甘肃，并网风电装机全国第三、光伏发电装机全国第一，分析研判其可再生能源发展的得与失，对于加快我国可再生能源基地建设，特别是华北、东北、西北风电基地开发具有重要借鉴意义。

 

　　国家能源局近日完成了可再生能源发电并网驻点甘肃专项监管工作，根据驻点检查与调研情况，形成了《可再生能源发电并网驻点甘肃监管报告》(以下简称《报告》)。《报告》披露，甘肃可再生能源快速发展的同时，存在着电源电网建设配套衔接不够、就地消纳送出困难、弃风弃光现象严重、可再生能源电价补贴不到位等诸多问题。

 

　　对此，国家能源局在统筹协调规划、推进外送通道建设、提高消纳能力、完善产业政策等方面提出了监管建议，进一步指导可再生能源发电并网工作，推进可再生能源健康有序发展。

 

　　2013年风电、光伏发电量同比增长26.8%、510.15%

 

　　甘肃是我国重要的新能源基地，2008年后，其风电、光伏发电进入规模化快速发展阶段。《报告》显示，截至2013年年底，甘肃发电总装机容量3489.32万千瓦，其中，全省并网风电装机容量702.81万千瓦，同比增长17.69%，占全省总装机容量的20.14%;光伏发电装机容量429.84万千瓦，同比增长1025.24%，占全省总装机容量的12.32%。在风电、光伏项目较为集中的河西地区，其风电装机达到634.6万千瓦，光伏装机为416.8万千瓦。

 

　　与“十一五”末相比，甘肃新能源装机容量增长了7.4倍，已超过水电，成为甘肃电网第二大电源。此外，根据国家能源局发布的《风电发展“十二五”规划》，到2015年，甘肃风电累计装机将达到1100万千瓦以上。

 

　　2013年，甘肃全省发电量为1195.01亿千瓦时，风电机组发电量119.18亿千瓦时，同比增长26.8%;光伏机组发电量18.95亿千瓦时，同比增长510.15%。新能源发电量较“十一五”末增长了6.6倍。

 

　　甘肃新能源实现跨越式发展离不开地方政府的积极推进。2012年12月，甘肃省政府印发《甘肃省“十二五”新能源和可再生能源发展规划》，促进了新能源和可再生能源发展。此规划明确提出，到2015年，甘肃风电装机容量将达到1700万千瓦，光伏发电装机容量将达到500万千瓦。

 

　　《报告》指出，在甘肃可再生能源快速发展的情况下，电网企业有效保障了电网安全稳定运行，研发了“甘肃省可再生能源有功智能控制系统”，利用现有通道，一定程度上减少了弃风、弃光电量损失。

 

　　发电企业自身运行管理的日益规范同样促进了可再生能源的快速发展。《报告》称，至2013年年底，甘肃建成投运的51家风电场全部建设了风电功率预测系统并完成了低电压穿越能力检测，风电机组非计划停运次数和时间，较2012年减少了86.21%和81.69%。

 

　　弃风弃光问题严峻，消纳乏力并网受限待解

 

　　尽管2013年甘肃风电、光伏产业发展业绩骄人，但弃风、弃光现象仍严重困扰着可再生能源健康发展。

 

　　《报告》披露，根据对甘肃省各发电企业弃风统计数据的汇总，甘肃省2013年弃风电量31.02亿千瓦时，占全国弃风电量的19.11%，占西北地区弃风电量的85.86%，弃风率20.65%，较全国平均10.74%的弃风率高出近一倍。根据对甘肃省各发电企业弃光统计数据的汇总，甘肃省2013年弃光电量约为3.03亿千瓦时，弃光率约为13.78%。2013年，甘肃风电发电利用小时数仅为1806小时，光伏发电利用小时数为1523小时。

 

　　对此，《报告》分析指出，河西地区风、光、火、水各种类型电源都需通过现有通道送出，相互之间挤占了通道;电源建设速度快于电网建设速度，电网建设相对滞后;酒泉750千伏第二通道虽然建成，但仍然不能全额上网等，都是导致弃风、弃光的原因。

 

　　业内专家指出，电源、电网建设配套衔接不够，风电基地外送通道制约电量送出是造成弃风、弃光的主要原因。

 

　　以风电、光伏项目较为集中的河西地区为例。河西风电及光伏总装机已达1051.4万千瓦，其用电负荷水平仅在380万千瓦左右，无法实现就地消纳，只能通过750/330千伏一、二输电通道送入西北主网消纳。而河西地区至西北主网输电通道最大输送能力仅520万千瓦，以目前消纳和送出能力分析，河西电网无法满足风电、光伏富余电量外送需要，夏季最大受限容量在308万~378万千瓦，最大受限比例26%~31%;冬季最大受限容量198万~268万千瓦，最大受限比例18%~24%。

 

　　《报告》显示，酒泉、嘉峪关、武威等个别地区局部电网送出受限较为严重，武威皇台地区、嘉峪关光伏产业园区、敦煌地区夏季最大受限比例均超过50%，其中，武威皇台地区夏季受限比例高达79%。

 

　　针对上述问题，《报告》建议，推进甘肃外送通道建设，提高可再生能源消纳能力。

 

　　一方面要坚持电源与电网统一规划、配套建设原则，加快跨省、跨区域外送通道建设，通过跨区域、跨流域的调度方式，确保可再生能源最大限度上网，并统筹外送通道建设和风电开发成本，按市场规律确定消纳市场，实现可再生能源在全国用电市场的优化配置。另一方面，要借助产业转移促进可再生能源就地消纳，积极推进可再生能源发电企业与电力用户就地就近直接交易，完善区域电力市场辅助服务补偿机制，提高市场各方消纳可再生能源的积极性。

 

　　《报告》同时披露了电网企业办理接入系统、并网验收工作不完善;“三公”调度执行不够公开透明等影响可再生能源发电并网的问题，并就国家电网公司、甘肃省电力公司如何进一步规范办理接入并网工作流程提出建议。

 

　　规划统筹协调水平亟待加强，电价补贴欠费严重

 

　　对于影响可再生能源健康发展的困扰因素，《报告》还披露了“早期风电建设缺乏统筹规划”以及“可再生能源电价补贴不到位”两大问题。

 

　　《报告》指出，截至2011年底，甘肃省核准风电项目容量共682.41万千瓦。其中，国家核准441.5万千瓦，甘肃省核准240.91万千瓦。从数据上看，甘肃省较好地完成了国家批复的酒泉风电基地首批项目(381.35万千瓦)和特许权项目及示范项目(60.15万千瓦)的规划建设，但由于国家风电年度规模管理于2011年开始实施，甘肃在2011年底前对风电建设缺乏统筹规划，核准的240.91万千瓦风电项目多数为零散开发项目，这些项目一定程度上影响了甘肃省风能资源的整体性利用，而且由于项目的建设与甘肃750千伏配套电网缺乏统筹规划，部分建成项目挤占了酒泉风电基地送出和消纳空间，在建项目的送出也不能完全落实。

 

　　对此，《报告》建议，加强可再生能源规划与能源总体规划、电力规划的统筹协调，以消纳和送出为核心制定可再生能源规划，坚持电源项目开发与电网建设协调发展，加大电网企业执行政府规划的落实力度，合理确定可再生能源开发速度和规模，建立和完善规划工作考核制度，切实增强规划实施的权威性和约束力。

 

　　在电价补贴政策落实方面，《报告》披露，受可再生能源电价附加标准和不能足额征收等因素影响，2011年5月至2013年12月，国家财政部等部门共欠甘肃发电项目补贴电费36.42亿元，其中,已纳入补贴目录项目的欠费22.64亿元(截至2014年3月底，甘肃省电力公司才收到2014年财政拨付的第一笔补贴资金10.2亿元)，未纳入补贴目录项目的欠费13.78亿元。

 

　　对此，《报告》给出了完善可再生能源产业政策和管理规定的建议，强调进一步落实可再生能源电价补贴政策，加大可再生能源电价附加征收力度，按时兑现可再生能源补贴资金，完善拨付管理办法，加快研究制定可再生能源电力配额消纳机制。