新能源發(fā)電即將步入平價上網(wǎng)時代，近中期仍將快速發(fā)展，在全網(wǎng)總裝機(jī)中的占比將繼續(xù)提高，其發(fā)展應(yīng)放到整個能源電力行業(yè)發(fā)展的框架內(nèi)進(jìn)行統(tǒng)籌考慮。結(jié)合中國新能源發(fā)電成本和接入電力系統(tǒng)引起的利用成本趨勢研判，分析未來平價上網(wǎng)和平價利用情況，研究“十四五”中國新能源發(fā)展總體情況以及需要關(guān)注的4 個關(guān)鍵問題，提出實現(xiàn)高比例新能源與電力系統(tǒng)協(xié)調(diào)發(fā)展的政策建議。
本文來源：微信公眾號“CAA發(fā)電自動化”
0 引言
新能源的快速發(fā)展對推動中國能源變革、踐行應(yīng)對氣候變化承諾發(fā)揮了重要作用。截至2019 年9 月底，中國光伏發(fā)電累計裝機(jī)1.9 億kW，風(fēng)電累計裝機(jī)1.98 億kW，新能源裝機(jī)占比已超過20%，在電力系統(tǒng)中的地位悄然變化，正在向電能增量主力供應(yīng)者過渡。著眼未來，從履行國際義務(wù)看，中國政府承諾到2030 年非化石能源占終端能源消費比重達(dá)20%；從自身競爭力來看，風(fēng)光發(fā)電成本仍將持續(xù)下降，即將步入平價上網(wǎng)時代。因此，“十四五”期間新能源仍將繼續(xù)快速發(fā)展， 裝機(jī)和發(fā)電量占比仍將持續(xù)提高，新能源發(fā)展應(yīng)放到整個能源電力行業(yè)發(fā)展的框架內(nèi)進(jìn)行統(tǒng)籌考慮。本文分析中國新能源發(fā)電經(jīng)濟(jì)性變化歷程及趨勢，對“十四五”新能源發(fā)展情況進(jìn)行研判，對新能源科學(xué)發(fā)展需要關(guān)注的關(guān)鍵問題進(jìn)行研究，并提出有關(guān)政策建議。
1 新能源發(fā)電經(jīng)濟(jì)性分析
1.1 近年來新能源成本變化情況
1.1.1 全球新能源成本變化情況
近10 年來，主要受關(guān)鍵設(shè)備價格下降影響，全球新能源發(fā)電成本持續(xù)下降，陸上風(fēng)電成本最低，光伏發(fā)電下降最快，如圖1 所示。
2018 年下半年，全球陸上風(fēng)電平均度電成本（levelized costof energy，LCOE）約為0.052 美元/（kW·h）（折合人民幣0.340 元/（kW·h）），比2010 年下降44 % ；海上風(fēng)電平均度電成本0 . 115 美元/（kW·h）（折合人民幣0.759 元/（kW·h）），比2010 年下降32%；全球光伏發(fā)電平均度電成本為0 . 06 美元/（ k W · h） （ 折合人民幣0 . 396元/（kW·h）），比2010 年下降80%。
引入競爭機(jī)制有效促進(jìn)了新能源發(fā)電價格的下降。目前全球至少已有100 個國家采用競價方式確定上網(wǎng)電價，2018 年光伏發(fā)電和風(fēng)電競價項目裝機(jī)容量分別為3 200 萬kW 和1 500 萬kW。2019 年6 月，全球光伏發(fā)電項目中標(biāo)電價創(chuàng)歷史新低，巴西202 MW Milagres 項目電價為1.6975 美分/（kW·h），折合人民幣0.12 元/（kW·h）。
1.1.2 中國新能源成本變化情況
隨著光伏發(fā)電的技術(shù)進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)升級，以及市場更趨成熟，中國光伏發(fā)電成本持續(xù)下降，如圖2 所示。
2018 年中國光伏組件平均為1.8 元/W，光伏電站造價約為4.2 元/W，相較10 年前下降了90%。相較集中式光伏電站，雖然分布式光伏發(fā)電組件和逆變器的單位容量成本更高，但是由于前期立項、土地費用等非技術(shù)成本較低，總體造價反而略低于集中式光伏電站。
隨著中國風(fēng)電全產(chǎn)業(yè)鏈逐步實現(xiàn)國產(chǎn)化，風(fēng)電機(jī)組設(shè)計和制造技術(shù)的不斷改進(jìn)，發(fā)電效率持續(xù)提升，風(fēng)電場造價和度電成本總體呈現(xiàn)逐年下降趨勢，如圖3 所示。
近年來中國東中部地區(qū)新增風(fēng)電規(guī)模占比上升，抬高了土地和建設(shè)成本，但得益于風(fēng)電機(jī)組價格的繼續(xù)下降，2018 年陸上風(fēng)電造價約為7500 元/kW，同比下降6%，度電成本為0.38 元/（kW·h），略高于全球平均度電成本。相較大型風(fēng)電場，分散式風(fēng)電單機(jī)容量相對小、機(jī)組單位容量價格高，前期和配套費用沒有明顯下降，使得分散式風(fēng)電單位容量造價要比大型風(fēng)電場高10% 以上。近年來，海上風(fēng)電機(jī)組設(shè)計、運輸和安裝的創(chuàng)新以及集群規(guī)模化的建設(shè)，推動海上風(fēng)電造價快速下降。與陸上風(fēng)電相比，海上風(fēng)電具有平均風(fēng)速大、利用小時數(shù)高、市場消納空間大、適合大規(guī)模開發(fā)等優(yōu)點。目前中國在建海上風(fēng)電項目單位容量造價14000~19000 元/kW，約為陸上風(fēng)電的2 倍。
近期國內(nèi)第一個海上風(fēng)電競價項目（奉賢海上風(fēng)電項目）有關(guān)數(shù)據(jù)顯示，單位容量投資15700~17000 元/kW， 申報電價0.65~0.76 元/（ kW·h） ， 明顯低于國家給定的指導(dǎo)價0.8 元/（kW·h）。非技術(shù)成本已成為影響光伏發(fā)電和陸上風(fēng)電度電成本的重要因素，光伏發(fā)電、陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電初投資中非技術(shù)成本占比分別為18%、9% 和2%。新能源發(fā)電成本包括風(fēng)電機(jī)組/光伏組件、電力線路、涉網(wǎng)裝置、設(shè)備運維等技術(shù)成本，以及前期立項、土地使用費、融資成本、補(bǔ)貼拖欠、棄風(fēng)棄光等非技術(shù)成本。立項成本為0.2~0.9 元/W，補(bǔ)貼拖欠通常在3 年以上，民企長期貸款利率通常在10%~12%，2018 年全國新能源平均棄電比例約為5%。
1.2 中國新能源成本未來趨勢
2019 年初以來，作者對多家行業(yè)協(xié)會、研究機(jī)構(gòu)、權(quán)威人士和項目業(yè)主開展訪談?wù){(diào)研，結(jié)果表明，未來一段時期光伏發(fā)電和海上風(fēng)電的建設(shè)成本仍有一定下降空間， 陸上風(fēng)電下降空間不大，預(yù)計2020 年中國光伏電站、陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電的單位容量造價分別為3800、6900 和14000 元/kW，2025 年有望降到2500、6000 和12000 元/ kW，不同地區(qū)光伏發(fā)電和陸上風(fēng)電造價分別如表1 和表2 所示。
（ 1 ） 分布式光伏發(fā)電度電成本。根據(jù)2018 年各省分布式光伏項目平均利用小時數(shù)，按照自用電量占比80%、結(jié)算價格為銷售目錄電價85 折進(jìn)行測算，2020 年分布式光伏度電成本基本在0.38~0.60 元/（kW·h）之間，大部分省份（區(qū)域）可實現(xiàn)用戶側(cè)平價上網(wǎng)（除重慶、山西、貴州等少數(shù)省份外），如圖4 所示。
圖4 中，終端等效電價為分布式光伏的平均收益，綠柱表示平價地區(qū)。
（2）光伏電站度電成本。在考慮目前燃煤脫硫標(biāo)桿電價水平不變、未來部分省份（區(qū)域）棄光好轉(zhuǎn)、光伏發(fā)電利用小時數(shù)有所提高等邊界條件下，對2025 年各?。▍^(qū)域）光伏電站度電成本進(jìn)行測算，基本在0.23~0.40 元/（kW·h）之間，絕大部分省份（ 區(qū)域） 可實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)（除重慶和貴州之外），如圖5所示。
（3）陸上風(fēng)電度電成本。在考慮目前燃煤脫硫標(biāo)桿電價水平不變、未來部分省份（區(qū)域）棄風(fēng)好轉(zhuǎn)、風(fēng)電利用小時數(shù)有所提高等邊界條件下，對2025 年各省陸上風(fēng)電度電成本進(jìn)行測算，基本在0.24~0.40 元/（kW·h）之間，大部分省份（區(qū)域）陸上風(fēng)電可實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)（除重慶、天津、山西等省份（區(qū)域）之外），如圖6所示。另外，根據(jù)測算，2025 年江蘇、廣東的海上風(fēng)電接近平價上網(wǎng)。
1.3 平價上網(wǎng)不代表平價利用
新能源發(fā)電總體上即將進(jìn)入平價上網(wǎng)時代，自身度電成本低于燃煤標(biāo)桿電價，但從終端用戶來說，平價上網(wǎng)的新能源傳導(dǎo)至用戶需額外增加其他利用成本，平價上網(wǎng)不等于平價利用。換言之，平價利用不但包含自身發(fā)電成本，還需要考量帶來的利用成本，包括接入送出產(chǎn)生的輸配電成本，以及為保障系統(tǒng)安全增加的系統(tǒng)成本（又包括平衡成本和容量成本）。
根據(jù)IEA 研究，隨著風(fēng)電等波動性電源在電力系統(tǒng)中所占比例的提高，尤其是超過一定比例以后，額外增加的利用成本將呈現(xiàn)明顯上升。裝機(jī)容量占比在5%~30% 之間，平均輸配電成本為15美元/（MW·h），折合人民幣0.1 元/（kW·h）；裝機(jī)容量占比在10%~20% 之間，平衡成本和容量充裕性成本分別為1~7 美元/（MW·h）和4~5 美元/（MW·h），折合人民幣0.036~0.085元/（kW·h）。
根據(jù)IEA 研究提出的系統(tǒng)成本， 取折中值0.061元/（kW·h）、東部省份不考慮輸電成本進(jìn)行分析，比對各省光伏發(fā)電、陸上風(fēng)電度電成本與燃煤標(biāo)桿電價之差，2025 年，廣東、福建、遼寧等少數(shù)省份可以實現(xiàn)平價利用，如圖7 所示。但是，考慮到中國為大陸季風(fēng)性氣候、風(fēng)電保證出力相比歐美要低、新能源發(fā)電預(yù)測精度尚有差距、煤電比重高等因素，中國新能源并網(wǎng)帶來的系統(tǒng)成本要比歐美更高，達(dá)到平價利用的省份實際上還要少一些。
2 “十四五”新能源發(fā)展研判
“十四五”期間風(fēng)電和光伏將進(jìn)入平價上網(wǎng)時代，不再依賴補(bǔ)貼支持，中國新能源發(fā)電裝機(jī)規(guī)模將繼續(xù)快速擴(kuò)大，基于電力系統(tǒng)整體的安全性和經(jīng)濟(jì)性考量，新能源發(fā)展應(yīng)遵循如下原則：
（1）以保障系統(tǒng)安全為前提。深化高比例新能源接入對電力系統(tǒng)運行影響的機(jī)理認(rèn)識，通過技術(shù)和管理手段，多措并舉，保障電力系統(tǒng)安全。（2）將就地、就近利用作為重點。優(yōu)先在用電負(fù)荷附近開發(fā)新能源，減少遠(yuǎn)距離輸送消納。（3）充分發(fā)揮市場配置資源的作用。統(tǒng)籌中長期和現(xiàn)貨市場、省間和省內(nèi)市場，通過市場手段促進(jìn)新能源發(fā)展與消納。（4）友好接入，與其他電源相協(xié)調(diào)。提升新能源并網(wǎng)友好性，統(tǒng)籌規(guī)劃抽蓄、火電機(jī)組靈活性改造、需求側(cè)響應(yīng)、電化學(xué)儲能等靈活性資源，確保電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力與系統(tǒng)備用充足。（5）持續(xù)健全年度預(yù)警機(jī)制。加強(qiáng)新能源項目新增規(guī)模管理，深化年度投資預(yù)警和監(jiān)管制度。（6）多能互補(bǔ)、多網(wǎng)協(xié)同。電源側(cè)發(fā)揮風(fēng)光水的出力互補(bǔ)作用，負(fù)荷側(cè)高效運用電熱冷氣的協(xié)同特性。綜合分析國家能源轉(zhuǎn)型要求、清潔能源消納目標(biāo)以及新能源成本快速下降等因素，預(yù)計“十四五”期間，全國年度新增光伏裝機(jī)容量有望超過4000 萬k W， 年度新增風(fēng)電裝機(jī)有望達(dá)到2500 萬kW，到2025 年，全國新能源總裝機(jī)規(guī)模在7.5 億~8.0 億kW，占全國電源總裝機(jī)的26%~28%，發(fā)電量占比約為12%。2025 年全國電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)如圖8 所示。
根據(jù)“十四五”期間不同地區(qū)風(fēng)電、光伏的度電成本，以及考慮到2020 年之后西北部地區(qū)電力消納得到較大緩解，初步判斷：（1）東中部地區(qū)集中式新能源的裝機(jī)規(guī)模將持續(xù)增大，主要是東南部地區(qū)陸上風(fēng)電和東部海上風(fēng)電。（2）光伏發(fā)電項目仍會延續(xù)集中式和分布式光伏相結(jié)合的開發(fā)方式，隨著領(lǐng)跑者基地、部分外送通道配套電源、部分存量電站和平價示范項目的陸續(xù)投產(chǎn)，集中式光伏電站有可能出現(xiàn)新一輪發(fā)展熱潮。（3）陸上風(fēng)電向“三北”地區(qū)和東南部地區(qū)發(fā)展，分散式風(fēng)電實現(xiàn)較快增長。“三北”地區(qū)消納條件的進(jìn)一步改善將吸引陸上風(fēng)電開發(fā)建設(shè)，制約分散式風(fēng)電發(fā)展的裝備技術(shù)、成本和管理機(jī)制等問題有望逐步解決，推動分散式風(fēng)電發(fā)展。（4）海上風(fēng)電發(fā)展將進(jìn)一步提速，主要在東南沿海地區(qū)。根據(jù)江蘇、廣東、浙江、福建、上海等國家或地方政府已批復(fù)的海上風(fēng)電發(fā)展規(guī)劃進(jìn)行測算，預(yù)計到2025 年中國海上風(fēng)電累計裝機(jī)容量將達(dá)到3 000 萬kW 左右，80% 的裝機(jī)集中在江蘇、廣東、福建等省份，江蘇、廣東有望建成千萬千瓦級海上風(fēng)電基地。
3 新能源科學(xué)發(fā)展需要關(guān)注的問題及建議
“十四五”期間新能源仍將保持快速發(fā)展，無論是集中式開發(fā)還是分布式開發(fā)，對電力系統(tǒng)安全運行的挑戰(zhàn)應(yīng)受到更廣泛的關(guān)注，并要解決好新能源發(fā)電項目規(guī)模管控和新能源電力消納保障機(jī)制落實兩方面問題。
3.1 高比例新能源并網(wǎng)帶來的電力系統(tǒng)安全問題
隨著新能源的快速發(fā)展， 大量替代常規(guī)機(jī)組，導(dǎo)致系統(tǒng)抗擾動能力降低，電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力不足，給電網(wǎng)安全運行帶來挑戰(zhàn)。同時也需要重點關(guān)注的是，隨著電力電子設(shè)備大量接入電網(wǎng)，電力系統(tǒng)電力電子化特征日益顯著，易大規(guī)模脫網(wǎng)引發(fā)連鎖故障，且?guī)硇碌南到y(tǒng)穩(wěn)定問題，給電網(wǎng)運行機(jī)理帶來深刻變化。近年來國內(nèi)外發(fā)生的一些電網(wǎng)事故與此相關(guān)。
3.1.1 系統(tǒng)異常響應(yīng)能力低，易大規(guī)模脫網(wǎng)
新能源發(fā)電包含大量電力電子設(shè)備， 其頻率、電壓耐受標(biāo)準(zhǔn)偏低。當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生事故， 頻率、電壓發(fā)生較大變化時，譬如大型機(jī)組故障、大容量線路跳閘、直流換相失敗或閉鎖等，新能源機(jī)組容易大規(guī)模脫網(wǎng)，引發(fā)連鎖故障。該問題隨著新能源規(guī)模的快速增長而日益突出。
2011 年，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域內(nèi)發(fā)生8 起風(fēng)電大規(guī)模脫網(wǎng)事故，脫網(wǎng)風(fēng)機(jī)5447 臺次。最大損失風(fēng)電出力153.5 萬kW，造成電網(wǎng)頻率降至49.76 Hz，嚴(yán)重影響電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。事故起因是電纜頭故障導(dǎo)致系統(tǒng)電壓跌落，但是由于風(fēng)電缺乏低/高電壓穿越能力，在系統(tǒng)電壓變化時大規(guī)模脫網(wǎng)，引發(fā)連鎖問題。
2016 年9 月28 日，澳大利亞南澳州全州大停電，是自1998 年以來斷網(wǎng)時間最長、影響面積最大的一次。該起事故的主要原因是新能源異常響應(yīng)能力弱，系統(tǒng)電壓異常導(dǎo)致大規(guī)模脫網(wǎng)，引發(fā)洲際聯(lián)絡(luò)線路跳閘。2019 年8 月9 日，英格蘭和威爾士發(fā)生停電事故，是10 多年來影響最大的停電事故。該起事故的主要原因是新能源在系統(tǒng)發(fā)生擾動時大規(guī)模脫網(wǎng)，使得含高比例新能源的電網(wǎng)出現(xiàn)嚴(yán)重功率缺額。針對該問題，提出如下建議：（1）盡快完善新能源并網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)， 提高新能源機(jī)組涉網(wǎng)性能要求，挖掘新能源場站自身動態(tài)有功、無功調(diào)節(jié)能力，要求新能源參與系統(tǒng)調(diào)頻、調(diào)壓，防范新能源大規(guī)模脫網(wǎng)引發(fā)連鎖故障。（2）在新能源高比例接入與極端天氣頻發(fā)的背景下，氣象條件對電網(wǎng)安全運行的影響越來越大，電網(wǎng)企業(yè)需要加強(qiáng)災(zāi)害氣象預(yù)警水平，結(jié)合電網(wǎng)運行特性，強(qiáng)化風(fēng)險分析與預(yù)防。
3.1.2 帶來新的穩(wěn)定問題
電力電子裝置的快速響應(yīng)特性，在傳統(tǒng)同步電網(wǎng)以工頻為基礎(chǔ)的穩(wěn)定問題之外，出現(xiàn)了寬頻帶（5~300 Hz）振蕩的新穩(wěn)定問題。新能源機(jī)組產(chǎn)生的次同步諧波易引發(fā)次同步振蕩，危及火電機(jī)組及主網(wǎng)安全。目前已在新疆、甘肅、寧夏、河北等風(fēng)電富集地區(qū)發(fā)生多次風(fēng)電機(jī)組引發(fā)的次同步振蕩現(xiàn)象。2015 年7 月1 日，新疆哈密地區(qū)風(fēng)電機(jī)組產(chǎn)生次同步諧波，經(jīng)5 級變壓，傳遞到300 km 外的火電機(jī)群，引發(fā)花園電廠3 臺66 萬kW 機(jī)組扭振保護(hù)動作，機(jī)組相繼跳閘，電廠全停。針對該問題，提出如下建議：各方高度重視新能源次同步振蕩等新型穩(wěn)定問題，加強(qiáng)新能源次同步諧波管理，深化機(jī)理研究，出臺相關(guān)規(guī)定。
3.2 新能源電力消納保障機(jī)制的政策落實問題
實施可再生能源電力消納保障機(jī)制，能夠激發(fā)市場主體購買可再生能源的積極性，也有助于打破省間壁壘，促進(jìn)可再生能源消納。在3 次公開征求意見的基礎(chǔ)上，2019 年5 月15 日，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機(jī)制的通知》（ 簡稱“ 通知” ） ， 提出建立可再生能源電力消納保障機(jī)制，2019 年模擬運行，2020 年全面進(jìn)行監(jiān)測評價和正式考核。本文對政策實施可能面臨的問題進(jìn)行了研究。
3.2.1 應(yīng)合理設(shè)定各省消納責(zé)任權(quán)重
國家能源主管部門對各省消納責(zé)任權(quán)重設(shè)定是否合理，會直接影響對各省消納責(zé)任權(quán)重完成的考核?？缡^(qū)輸電通道可再生能源輸送占比確定、可再生能源年度新增裝機(jī)及發(fā)電量預(yù)測、全社會用電量預(yù)測等是制定各省消納責(zé)任權(quán)重的重要邊界條件，也是決定各省能否完成權(quán)重的重要因素。尤其是特高壓通道新能源電量占比、水電利用小時數(shù)等關(guān)鍵指標(biāo)。針對該問題，建議對于省間交易可再生能源占比等影響各省消納責(zé)任完成的重要指標(biāo)，根據(jù)模擬運行情況，在每年消納責(zé)任權(quán)重下達(dá)前，各方充分溝通，力求各省的責(zé)任權(quán)重相對合理。
3.2.2 跨省區(qū)電力市場易受干預(yù)
地方政府對電力市場干預(yù)的意愿可能增大，增加電力交易組織和執(zhí)行的復(fù)雜度。各省級政府承擔(dān)本區(qū)域消納責(zé)任權(quán)重的落實責(zé)任，可能對可再生能源省內(nèi)和省間電力交易優(yōu)先級、電力交易中可再生能源占比、超額消納量省間和省內(nèi)交易優(yōu)先級等提出要求，增加電力交易組織和執(zhí)行的復(fù)雜度。如送端省可能會優(yōu)先保證可再生能源發(fā)電用于完成本地消納責(zé)任權(quán)重，限制可再生能源外送規(guī)模；受端省可能會對受入電量中可再生能源占比提出更高要求。針對該問題，建議在省政府組織下，由電網(wǎng)企業(yè)超前測算各省預(yù)期完成責(zé)任權(quán)重情況，做好省間統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，制定消納保障機(jī)制實施方案。
3.2.3 部分地區(qū)可能超規(guī)模發(fā)展新能源
消納責(zé)任權(quán)重主要反映新能源利用水平，而非棄電控制水平。地方政府可能會鼓勵新能源超規(guī)模發(fā)展，出現(xiàn)“多發(fā)多棄”情況，加大新能源棄電壓力。消納保障機(jī)制實施后，部分省份迫于完成消納責(zé)任權(quán)重的壓力，可能會通過新增新能源裝機(jī)達(dá)到消納責(zé)任權(quán)重，在消納條件不落實情況下，將增加新能源棄電調(diào)控壓力。針對該問題，建議國家繼續(xù)執(zhí)行風(fēng)光投資監(jiān)測預(yù)警、新能源年度規(guī)模管理等機(jī)制，統(tǒng)籌平價上網(wǎng)、競爭性配置、扶貧等各類新能源項目規(guī)模，在落實電力送出和消納、棄風(fēng)棄光持續(xù)改善的前提下有序并網(wǎng)，確保完成新能源棄電總體不超過5% 的控制目標(biāo)。
3.2.4 政策落實對解決補(bǔ)貼缺口的作用
可再生能源電量保障機(jī)制帶有一定的指令性，實施后，消納責(zé)任主體在電力市場上購買可再生能源的積極性將提高，有助于解決補(bǔ)貼資金缺口。新能源的快速發(fā)展使得補(bǔ)貼資金缺口逐年增大。根據(jù)相關(guān)數(shù)據(jù)，納入前7 批補(bǔ)貼目錄的新能源項目年度補(bǔ)貼需求超過1500億元以上，且還有更大裝機(jī)規(guī)模的項目尚未納入補(bǔ)貼目錄，而2019 年可再生能源附加征收金額預(yù)計僅有830億元左右。到2018年底， 補(bǔ)貼資金缺口已超過1400 億元。《通知》明確消納量核算除了實際消納的可再生能源電量之外，還可以購買其他市場主體的超額消納量和自愿認(rèn)購綠證對應(yīng)的可再生能源電量。針對該問題，建議注重發(fā)揮消納責(zé)任權(quán)重和綠證在解決補(bǔ)貼資金缺口方面的作用，進(jìn)一步優(yōu)化可再生能源補(bǔ)貼發(fā)放機(jī)制。
3.3 新能源平價上網(wǎng)帶來的規(guī)模調(diào)控問題
3.3.1 項目管理問題
預(yù)計2025 年中國新能源總裝機(jī)規(guī)模超過7.5 億kW，難以再通過補(bǔ)貼資金總量調(diào)控年度發(fā)展規(guī)模。如果規(guī)劃約束性不強(qiáng)、年度調(diào)控總規(guī)模不到位，很有可能再現(xiàn)“十二五”期間的嚴(yán)重棄風(fēng)棄光問題，不利于新能源可持續(xù)健康發(fā)展。在新能源規(guī)?；l(fā)展初期（2011—2015 年），由于對新能源總量規(guī)模缺少有效管理，致使部分地區(qū)新能源新增規(guī)模遠(yuǎn)超預(yù)期，比如在新疆、甘肅、內(nèi)蒙古等地區(qū)，新能源每年新增規(guī)模居高不下，導(dǎo)致新能源利用小時數(shù)持續(xù)降低。自2016 年起，政府開始調(diào)整完善新能源項目管理政策，建立風(fēng)電、光伏投資監(jiān)測預(yù)警機(jī)制，出臺“5·18”“5·31”風(fēng)電、光伏發(fā)電項目開發(fā)管理新政，要求享受補(bǔ)貼的風(fēng)電、光伏發(fā)電項目均納入規(guī)模管理，通過競爭方式配置項目，取得了一定效果。針對該問題，提出如下建議：（1）借鑒以往經(jīng)驗教訓(xùn)，堅持政府宏觀調(diào)控與市場配置資源相結(jié)合的原則， 進(jìn)一步加強(qiáng)新能源項目的規(guī)模管理， 出臺無補(bǔ)貼新能源項目納入規(guī)劃管理的辦法，深化年度投資預(yù)警和監(jiān)管制度。（2）以電力系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)接納能力為依據(jù)，綜合考慮電源、電網(wǎng)、負(fù)荷、市場建設(shè)等因素，合理確定新能源開發(fā)規(guī)模、布局及時序，并及時滾動修正。
3.3.2 新能源利用率問題
將棄風(fēng)棄光控制在合理指標(biāo)內(nèi)有利于提高電力系統(tǒng)運行的整體經(jīng)濟(jì)性， 如果追求100% 消納，將顯著抬高系統(tǒng)成本，限制電力系統(tǒng)可承載的新能源規(guī)模，反而會制約新能源發(fā)展。新能源發(fā)展規(guī)模比較大的國家均存在不同程度的主動或被動棄風(fēng)/棄光現(xiàn)象。針對該問題，建議研究確定合理的新能源利用率評估方法以及棄電率統(tǒng)計原則，一是基于全社會電力供應(yīng)總成本最低為原則，確定不同省份或區(qū)域電網(wǎng)在不同水平年的合理新能源利用率；二是新能源主動參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)應(yīng)視為合理“ 棄電”，不應(yīng)計入棄電統(tǒng)計。
3.4 高滲透率分布式電源帶來的運行管理問題
分布式電源具有數(shù)量多、規(guī)模小、分布廣等特點，高滲透率接入給電網(wǎng)安全運行管理帶來一定困擾，需要及時解決早期制定的標(biāo)準(zhǔn)偏低導(dǎo)致容易脫網(wǎng)、可觀可測比例低導(dǎo)致調(diào)峰難度加大、影響配電網(wǎng)供電可靠性和電能質(zhì)量等問題。
3.4.1 標(biāo)準(zhǔn)偏低導(dǎo)致系統(tǒng)擾動時易脫網(wǎng)
隨著分布式電源快速發(fā)展，早期制定的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)要求相對偏低，難以適應(yīng)局部地區(qū)高比例接入形勢，而且一些項目也未嚴(yán)格執(zhí)行相關(guān)要求。2019 年7 月，華東能源監(jiān)管部門印發(fā)通知，指出當(dāng)前華東網(wǎng)內(nèi)有近1200 萬kW 分布式光伏執(zhí)行的涉網(wǎng)頻率技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)偏低，在華東電網(wǎng)發(fā)生因大容量直流閉鎖造成的主網(wǎng)頻率大幅度波動情況下，有可能引發(fā)分布式光伏大規(guī)模脫網(wǎng)，進(jìn)一步加劇電網(wǎng)運行風(fēng)險，因此，要求集中開展分布式光伏涉網(wǎng)頻率專項核查整改工作，提高低電壓接入的分布式光伏涉網(wǎng)頻率要求。2018 年以來，歐盟、德國等分布式電源發(fā)展規(guī)模較大的地區(qū)或國家也對原有分布式電源并網(wǎng)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行了修訂，強(qiáng)化了低/高電壓穿越、頻率異常響應(yīng)等方面要求，如表3 所示。針對該問題，建議適時修訂分布式電源并網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)，提高分布式電源的系統(tǒng)異常響應(yīng)、無功支撐等要求，并按照標(biāo)準(zhǔn)要求，嚴(yán)格設(shè)備入網(wǎng)檢測及現(xiàn)場驗收，加強(qiáng)核查整改，適應(yīng)高滲透率分布式電源接入形勢。
3.4.2 可觀可測比例低，加大調(diào)峰難度
分布式新能源出力存在不確定性，低電壓分布式電源信息接入率低，大規(guī)模發(fā)展后影響負(fù)荷曲線預(yù)測精度，要求電網(wǎng)預(yù)留更多備用容量，加大電網(wǎng)運行方式安排難度。同時大規(guī)模分布式新能源和集中式新能源電站疊加，導(dǎo)致局部地區(qū)白天負(fù)荷低谷時段調(diào)峰難度加大。針對該問題， 建議在滿足信息安全的基礎(chǔ)上，加強(qiáng)中低壓分布式電源信息監(jiān)測，規(guī)范信息接入路徑及方式，提高分布式電源信息接入率，實現(xiàn)分布式電源可觀可測、部分可控，推廣應(yīng)用分布式電源“群控群調(diào)”。
3.4.3 影響供電可靠性和電能質(zhì)量
大量分布式電源接入配電網(wǎng)，導(dǎo)致下網(wǎng)潮流變輕，甚至倒送，使系統(tǒng)電壓升高，甚至越限，線路變壓器可能出現(xiàn)反向過載，節(jié)假日期間尤為突出，影響供電可靠性和電能質(zhì)量，也可能導(dǎo)致分布式電源在過電壓時脫網(wǎng)。針對該問題， 建議根據(jù)已發(fā)布的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)DL/T 2041—2019《分布式電源接入電網(wǎng)承載力評估導(dǎo)則》，開展各地分布式電源承載力計算，建立以承載力為依據(jù)的分布式電源規(guī)模布局管控機(jī)制，引導(dǎo)分布式電源均衡有序發(fā)展。
4 結(jié)語
分析表明，“十四五”初期光伏發(fā)電和陸上風(fēng)電將實現(xiàn)平價上網(wǎng)，但平價上網(wǎng)不等于平價利用， 應(yīng)關(guān)注新能源引起的輸配電成本和系統(tǒng)成本。經(jīng)測算，考慮系統(tǒng)成本之后部分省份可以實現(xiàn)平價利用。近中期中國新能源仍將保持快速發(fā)展，2025 年年底裝機(jī)容量為7.5 億~8.0 億kW，隨著新能源發(fā)電對電力系統(tǒng)的影響日益增大，需要重點關(guān)注高比例新能源并網(wǎng)帶來的電力系統(tǒng)安全、新能源電力消納保障機(jī)制的政策落實、新能源平價上網(wǎng)帶來的規(guī)模管控、高滲透率分布式電源帶來的運行管理等問題，應(yīng)從機(jī)理研究、標(biāo)準(zhǔn)強(qiáng)化、政策落實、規(guī)模管控、管理優(yōu)化等各個方面著手，推動高比例新能源融入電力系統(tǒng)，并實現(xiàn)安全可靠經(jīng)濟(jì)發(fā)展。參考文獻(xiàn)：（略）
