国家能源副局长王骏：新能源发展探讨

　　当前越来越多的屋顶光伏项目陷入困境，本可用380伏电压直接使用的分布式光电装置，却因“供电专营”的规定，被要求原地升压至10千伏以上入网计价，再降回380伏按销售价格结算，无端增加了大量输变电投资。这就如同一个人去邻居家串门儿，却必须先开车上大街，缴纳过路费后再绕回来，显然是不合理的。
　　前些年在建立“市场配置资源，供需形成价格”的现代电力市场体制方面，我们已经落后于世界“一大步”。而面对当今全球范围分布式新能源和与之相互依存的智能微电网蓬勃发展的时代潮流，我们的电价机制又历史性地落后了“第二大步”。
　　三、方式与比较
　　（一）关于集中开发与分散开发的比较问题。
　　主张集中开发新能源的观点认为，中国北方土地辽阔，风能光能资源非常丰富，但电力负荷小，电网薄弱，不能按照欧洲那种“分散上网，就地消纳”的模式发展，只能是采用“大规模—高集中—远距离—高电压输送”的发输模式。
　　如果可以无条件地开发某地资源，上述观点无可非议。然而，开发资源必定要受到技术经济等方面诸多条件的制约，在一定发展阶段内，“丰富的资源”并不是都能够开发利用的。最基本的方法还是做技术经济综合比较，考虑上述新能源特性和科学道理，以寻求技术可行、经济合理的最佳模式和方式。我国在发展实践中已经收获到一些经验和教训，应该及时总结。
　　目前风电发展关键问题是电网消纳。北方风电集中开发地区大都遭遇较严重的弃风限电问题，东北一些地区冬季弃风限电比例已近50%，西北主要风场因数次脱网事故，目前限电竟高达70-80%。风能资源最好的一些地区，设备年利用小时数还不到1400。
　　当前在西部地广人稀、用电负荷很小的地区又掀起了集中大规模建设太阳能发电的热潮，其电力消纳同样遇到远送的问题，有的要输送700-800公里才到省负荷中心，而省内又无力全部消化，还要向东部输送……。光伏发电年利用小时数仅1700左右，在荒漠地区开发比风电还“稀薄”的电能，同样需要为层层升高电压而配套新建一系列高压、超高压甚至特高压输变电装置，才能将昂贵的光电输送到上千公里甚至数千公里以外去使用。
　　在远离用电负荷中心的地区集中开发建设巨型风电场和光伏电站，优点是项目建设、管理的效率较高。如果经论证具备经济合理性，当然不失为一种高效率开发模式。应当说，开发模式涉及许多技术经济比较问题，实际上是对上述“能量块”与“能量膜”开发利用方式的区别和比较问题：
　　（1）为远距离输送风电光电，需要层层升高电压，配套新建从10千伏至750千伏之间各个电压等级全套输变电设施。以某风电场300万千瓦项目投资概算为例，风电本体投资225亿元，另配套送变电工程投资高达66.7亿元。而且这66.7亿元投资中尚未包括受端电网从750千伏至10千伏之间层层降压所需新增输变电投资。相比之下，以低电压分散接入系统的风电项目，新增输变电投资就少得多。
　　（2）风电设备发电年等效利用小时数约为2000多，光电更少，由此连带降低了输电系统效率。加之输送昂贵的风电光电，长距离线损和层层变损对输电经济性影响颇大，过网费进一步降低了经济竞争力。而就地消纳的新能源电力就没有这些成本。
　　（3）在最高电压等级的电网上注入随机波动的能量流，有点像在“主动脉系统”里随机地供应间歇性“血流”，对整个大系统，特别是受端电网安全稳定运行和电能质量带来较大负面影响。这个问题国外不存在，国内以往未曾遇到，没有经验。