政策技术双管齐下破解“上网难”

    目前，电网企业上下都对2015年和2020年分别接纳8000万kW和1.5亿kW的风电达成了共识，剩下的恐怕就是如何落实的问题了。
    俗话说，没有压力就没有动力。在我国风电产业迅猛发展的近几年，“上网难”成了限制产业发展的最大瓶颈。经过这两三年的激烈争论与沟通，从把风电看做“垃圾电”，转变为积极采取应对措施接纳风电，电网企业在非议中前行。根据中国资源利用协会可再生能源专业委员会、绿色和平和全球风能理事会共同发布的《2010年风电产业发展报告》（以下简称“《报告》”）显示，目前，电网企业上下都对2015年和2020年分别接纳8000万kW和1.5亿kW的风电达成了共识，剩下的恐怕就是如何落实的问题了。

行政干预与经济激励并存
    《报告》建议国家对电网企业采取行政干预与经济激励相结合的手段使其积极接纳包括风电在内的可再生能源发电。
    据了解，我国《可再生能源法》中要求电网企业全额收购可再生能源发电电量，且2008年颁布的《我国十一五可再生能源发展规划》中明确要求电网企业全额收购的可再生能源发电量在2015年和2020年需达到1%和3%的比例。但是这些规定至今没有落到实处。而且，电网不接纳可再生能源发电不会得到惩罚，对风电企业造成的损失也不会进行补偿。
    与此同时，虽然《可再生能源法》和国家发改委关于接纳风电的费用分摊实施细则中都规定对电网企业收购风电给予一定的补偿，如不到50?km补助0.01元/kW·h，50~100?km补助0.02元/kW·h和100?km以上补助0.03元/kW·h，而且规定电网为接纳风电而建设增容的部分可以进入成本核算等。但是不难发现，这些收入与电网企业的总体收入相比微乎其微，不足以激励电网企业积极纳入风电。
    为此，《报告》指出，鉴于各地区之间资源的差异，可再生能源发电的成本不同，要对可再生能源发电，实施经济调度和物理调度双重机制，建立可再生能源配额交易制度及调度补偿制度。允许各地可再生能源指标的出售和购买，实行挂牌交易。在完成总体目标的基础之上，实现经济效益最好、成本费用最低。
    同时《报告》建议要求电网企业对可再生能源发电实行接力调度，尽可能多地外送可再生能源，利用异地之间的差价消化输送成本。而对电网企业而言，也应该相互合理分配消纳可再生能源电力的成本。不同电网消纳可再生能源电力的成本实施全网公担制度，对专门用于风电、光电输送的电力设施建设，统一纳入电网建设成本核算，不实行单线结算。并且适当提高可再生能源发电上网电价，并明确电价中的5%~10%为地方财政收入，对于异地购买的可再生能源电力部分的地方分成由两地共有、协商分配。
    除此之外，还应该加强对设备制造商、开发商甚至火电调峰电源企业的政策激励，引导和鼓励企业开展新技术的研发和应用，从而达到尽可能挖掘其技术潜力，间接降低电网企业调峰压力的目的。

加强技术研究实现灵活调度
    事实上，政策落实的欠缺在一定程度上与目前面临的许多并网技术障碍有关。
    据介绍，我国风能资源丰富的各区域电网大规模纳入风电所面临的技术障碍大体一致，主要是风电的反调峰特性恶化了电网的负荷特性，从而加大了电网调峰的难度；而区域电网的调峰能力受到多方面限制，又无法保持与风电一致的增长速度。
    针对风电的反调峰特性，《报告》建议从电力系统经济性角度考虑，在特殊时段根据电力负荷特性进行一定程度的“弃风”。虽然这一做法损失了风电场的一部分能量，但是减少了这部分风电量的边际成本，该成本远远低于电力系统为了保障电网安全而需要增加的昂贵的调峰边际成本。《报告》同时指出，“弃风”需要合理的保障性制度。
    而大多数情况下，电网需要预留风电最大出力的备用容量来平衡风电波动，从而保障电网安全稳定运行的。《报告》建议借鉴欧洲风能功率预测在推进风能大规模发展方面的成功经验，在现有工作的基础之上，将风电功率预测作为未来电力系统建设的重要组成部分，尽早开展有关研究工作，不断提高预测精度，尽可能减少由于风电接入对系统调峰容量的增量要求，从而提高电网运行的经济性和电网接纳风电的能力。
    需要指出，随着风电市场份额的不断扩大，从系统最优的角度出发，已经不能简单地依靠电网侧自身的力量解决风电消纳所面临的困境，而应该充分挖掘制造商、风电场和网内其他配套电源各方的技术潜力。风电功率预测工作也同样需要风电开发商和电网企业等各方的密切配合。开发商应为电网公司开展功率预测工作提供基础性数据，由电网企业成立区域内集中风电预测平台，开展区域风电功率预测，为制定合理的电网调度计划提供技术支撑。
    从长远看来，电网企业还应当在功率预测的基础上，成立专门的可再生能源电力调度机构，专门负责风电、太阳能发电与其他电源之间调度的协调。以适应未来风电、太阳能发电等可再生能源市场的大规模发展。