新能源消纳矛盾日渐突出
“与国外相比，我国的新能源消纳问题更为突出。我国风资源集中、规模大，远离负荷中心，难以就地消纳。新能源集中的‘三北’地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重低。加之近两年经济增速放缓，电力增速减慢，多种因素共同作用下，今年新能源消纳矛盾更加突出。”国网新闻发言人、发展策划部副主任张正陵介绍。
数据显示，在电力需求增长放缓的情况下，包括新能源在内的各类电源装机保持了较快增长。截至11月底，国网调度范围内电源总装机同比增长9.9%，超过用电需求增速9.5个百分点。由于新增的用电市场已无法支撑各类电源的快速增长，导致新能源和火电、核电利用小时数均出现下降。1-11月，国家电网调度范围火电、核电、风电、太阳能发电利用小时数同比分别下降356、311、94、45小时。
同时，我国电源结构不合理，系统调峰能力严重不足。据介绍，影响系统调峰的一个重要因素是供热机组比重。由于供热机组生产电能的同时，又要满足热负荷需求，冬季采暖季，供热机组为保证供热，不能深度调峰，调峰能力下降较大，一般仅为20%左右。目前，“三北”地区火电机组中，供热机组占有很大比重，7个省区超过40%，电网调峰更加困难。
电网和电源发展未有效衔接
据了解，国家先后颁布了“十二五”风电、太阳能发电等专项规划，但“十二五”电网规划至今没有出台，新能源基地送出通道得不到落实。如国家规划了9个千万千瓦级风电基地，其中7个在“三北”地区，目前仅安排了哈密、酒泉、蒙西等3个基地的跨区输电项目。
电网项目核准滞后于新能源项目，新能源富集地区不同程度都存在跨省跨区通道能力不足的问题，已成为制约新能源消纳的刚性约束。如甘肃酒泉风电基地装机规模已超过1200万千瓦，太阳能发电近600万千瓦，但酒泉—湖南特高压直流工程2015年5月核准建设，预计2017年才能投产，外送通道建设滞后2-3年。
此外，与国外相比，我国促进新能源消纳的市场化机制已经严重滞后，仅局部地区开展了风火发电权交易、辅助服务交易等试点。由于缺乏常规电源提供辅助服务补偿机制，火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性。
三大途径推动新能源发展
按照绿色低碳发展理念，我国清洁能源将在未来能源发展中占主导地位，风电、太阳能发电等新能源将成为清洁发展的主力。要实现我国新能源大规模开发和高效利用，需要各方共同努力，多措并举，推动新能源又快又好发展。
张正陵指出：“电源、电网、负荷是影响新能源消纳的三个方面因素。在电源环节提高电源灵活性，在电网环节扩大电网范围，在负荷环节实施需求侧响应、增加用电需求，是实现我国新能源高比例消纳的三大重要途径。”
因此，要促进新能源又好又快发展，需加强统筹规划。当前正值编制国家“十三五”能源电力规划的关键时期，需统筹新能源与消纳市场，统筹新能源与其它电源，统筹电源与电网，改变过去各类电源各自为政，只发布专项规划的做法，实现电力系统整体统一规划。同时，需加强市场化建设，落实国家深化电力体制改革的相关要求，合理确定政府、发电企业、电网企业和用户等各方主体在新能源消纳中的责任和义务，建立有利于新能源消纳的市场化机制。
以丹麦为例，正是通过竞价机制、负电价机制、补偿机制等推动了风电又好又快发展。其中，在竞价机制方面，由于政府给与风电补贴，风电可依靠其边际发电成本基本为零的优势，通过低报价自动实现优先上网；负电价机制，即低谷时段通过负电价引导各类电源参与调峰；补偿机制，即负荷高峰时段电价较高，在风电出力不足时，火电可以获得较高收益。
此外，我国还应加强调峰电源管理，合理控制供热机组和自备电厂发展规模，明确自备电厂参与系统调峰的相关要求。
