价政策不具备激励发电企业降低发电成本的机制。新能源补贴主要是依据火电和新能源上网电价之差。例如，发电企业按1.15元/（k W·h）的价格上网，但每发1k W·h电，发电企业仅拿到当地脱硫火电价格，差额部分由国家进行补贴。而补贴主要来自通过电价附加征收形成的可再生能源基金。2012年，笔者通过对17家新能源发电企业调研了解到基金从筹集到发放涉及诸多部门，补贴发放周期被延长。补贴迟迟不发是导致发电企业资金紧张而出现经营困难问题的原因之一。其中一位发电企业负责人表示：截至到2012年该企业有40亿可再生能源补贴没有收回，有很多区域的电费补贴欠了一年以上，有2亿元。

另外，不同研发水平获得的补贴是一样的，由于研发技术的周期较长，因此发电企业研发降低成本的积极性并不高。而归根到底是由于上网电价定价存在缺乏激励的设计缺陷。电力系统具有复杂的技术经济属性，如果没有有效的激励机制，发电企业往往难以通过自主关键技术研发主动降低发电成本和提高新能源发电质量。笔者经过调研发现，17家发电企业中10份问卷显示本企业降低发电企业的努力力度一般。因此，新能源上网电价定价应具有激励发电企业降低成本的机制设计。

综上，新能源的开发利用，除依赖发电技术、蓄能技术、微网技术等技术进步外，更离不开发电企业、电网企业和用户的积极参与，因此现阶段激励机制设计对新能源发展尤为重要。上网电价定价是影响发电企业和电网企业利益的重要因子，政府定价是解决市场失灵的主要手段之一。为激励发电企业和电网企业积极主动参与发展新能源，对新能源上网电价进行定价机制设计将具有重要意义。因此，新能源上网电价定价激励机制设计应该兼顾发电企业和电网企业的经济利益以及社会的资源环境效益。

[1]资料来源：李鹏，张玲，等．微网技术应用与分析[J].电力系统自动化，2009，20（33）：109-116.