作为能源转型中的重要角色，我国新能源的发展始终呈现出亮点与痛点并存的状态：得益于国家政策的支持和技术创新，我国近十年来新能源发展迅猛，风电、光伏发电装机容量已稳居全球首位；与此同时，“双弃”问题棘手难办，新能源长期依赖补贴等现象已是沉疴痼疾。
近日，国家发展改革委、国家能源局公布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（以下简称《通知》），“风光平价上网时代”加速到来。从《通知》明确的八项措施来看，电网企业在风光平价上网中将扮演重要角色。如何保障新能源消纳，种种疑虑亦为业界所关注。为此，本刊记者专访国家电网公司发展策划部副主任（正局级）刘劲松，详谈电网企业如何配合政策落地。
（来源：中国电力企业管理ID：zgdlqygl；作者：翁爽）
消纳预期：
国网区域内“双弃”率不超过5%的控制目标
“十三五”以来，我国新能源技术水平不断提高，规模持续扩大，开发建设成本持续降低，累计装机规模超过3.5亿千瓦，已成为全球风电、光伏装机最大的国家，是排名第二位美国的2倍多。在多种因素的共同作用下，新能源项目的经济性稳步提升，在部分地区已经具备了平价上网和低价上网试点的基础。国家能源局积极探索新能源发展新模式，适时推出平价上网和低价上网试点，推动风电、光伏发电高质量发展。国家电网公司一直把服务新能源发展作为一项重大社会责任，将认真贯彻落实好国家发展改革委、国家能源局关于平价上网和低价上网的各项部署，确保试点的顺利实施。
《通知》对电网企业服务新能源发展方面提出的要求主要有如下几个方面。一是电网企业按照国家能源局明确的各省区弃电率控制目标，做好消纳能力研究分析，以电网消纳能力作为配置项目前提条件，为地方能源主管部门规划和确定平价上网试点项目规模提供科学依据；二是负责投资建设项目升压站之外的接网等全部配套电网工程；三是确保平价上网试点项目所发电量全额上网，如存在限发电量则核定为可转让的优先发电计划；四是电力交易中心应完善交易平台和交易品种，组织实施相关交易；五是对分布式平价上网试点项目就近直接交易电量，免收未涉及的上一电压等级的输电费，减免政策性交叉补贴；六是与发电企业签订不少于20年的长期固定电价购售电合同；七是对电网安全运行提出更高要求。
“平价上网的前提是有序上网。要做到有序，需要前期周密的研究和测算。电力系统到底能够承受多少，是就地消纳还是跨区输送，运行安全配套问题是否解决，等等问题都要系统考虑，否则风光大量上网将造成电网运行极大的压力。另外，接网配套电网工程要按期完成，工期紧，投资大，但既然政策明确了电网公司的责任，就必须积极组织建设实施，在此也呼吁电源企业与电网公司加强沟通，妥善安排好项目投产及并网时序。同时，考虑到电价下行的压力，电网企业投资压力进一步增加，希望政府主管部门加快推进将配套接网工程建设成本纳入输配电价中予以疏导。”刘劲松说。
新能源消纳问题是关乎其平价上网的关键所在。通知中指出，电网企业要承担新能源并网以及消纳的相关配套性工作。新能源消纳是一项系统工程，针对目前存在的“源-网-荷-储”发展不匹配问题，需要电源、电网、用户、政府等各方共同努力，主要面临以下几方面的困难。一是资源和需求逆向分布，风光资源大部分分布在“三北”地区，而用电负荷主要位于中东部和南方地区,由此带来的跨省区输电压力较大。截至2018年底，“三北”地区新能源装机达到2.3亿千瓦，但跨区外送能力只有4900万千瓦，占新能源装机的20%，还要承担煤电基地外送任务，外送能力不足。二是新能源高速发展与近年来用电增速不匹配，在国家政策的积极支持下，新疆、甘肃、蒙东等省份新能源发电装机快速增长，远超全社会用电量增速，造成了较大的消纳压力。新疆、甘肃、蒙东新能源装机分别是本地最大用电负荷的1.1、1.4、2.0倍，本地消纳能力不足，2018年三省区弃电量合计占全网的77%。三是风电、光伏发电的出力受自然条件影响，存在比较大的波动性，大规模并网后，给电力系统的安全运行带来较大压力。“电源发展与电网通道不匹配，负荷增长缓慢，调峰能力上不来。比如既经济又高效的火电灵活性改造，目前仅完成“十三五”规划目标的20%，还需进一步加快。新能源消纳存在多方面问题，相关配套政策比如配额制、现货交易等也需要相应的体制机制来保障其落地实施。”刘劲松说。
曾任国网新疆电力董事长的刘劲松对于西北地区的新能源消纳难题深有体会。“西北地区能源禀赋好，风光资源极为丰富，但当地负荷需求有限，而区外送电受限于通道建设和省间壁垒，”刘劲松说，“目前经济下行压力继续加大，市场需求乏力，如何将西北地区的绿色电能送出去、卖出去仍然有待市场机制的完善。另外，目前调峰能力的不足也是新能源消纳的矛盾之一，这其中存在诸多复杂的因素，以新疆为例，大量自备电厂基本不承担调峰责任，地方电网消纳新能源较少等因素都加剧了消纳矛盾。因此，在通道加快建设的基础上，还需在市场机制等多方面进一步采取措施。”
2018年，国家发展改革委、国家能源局出台了一系列促进新能源消纳的政策措施，国家电网有限公司认真贯彻落实各项工作部署，制定并落实6个方面22项重点措施，在各方的共同努力下，新能源消纳矛盾继续得到缓解。新能源发电量和占比“双升”。国家电网公司经营范围新能源累计发电量4390亿千瓦时、同比上升32%，占总发电量的8.2%、同比增加1.4个百分点。新能源弃电量和弃电率“双降”。国家电网公司经营范围新能源累计弃电量268.5亿千瓦时、同比下降35%，弃电率5.8%、同比下降5.2个百分点。其中，弃风电量216.6亿千瓦时，弃风率7.1%；弃光电量51.9亿千瓦时，弃光率3.2%。
为保障新能源发电上网空间，《通知》要求新能源企业与电网公司签订20年长期合同，平价上网项目20年合约是政府授权合约，电网企业代表地方政府与企业签订购电合同，其平价上网项目的电价不会随燃煤标杆电价进行波动调整。电网企业接受政府监管，按照“准许成本加合理收益”原则核定输配电价，电网企业准许收入主要与有效资产和运营成本相关，因此，电网企业会全力以赴保障新能源消纳，不会因燃煤标杆电价的波动而影响合约的执行。
国家电网公司将继续认真贯彻落实国家发改委、能源局各项工作部署，全力做好新能源消纳工作，确保2019年实现公司经营区域内弃风弃光率达到5%的控制目标。一是滚动分析电力系统消纳能力，主动向能源主管部门报送新增规模、布局、结构和时序建议，引导有序发展，避免弃风弃光问题反弹。二是加快特高压输电通道建设，加强送受端电网结构，推动配套电源建设，进一步提升现有通道利用率。全面推进河北丰宁、陕西镇安等已开工抽水蓄能电站建设。三是加强电力系统运行安全管理与风险管控，优化运行方式，挖掘省内消纳空间，落实保障性收购政策。四是统筹推进电力现货市场建设，推广电力辅助服务市场，打破省间壁垒、促进清洁能源跨区跨省消纳。五是加强技术创新，推动完善新能源涉网性能等相关技术标准，为新能源高比例运行提供技术保障。六是落实“放管服”各项要求，继续将清洁能源消纳目标逐年细化分解到各分部和省公司。七是按照“横向协调、纵向贯通”的原则，搭建新能源全流程管理信息平台，不断提升新能源管理水平和效率。八是加强沟通汇报，与国家能源主管部门建立常态联络机制，及时汇报新能源消纳形势和措施建议，促请政府部门推动火电机组灵活性改造，将自备电厂纳入统一调度，鼓励储能、可中断负荷等参与系统调节，提升系统灵活性。
分布式交易：
降低输配电价，让利电源业主和用户
如今，分布式新能源快速发展，《通知》针对分布式交易，提出降低就近直接交易的输配电价及收费。我国在电改新形势下，向社会资本放开分布式就近直接交易。分布式发电就近直接交易可提高分布式发电项目总体收益，推动分布式电源发展，本质上是通过降低输配电价，由电网企业对分布式电源业主和用户进行了让利。
分布式电源项目较电网工程前期工作流程简单、建设周期短，具有数量多、分布广、接入方案易变动等特点。分布式电源的大规模接入，会对配电网规划、建设和运行带来影响，需要对现有配电网进行相应的技术改造。如果缺乏合理的布局引导，在局部地区甚至会出现潮流反送输电网的情况，影响电网安全运行。目前，电网公司已经开展重点区域接入分布式电源的电网承载力研究，在此基础上提出试点地区分布式电源接入规模，引导合理有序发展。
对于分布式新能源发展，国家电网公司一直秉持“支持、欢迎、服务”的态度，近年来分布式新能源装机容量迅猛增长，截至2018年底，国家电网经营区域分布式光伏装机容量超过4700万千瓦，占全国的94%。与此同时，分布式新能源的快速发展也给电网规划运行带来了挑战，大规模分布式电源接入会改变网供负荷，对电网的电力电量平衡产生影响。充分利用市场化机制，可以充分调动各类资源消纳分布式新能源的积极性，有利于分布式新能源的发展和消纳。
近年来，国家电网开展了一系列促进新能源消纳的市场化机制探索，包括新能源跨省区现货交易、调峰辅助服务市场、自备电厂与新能源替代交易等，取得了显著成效。未来，为适应新能源大规模消纳，电力市场建设仍需进一步完善，包括：一是加强全国统一电力市场建设，落实可再生能源配额制各项工作要求，打破省间壁垒，让市场在资源配置中发挥决定性作用，促进新能源的大范围优化配置。二是完善调峰辅助服务市场，进一步调动火电机组调峰积极性，支持抽水蓄能电站、电化学储能参与电网调节，提升系统运行灵活性。三是加快现货市场建设，形成体现时间和位置特性的电能量商品价格，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号，促进发挥风电、太阳能发电和水电边际发电成本优势，同时激励风电、太阳能发电等根据市场价格信号提升自身调节能力，减轻系统调峰压力。
电网运行：
系统更复杂，需推动技术和机制创新
目前，新能源去补贴的时代已然逼近，未来新能源上网比例将进一步扩大。众所周知，风能、太阳能等新能源具有显著的随机性、间歇性、波动性特征，大规模、高比例接入电网，带来巨大调峰调频压力，电力系统平衡调节和电网安全稳定运行面临一系列新挑战。而且，随着大量分布式电源、微电网、新型交互式用能设备的接入，改变了传统的潮流从电网到用户的单向流动模式，电网运行的复杂性、不确定性显著增加。
“如今的电网形态和过去有很大不同，特高压交直流混联大电网本身的安全运行压力已经很大。而新能源发展蒸蒸日上，西北地区资源禀赋好，中东部地区市场需求高，投资潜力大，东西部新能源全面开花、高比例接入电网更增加了系统运行的复杂性。”刘劲松说。
在2019年国家电网公司工作会议上，寇伟董事长提出“三型两网、世界一流”新时代战略目标，推动建设世界一流能源互联网企业。一方面，持之以恒地建设运营好坚强智能电网，不断提升能源资源配置能力和智能化水平，更好地适应电源基地集约开发和新能源、分布式能源、储能、交互式用能设施等大规模并网接入的需要；另一方面，充分应用移动互联、人工智能等现代信息技术和先进通信技术，实现电力系统各个环节万物互联、人机交互，打造状态全面感知、信息高效处理、应用便捷灵活的泛在电力物联网，为电网安全经济运行和新能源消纳提供强有力的数据资源支撑。
对于此次出台的风光平价上网新政，国家电网公司目前已经着手起草落实文件，将主要从以下方面做好相关工作：一是推动具有枢纽型、平台型、共享型特征的能源互联网建设。打造多种能源协同、供给与消费协同、集中式与分布式协同，大众广泛参与的新型生态化能源系统，推动“源-网-荷-储”协调发展，实现新能源灵活接入和多种能量的转化、存储和分配；提升实时监控能力和新能源预测精度，支撑高比例新能源运行和消纳。二是积极配合能源主管部门做好平价上网试点项目组织实施。组织各省级电网公司研究分析接网和消纳条件，与省级能源主管部门做好项目规划衔接。投资建设配套送出工程，全力做好试点项目的并网消纳。与平价上网项目单位签订不少于20年的长期固定电价购售电合同，确保试点项目电价执行到位。三是加强技术和机制创新。加快虚拟同步发电机、微电网、储能、“互联网+”智慧能源等关键技术攻关和应用，加快柔性直流输电等适应波动性可再生能源的电网新技术应用。引导新能源汽车有序充放电、客户侧储能装置参与电网调节，主动响应新能源出力变化。四是持续提升服务水平。在“网上电网”的统一架构下，组织开展新能源大数据管理模块开发建设，将新能源规划、前期、送出工程建设、并网、运行、交易、结算、后评估等全流程工作统一管理，实现全环节业务在线管理、在线统计、在线分析、在线决策和大数据分析，不断提升新能源服务水平和效率。“我们制定了30项措施落实新能源消纳，致力于实现‘双弃’不超过5%的目标，利用互联网、大数据等技术进行数据分析，力求为国家发展新能源提供科学决策依据。”刘劲松说。
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本文刊载于《中国电力企业管理》2019年01期，作者系本刊记者。
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