——专访国家发改委能源研究所副所长李俊峰

　　近日，风电并网的瓶颈问题，在电网与电源企业两方面的努力下频现曙光。11月3日，新疆与西北电网750千伏联网工程正式开通，国内首家“电网友好型”风电场日前在大唐公司东山风电场建成。长期以来，对于如何看待电网和电源企业解决风电等新能源电力上网的责任和义务问题在业界屡有争议。值此，国家发改委能源研究所副所长、中国资源综合利用协会秘书长李俊峰接受了相关媒体采访，谈了他对这一系列问题的看法。

　　电网要承担责任 也需市场激励

　　记者：对于电网企业在解决风电并网问题上的责任和作为，您如何看待？

　　李俊峰：随着风电并网瓶颈的日益突出，各界包括电网企业的认识提高是一个不争的事实。电网企业已经从过去的把风电看作是“垃圾电”，转变为积极采取应对措施接纳风电。目前，电网企业上下都对到2015年和2020年分别接纳8000万千瓦和1.5亿千瓦风电的目标达成了共识，剩下的只是落实此目标的问题。

　　在电网企业不断提高认识、与时俱进的同时，国家还是应该把电网当作企业来对待，恩威并施，行政干预与经济刺激并举，才能充分疏通、鼓励和引导电力系统所有参与者发展可再生能源电力的热情。

　　记者：电网作为国有垄断型企业，按理说解决并网问题本身“不差钱”，为何还需要进行市场激励？

　　李俊峰：从目前的政策来看，包括电价、财政补贴、国产化率要求、税收优惠等，基本都是着眼于可再生能源装备制造业、项目开发企业、技术研发和示范推广活动等，而没有考虑到电力系统接纳可再生能源电力的系统成本。这个系统成本不单是为可再生能源电力的送出而专门建设线路的投入，而是整个电网系统为消纳间歇性可再生能源电力所付出的系统成本，包括其他电源参与调峰带来效率的降低和利益的损失、电网配备的备用电源及电网远距离输送可再生能源电力的成本核算和相关的电力建设投入等。如参与调峰机组频繁启动，降低了发电效率，或者被迫为可再生能源发电出让发电小时数，减少了自身的收益等等，这些都没有合理的补偿机制。而目前仅凭在可再生能源电力上网电价中提取的电价附加补偿，远不足以弥补电网所付出的这些系统成本投入。

　　因此，在当前市场经济的大环境下，垄断企业也是企业，仅仅强调企业的社会责任，不认同他们的企业属性，一时可行，但不是不可持续的，不能满足未来可再生能源电力大规模发展的需要，尤其是未来风电、太阳能发电都到了上亿千瓦的时候，对电网企业实施市场激励显得更为重要。

　　对电网友好和合理弃风均必要

　　记者：电网企业的一系列要求所额外增加的设备和风电场建设的成本投入一度令风电设备制造商和风电场开发商们叫苦不迭。您如何看待风电设备制造商和风电场开发商所表达的利益诉求？

　　李俊峰：风电具有随机性、间歇性和不可控制性的特点，对于电网的安全稳定运行提出一系列挑战，而且因为风电的这些缺陷导致的国内许多风电场风电机组大面积切机的现象时有发生，这对于电网的安全稳定运行提出了巨大挑战。在此背景下，电网企业为保障电网安全型所提出的一系列要求本来就无可厚非，安全是电网最大、最核心的责任。

    随着国内风电市场份额的不断扩大，从系统最优化的角度出发，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、风电场和国内其他配套电源各方的技术潜力。目前多数先进风电制造企业在低电压穿越、有功无功控制等电网友好型技术方面，已经具备了进一步升级的实力。事实上，当前风电制造业的激烈竞争，也需要通过制定一定的技术要求，引导企业的创新行为。
 

　　因此，一方面需要通过制定相关的并网技术标准和配套政策体系，来引导企业重视开发电网友好型风电技术。另一方面，对于企业因此项创新而增加的成本负担，也需在一定程度上给予实际的经济激励手段。同时也可以考虑采纳西班牙的经验，对预报准确风电享受国家规定的优惠价格，不准确的按电网的市场浮动价格收购，这样也可以减轻电网调度的压力。

　　记者：您对电网企业提出的“合理弃风”的要求如何看待？

　　李俊峰：风电本身具备反调峰的特性，一般情况下很难参与电力平衡，甚至在系统中被看作“负荷”进行处理。在特殊阶段，根据电力负荷特性，进行一定程度的弃风，虽然损失了风电场的一部分能量，但减少的这部分风电量的边际成本，远远低于电力系统为保障电网安全而需增加的昂贵的调峰边际成本，从电力系统的角度考虑是经济的。

　　尽管“弃风”和《可再生能源法》规定的“全额收购可再生能源电力”的原则相背离，但是从系统角度考虑是确定发电装机“最优值”后的必然选择。当然，合理弃风的比例需要仔细研究，而且不同负荷特性、调峰能力区域的弃风比例一定是不同的。一般来讲，其风量占到整个风力发电量的5%以上就属于不合理，这个比例应该成为对于电网企业“合理弃风”的条件限制。

　　“十二五”跨区发电配额交易势在必行

　　记者：“十二五”期间，为切实解决风电并网问题，应该如何统筹电网和电源两端企业的特性，充分调度其参与推动风电等可再生能源电力上网的积极性？

　　李俊峰：首先，考虑到我国风电资源集中区电网建设薄弱、加之具有灵活调峰能力的电源较少、水电富集区距离大型风电基地较远，天然气和抽水蓄能发电装机总量也较低等情况，需要加强各大区电网之间的联系，建立全国统一的风电输送电力市场，并协调购售电价格，早日谋划风电未来大规模发展的格局。

　　由于各地区之间的资源差异，可再生能源发电的成本不同，需利用行政干预和经济刺激相结合的手段，发挥市场机制和价值规律解决区域之间可再生能源发展不平衡的矛盾。对可再生能源发电，应实行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机制。允许各地可再生能源发电指标的出售和购买实行挂牌交易。在完成总体目标的基础上，实现经济效益最好，成本费用最低。

　　在此过程中，电网企业之间应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应实施全网共担制度。同时，应适当提高可再生能源发电上网电价，电价中3%—5%的部分应明确纳入地方财政收入。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。

    电网灵活调度须发挥价格杠杆

　　记者：在可再生能源电价形成机制上，是否也存在需完善的地方？

　　李俊峰：当前电价的确定和电力调度的规则没有充分体现电网安全运行过程中能发挥不同作用电力装机的价值，如调峰、备用的设备，这就不能充分调动企业参与这类电源建设的积极性。

　　因此，还应该充分发挥政府价格杠杆的作用，调动市场参与的积极性，利用两部制电价等差异电价引导和鼓励企业具有灵活调节能力电源的建设，增大电网企业调度的灵活性。同时，鼓励消费者错峰用电，降低电网企业调峰的压力。
 

　　最后，在大力提倡开发分布式电源的背景下，应该破除现行的《电力法》中“只有国家核准认证的发电企业才具备发电资格”的要求，允许有能力的企业自发自购，降低发电成本，同时也能减轻电网大范围调度的压力。因此，尽早修订《电力法》也是在法律机制上使风能资源得以合理开发的保证。