完善保障和消纳机制促新能源发展

据中国石油人才网新闻采编HR新资讯报道：国外促进新能源发展的主要政策包括固定电价政策、配额制等。我国风电并网消纳存在主要问题还是弃风量、弃风率过高。我国发展新能源目前成本很高且缺乏市场竞争力，存在容量受限、并网难、跨区消纳缺乏统筹等问题。总体来看，我国新能源发展规模并非过快，而是发展模式和平衡出现问题。　　我国新能源发展机制中的鼓励性政策、措施、规划等，主要侧重于新能源制造设备方面、装机容量和项目建设方面，造成我国新能源装机规模发展迅速，但在消纳方面缺乏相应的机制和政策措施。建议重点从新能源发电量占比、规划协调度、配额制，热电能力及补偿机制、优先调度、输配与售电分开市场机制、法律法规与监管、分布式电源、储能等方面加强建设。　　首先是总量目标如何确定。总量目标不仅应该明确装机规模，还应明确新能源发电总量，以及在总发电量中占比。建立总量目标制度和考核制度，建立统筹协调国家与地方、电源与电网、各行业规划制度。　　在规划方面，应将新能源发展各个环节都落实到规划发展中，并将减排目标、新能源发展目标等纳入规划总体目标中，保证新能源发电总量，并协调新能源和传统能源装机和发电量。在电力电量平衡、负荷预测等规划过程中，给新能源和分布式电源合理地位。此外，需要针对新能源对备用热电这方面的特殊影响，开展专项的消纳和调控规划，通过规划落实调峰电源的建设，落实发达区域电网建设，实现各种能源之间的协调规划和电网与电源的协调规划。　　从调峰能力及补偿机制来看，在未来相当一段时间内，火电机组仍是主要调峰电源。随着新能源大规模接入的及其间歇性、不可控性、不可预测性，火电机组参与调峰大大影响了自身利用小时数。目前这种情况下，发电厂想方设法回避调峰。在典型的北方地区，大量的机组改造为热电机组，造成供热能力远远超过供热需求。大量热电机组严重影响系统调峰灵活性。因此，应建立调峰补偿机制，加强对调峰能力的实时监测和监管，推动火电机组深度调峰能力和建设，鼓励热电、核电、自备电厂参与调峰，理顺抽水蓄能电站建设和运行机制，给抽水蓄能系统以合理的盈利模式。　　应推动储能的应用和发展，推动需求测响应，推动微网和终端能力建设。建议应把储作为单独产业制定发展规划，加大对储能的投入和应用。　　此外，全额保障性收购不意味着不能弃风，合理弃风可以充分利用电网消纳能力，增加新能源发电总量。建立新能源配额制度，规定发电企业、电网企业和各省市政府在一定期限内开发、收购、消纳可再生能源电力数量和比例的要求。实际上，电力配额管理办法在2011年10月已完成，但因没有实施而失去实际价值。制度制定应依据新能源发展目标规划进行配额分配，才能执行可实施的指标。落实全额保障性收购应该在电力生产全过程保障电源消纳，从发电指标分配、发电计划和运行方式就开始落实新能源消纳指标。同时建立相应的规划、计划编制导则，进行分环节考核。这其中的分配、规划、计划、运行方式等依据都是风功率预测，因此要加强风功率预测精度、考核和监管。目前风功率预测系统覆盖率已达到90%以上，且测量误差和测量精度基本接近国外先进水平。此外，为了促进风电跨区消纳，还要建立跨区协调控制系统。　　新能源大规模接入提高了电网运行成本，如果能实施输配和售电分开，建立售电市场，成立综合能源公司，使电网公司成为真正的输配电服务平台，按照成本加利润的合理利润方式进行运营，有利于促进电网公司投入更多的精力，为新能源的接网和调峰、备用、电网安全运行，提供更好的服务。　　分布式电源和微电网运营可以由综合能源公司运营，为用户提供冷热电联供的综合能源服务，其优点是打破垄断，引入竞争，从而有利于提高能源综合利用效率，提供个性化服务。用电量越少，能源总量利用效率越高，利润总额越高，这种模式更适合于促进新能源发展的长远目标模式，是值得推进的能源零售市场的运营模式。