新能源电力上网受阻电力体制亟需改革

 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kW和10万kW，同比分别增长29.7%和4.7%;消纳新能源470亿kWh，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kW，累计达到4700万kW，年发电量800亿kWh，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：首先，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。其次，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。

再次，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。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，也就说，电网企业只负责传输电力，不参与买卖电力。然而，我国电价市场化改革始终停滞不前，电网的“输配分离”仅停留在口头上。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。