新能源上网难 治本之道在电改

如果道路不通或者不够用，车辆愈多就堵得越厉害。如今，以风电、光伏为代表的新能源电力就如同堵在路上的汽车，受困于电网建设速度和接纳意愿，不少新能源电力难以上网出力。

面对上网瓶颈，一方面，应合理规划，避免太多的新能源装机无序地涌入到有限的电网通道;另一方面，要调动电网的积极性，广开通道加速分流。只不过，这两个方法都是治标不治本，新能源并网难的根源归根结底还是电网的垄断，而要打破垄断，则必须推动电力体制改革。

根据国家电网公司日前召开的2012年年中会议通报，上半年，国家电网公司经营区域分别新增风电、光伏发电并网容量576万千瓦和10万千瓦，同比分别增长29.7%和4.7%;消纳新能源470亿千瓦时，同比增长22.4%。

但是，国家电网的这一消纳风电的速度，发电企业并不满意。“并网容量并不等于上网电量。” 龙源集团的内部人士介绍，2011年中国风电并网容量新增1600万千瓦，累计达到4700万千瓦，年发电量800亿千瓦时，同比增长60%以上，但是因限电严重，风力发电仍整体亏损。

据可再生能源学会风电专委会的统计，2011年全国主要风电场限电比例总体达16.92%。业内人士介绍，限电比例超过12%就会出现亏损。

造成限电的原因有很多：其一，新能源的供能过程具有随机性和间歇性，而且随机出现的间歇性电力对受端系统动态稳定有较大程度的影响，电网出于安全性考虑并不愿意吸纳新能源。

其二，大型新能源基地的大规模集中开发，因未能明确具体的消纳方案和跨大区送电电网工程，即使并入了本地区电网，也会因本地区消纳能力有限而出现实际发电出力受限、风电场弃风现象。

其三，新能源发电项目与配套电网项目审批相脱节。新能源发电项目核准时，很少明确具体的配套电网工程。两者核准分属于同一能源主管部门的不同司局，由于缺乏有力的协调机制，常常导致电网核准滞后于发电项目，电网工程难以做到与发电同时投产。

更重要的是，新能源的发展影响了电网的利益。一方面，新能源能量密度低、随机性、间接性、经济性低等特点，增加了电网的建设成本和调度成本;另一方面，电网的盈利模式在于发电环节与终端销售环节之间的“价差”，而新能源上网电价较高，影响到了电网的价差收入。

要破除上述困扰，除了努力提高相关技术水平外，必须大力度推进电力体制改革。电网企业属于自然垄断企业，其任务是为所有发电商和用电户提供公共服务，不以多盈利为经营目标。因此，政府对电网企业的管理和定价方式应与其他从事竞争性业务的发电企业有原则区别。这也是国务院2003年批准电价改革方案中“厂网分开”的基本原理所在。按照当初电力体制改革的设想，政府需对电网企业的定价执行“成本加成”模式，即根据电网企业经营的资产量、输电量、运营成本和提供公共服务以及普遍服务的需要，单独核定其准许收入总量，然后摊入年度输电量，通过向用电户收取度电过网费形式来实现。也就说，电网企业只负责传输电力，不参与买卖电力。也只有这样，用户与发电企业之间才有可能建立起电力市场，才能够开创出新能源大规模高效替代化石能源的局面。

但令人遗憾的是，我国电价市场化改革停滞不前，电网的“输配分离”仅停留在口头上。如今看来，电力体制已经到了非改不可的地步，否则，新能源的发展将失去动力，调整能源产业结构、构建现代能源产业体系也将成为空谈。