如何理解“新能源并网难”? 解决问题还靠特高压

　　光伏方面，今年1—9月国网收购光伏发电量25.2亿千瓦时，同比增加5.4倍，收购电量增速高于并网容量增速。可见，无论是电网接受新能源的技术能力，还是电网实际接入、送出新能源的数量和增幅，似乎都不足以导向“并网难”的结论。但业主和公众为何仍有“并网难”的观感呢？问题其实出在接入、送出之后的消纳环节，现阶段新能源“并网难”的实质是消纳难。
　　以国网经营区域内风电装机占比最高的内蒙古东部和河北北部为例。目前风电装机已达656万千瓦的蒙东电网，今年上半年风电发电量52亿千瓦时，占区内总发电量的14%、全社会用电量的30%。其中7月1日风电最大出力达258万千瓦，占当日最大供电负荷的70%，日发电量4951万千瓦时，占当日供电量的63%，已达国内乃至世界先进水平。如此业绩的取得，主要是依靠东北电网的整体调峰能力，因为蒙东电网二分之一以上的风电电量需由东三省电网吸纳。
　　而据国网蒙东公司通辽电业局发展策划部主任李文学介绍，蒙东辖区的通辽市前两年经历了风电井喷式发展，目前风电装机占比已接近50%。但当地负荷有限，电量都是外送辽、吉，以辽宁为主。受宏观经济影响，东三省用电形势也不乐观。“他自身的电量还窝着发不出来，我们再大量送过去，他更接纳不了”。
　　而在冀北电网，截至9月底，风电装机达到564万千瓦，占比达26%，较“十一五”初期增长近60倍。目前，冀北地区已投产、核准和取得路条文件的风电装机容量已远超过《河北省风电发展规划》中2015年的目标，更远远超出了当地的消纳能力。
　　尽管冀北电网近几年先后投资27.9亿元，新增变电容量294万千伏安，新增输电线路1428公里，显著提高了风电汇集和外送能力，使冀北地区风力发电设备全年平均利用小时数始终优于全国平均水平。但受当地负荷较小所限，风电消纳能力已饱和；而从送出通道看，冀北风电目前主要靠张家口500千伏线路送出，受电网安全约束，送出能力仅为300万千瓦，远不能满足风电发展的需要。今年以来，冀北电网并网风电已出现“弃风”现象。
　　新能源消纳难源于负荷中心与电源逆向分布
　　新能源消纳难，除受宏观经济形势影响、用电市场萎缩之外，我国能源资源与负荷中心呈逆向分布的基本格局，是其内在深层次原因。
　　国网方面分析，跟煤电等常规能源相似，我国风能、太阳能资源也与负荷中心呈逆向分布：大规模风电、光伏基地主要集中在“三北”地区，远离经济发达的中东部负荷中心，跨区输送能力不足。目前“三北”地区风电比重已经达到20%的较高水平，近年来，风电开发规模大与系统消纳能力小的矛盾越来越突出，受跨区输送通道建设滞后影响，进一步发展风电面临消纳空间不足的挑战。而从全国看，风电占电源装机的比重只有5%，中东部地区调峰资源较为丰富，消纳风电的市场潜力未充分发挥。目前的关键问题是大区之间的联系还很薄弱，还没有形成全国统一的大市场和与之相适应的全国联网能力，难以适应在更大范围优化资源配置的需要。