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摘要：随着国家大力推进清洁能源建设，东部地区间歇性电源迎来快速发展，呈现出风电上网电量占比较高、光伏电站渐成主角、局部地区领先发展等新趋势。大量间歇性电源的并网接入除了直接影响供电公司的售电量、售电收入和利润总额以外，对电网规划、运行和检修也带来影响。文章对东部地区间歇性电源发展新趋势及经济消纳进行了探讨。
关键词：东部地区；间歇性电源；发展趋势；经济消纳；清洁能源建设；光伏电站 文献标识码：A
中图分类号：TM71 文章编号：1009-2374（2016）23-0086-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.23.041
随着绿色发展理念在全球逐渐深入人心，清洁能源的开发和应用已经进入快速发展阶段，这在资源禀赋相对不足的中国东部地区体现得更为明显。本文拟探讨的清洁能源重点指核能以外包括风力发电和太阳能光伏发电在内的间歇性电源。实际上，在风力发电依旧保持快速稳健增长的同时，自2012年10月国家电网公司发布《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》后，国内的光伏发电迅速迎来井喷式的快速发展阶段。2015年以来，东部地区间歇性电源发展呈现出明显的新趋势，有必要对这些新的趋势特征进行梳理，深入分析其对供电公司各方面的影响，并提出经济消纳的实现途径。
1 东部地区间歇性电源发展新趋势
1.1 风电发展有一定规律性，上网电量占比较高
笔者曾以浙江省电力公司为例，在《供电公司如何实现间歇性电源的经济消纳》一文中指出，2010～2014年浙江省风电装机容量从24.917万千瓦增长到72.992万千瓦，增幅达196%，并据此进行拟合推演，得到2015～2018年风电装机容量规模，结论是风电装机容量仍会保持较快增长。需要强调的是，与光伏发电相比，风电上网电量的占比明显高出很多。表1以嘉兴供电公司2015年全年数据为例，展示了风电上网电量与光伏上网电量占比的对比。从表1可以看出，光伏发电上网电量的平均占比为23.8%，而风电上网电量的平均占比则高达96.74%。
1.2 光伏发电高歌猛进，光伏电站渐成主角
在国家及地方政府的多重刺激下，东部地区光电装机容量虽然总体上稍稍慢于相关规划，但未来几年仍将继续呈现高歌猛进的增长态势，其中值得重视的新趋势是光伏电站渐成为主角。此前无论是相关规划还是建设单位，普遍认为东部地区光电的主要形式是分布式光伏发电且因为良好的屋顶资源较为稀缺等客观原因，对东部地区分布式光伏发电的前景抱有一定的怀疑态度。但在省、市、县三级补贴模式的驱动下，光伏投资正从传统的屋顶向渔光互补、荒山开发转变，小型光伏电站渐成主角（尽管具体光伏项目有时还冠以分布式光伏的名义），与此相应的则是光伏上网电量从无到有、从少到多。以嘉兴供电公司为例，2013年10月底，光伏装机容量达到81.8MW，此前累计发电量1009.9万千瓦时全部属于自发自用；2014年底，光伏装机容量达到226.3MW，全年发电量11095万千瓦时，上网电量1881.5万千瓦时，上网电量为发电量的16.96%；2015年底，光伏装机容量达到624.8MW，全年发电量42014.5万千瓦时，上网电量9999.3万千瓦时，上网电量为发电量的23.80%。
1.3 局部地区领先发展，相关影响不容忽视
笔者曾撰文指出，浙江省2014年底风电和光电发电量占全社会用电量的比例为0.44%，2018年这一比例将达到2.5%左右。但从总体上看，局部地区存在领先发展的问题，同样以嘉兴供电公司为例，2015年风电发电总量为12034.87万千瓦时，光伏发电总量为42014.45万千瓦时，而全社会用电量为4133515.5万千瓦时，风电与光伏发电总量已经占到全社会用电量的1.31%，对供电公司经营管理产生了不容忽视的影响，需要尽早筹划相应的对策。
2 间歇性电源发展新趋势对供电企业的影响
风力发电和光伏发电等间歇性电源快速发展有利于整个社会的可持续发展，对供电企业的日常运行和经营管理带来一系列新挑战。其突出影响首先直接体现在减少供电企业的售电量、售电收入、利润总额，此前相关研究已有涉及，笔者也曾以国网浙江省电力公司为例，将研究场景分为居民用户、工业用户、商业用户3个典型场景，并对3个场景设置不同的比例进行分析，这里不再赘述，仅就其对电网规划、电网运行、电网检修的影响加以必要的说明。
2.1 间歇性电源发展新趋势对电网规划的影响
能否准确预测负荷是做好配网规划工作的前提。大量间歇性电源发电并网，尤其是上网电量逐渐增加，增加了其所在地区的负荷预测难度，改变了原来的负荷增长方式。由于间隙性电源的不稳定性，将极大地增加配网规划、电源布点等相关工作的难度，并对配网结构产生深刻影响，具体涉及到电压调整、无功平衡和继电保护等一系列综合性问题，这些问题会不同程度地影响到电力系统的安全稳定运行。同时需要重点关注的一个问题是，大量间歇性电源发电并网之后，配网系统需要预留大量备用容量，弥补间隙性电源的不足（通常风力发电系统在风速小于2米/秒时无法发电，光伏发电系统在阴雨天和夜间不能发电）。这些问题需要规划人员和设计人员认真考虑，并落实到具体的规划和设计工作中，防止电力系统在大量接入间歇性电源之后出现安全风险。
2.2 间歇性电源发展新趋势对电网运行的影响
电网调度运行必须时刻关注发电系统的运行情况。间歇性电源若是以10kV接入现有电网，则对电网运行的影响较小。但风力发电原本以电量上网为主，光伏发电正从分布式向光伏电站转变，未来将主要通过35kV或110kV接入现有电网，这就对电网运行产生较大的影响，使电网运行实时监测的范围需要有很大延伸。间歇性电源发电作为新的发电模式，实时监测的信息类型与传统发电模式有很大差异，供电企业的调控中心必须对原有的电网监测系统进行扩展、升级，才能满足监测间歇性电源的需要。同时大量间歇性电源接入也会大大增加配网系统发生故障的概率，如何实现故障的快速定位与隔离也成为调控中心面临的新难题，只有提高技术应用、改进管理方法，才能提高快速排障能力。 2.3 间歇性电源发展新趋势对电网检修的影响
通常风力发电系统都是由建设单位独立建设、独立运维，因此间歇性电源对电网检修的影响便主要体现为光伏发电系统对电网检修的影响。光伏系统对电网检修的影响主要体现在两个方面：首先，大量光伏系统接入后，如何维持光伏发电设备的正常运行以及在设备故障发生后，如何迅速地完成检修任务，这对供电公司现有运检人员的技术水平提出了新的要求；其次，对供电公司界定故障责任带来了难题。用电系统发生故障后，客户由于缺少必要的专业知识，绝大多数情况下难以区分故障类型，无法判断清楚是内部光伏设备故障还是外部电网故障。而供电公司检修人员到场后，也需要进一步确认故障来源，并根据双方事先达成的协议采取相应对策。属于光伏发电系统内部故障，原则上应由客户负责组织维修；而外部电网故障，则由检修人员即时在现场排除故障。
3 间歇性电源经济消纳途径研究
3.1 购电成本由相关国家政策确定
按照国家相关政策，供电企业应优先消纳包括间歇性电源在内的清洁能源，但其消纳成本则是由国家相关政策决定的，供电企业无法改变现行政策。
在光伏发电价格方面，根据国家发改委相关文件，浙江省属于Ⅲ类太阳光资源区，对光伏电站执行统一的标杆上网价格1.0元。高出浙江省燃煤机组标杆上网电价（含脱硫等环保电价）的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴。对分布式光伏发电，按照全电量实行补贴，补贴标准为每千瓦时0.42元（含税，下同），通过可再生能源发展基金予以支付，由供电企业转付（实际做法是由供电企业先向光伏发电方垫付补贴，再与政府的可再生能源发展基金结算）。此外，浙江省政府对光伏发电，在国家规定的基础上再补贴0.1元/千瓦时。到省内各市、县（区）层级，各地政府补贴幅度略有不同。以嘉兴市为例，对市本级已并网运行项目实行0.1
元/千瓦时的电价补贴。
在风电价格方面，国家和地方层面现在均没有电价补贴。根据国家发改委最新政策，2017年以前（不含2017年）投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元（含税），潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元。通过以上分析可知，供电企业想通过降低购电成本实现经济消纳在可以预见的时间内无法实现。
3.2 有序发展间歇性电源是经济消纳的首要选择
对供电企业而言，引导间歇性电源有序发展在当前阶段具有现实可行性。
一方面，通过研判本地区风电、光电等装机容量发展趋势，把握本地区间歇性电源的发展趋势，密切关注相关产业动态，并与间歇性电源企业加强联系，了解其开发本地区间歇性电源的意愿和动力，能够为引导间歇性电源有序发展夯实基础；另一方面，大量间歇性电源接入将对电网规划、电网运行、电网检修产生较大影响。供电公司应首先确保电网安全稳定运行，对短期内大量要求并网发电的企业，需要根据当地的负荷消纳情况加以引导，深入沟通接入并网方案，必要时应建议其暂缓投资建设。
3.3 降低接入运维成本是经济消纳的关键所在
大量间歇性电源的接入必然增加供电企业的接入成本和运维成本，如何有效降低接入运维成本成为经济消纳的关键所在。对风力发电，电网企业无需承担相应的接入成本和运维成本。对光伏发电，需要根据用户类型进行具体分析：居民用户的接入成本完全由供电企业承担，无法实现转移；对自发自用余量上网的工业用户，相关接入成本由供电企业承担，但后期运维可由项目投资方或建设方负责，相应的成本也由其承担，这样可部分降低供电公司运维成本；大型光伏园区内所有光伏系统可由项目建设方负责运维，降低供电公司的日常运维成本。
参考文献
[1] 宋红芳，金烨，郑琦.供电公司如何实现间歇性电源的经济消纳[J].中国科技纵横，2016，（3）.
（责任编辑：王 波）
关键词：东部地区；间歇性电源；发展趋势；经济消纳；清洁能源建设；光伏电站 文献标识码：A
中图分类号：TM71 文章编号：1009-2374（2016）23-0086-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.23.041
随着绿色发展理念在全球逐渐深入人心，清洁能源的开发和应用已经进入快速发展阶段，这在资源禀赋相对不足的中国东部地区体现得更为明显。本文拟探讨的清洁能源重点指核能以外包括风力发电和太阳能光伏发电在内的间歇性电源。实际上，在风力发电依旧保持快速稳健增长的同时，自2012年10月国家电网公司发布《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》后，国内的光伏发电迅速迎来井喷式的快速发展阶段。2015年以来，东部地区间歇性电源发展呈现出明显的新趋势，有必要对这些新的趋势特征进行梳理，深入分析其对供电公司各方面的影响，并提出经济消纳的实现途径。
1 东部地区间歇性电源发展新趋势
1.1 风电发展有一定规律性，上网电量占比较高
笔者曾以浙江省电力公司为例，在《供电公司如何实现间歇性电源的经济消纳》一文中指出，2010～2014年浙江省风电装机容量从24.917万千瓦增长到72.992万千瓦，增幅达196%，并据此进行拟合推演，得到2015～2018年风电装机容量规模，结论是风电装机容量仍会保持较快增长。需要强调的是，与光伏发电相比，风电上网电量的占比明显高出很多。表1以嘉兴供电公司2015年全年数据为例，展示了风电上网电量与光伏上网电量占比的对比。从表1可以看出，光伏发电上网电量的平均占比为23.8%，而风电上网电量的平均占比则高达96.74%。
1.2 光伏发电高歌猛进，光伏电站渐成主角
在国家及地方政府的多重刺激下，东部地区光电装机容量虽然总体上稍稍慢于相关规划，但未来几年仍将继续呈现高歌猛进的增长态势，其中值得重视的新趋势是光伏电站渐成为主角。此前无论是相关规划还是建设单位，普遍认为东部地区光电的主要形式是分布式光伏发电且因为良好的屋顶资源较为稀缺等客观原因，对东部地区分布式光伏发电的前景抱有一定的怀疑态度。但在省、市、县三级补贴模式的驱动下，光伏投资正从传统的屋顶向渔光互补、荒山开发转变，小型光伏电站渐成主角（尽管具体光伏项目有时还冠以分布式光伏的名义），与此相应的则是光伏上网电量从无到有、从少到多。以嘉兴供电公司为例，2013年10月底，光伏装机容量达到81.8MW，此前累计发电量1009.9万千瓦时全部属于自发自用；2014年底，光伏装机容量达到226.3MW，全年发电量11095万千瓦时，上网电量1881.5万千瓦时，上网电量为发电量的16.96%；2015年底，光伏装机容量达到624.8MW，全年发电量42014.5万千瓦时，上网电量9999.3万千瓦时，上网电量为发电量的23.80%。
1.3 局部地区领先发展，相关影响不容忽视
笔者曾撰文指出，浙江省2014年底风电和光电发电量占全社会用电量的比例为0.44%，2018年这一比例将达到2.5%左右。但从总体上看，局部地区存在领先发展的问题，同样以嘉兴供电公司为例，2015年风电发电总量为12034.87万千瓦时，光伏发电总量为42014.45万千瓦时，而全社会用电量为4133515.5万千瓦时，风电与光伏发电总量已经占到全社会用电量的1.31%，对供电公司经营管理产生了不容忽视的影响，需要尽早筹划相应的对策。
2 间歇性电源发展新趋势对供电企业的影响
风力发电和光伏发电等间歇性电源快速发展有利于整个社会的可持续发展，对供电企业的日常运行和经营管理带来一系列新挑战。其突出影响首先直接体现在减少供电企业的售电量、售电收入、利润总额，此前相关研究已有涉及，笔者也曾以国网浙江省电力公司为例，将研究场景分为居民用户、工业用户、商业用户3个典型场景，并对3个场景设置不同的比例进行分析，这里不再赘述，仅就其对电网规划、电网运行、电网检修的影响加以必要的说明。
2.1 间歇性电源发展新趋势对电网规划的影响
能否准确预测负荷是做好配网规划工作的前提。大量间歇性电源发电并网，尤其是上网电量逐渐增加，增加了其所在地区的负荷预测难度，改变了原来的负荷增长方式。由于间隙性电源的不稳定性，将极大地增加配网规划、电源布点等相关工作的难度，并对配网结构产生深刻影响，具体涉及到电压调整、无功平衡和继电保护等一系列综合性问题，这些问题会不同程度地影响到电力系统的安全稳定运行。同时需要重点关注的一个问题是，大量间歇性电源发电并网之后，配网系统需要预留大量备用容量，弥补间隙性电源的不足（通常风力发电系统在风速小于2米/秒时无法发电，光伏发电系统在阴雨天和夜间不能发电）。这些问题需要规划人员和设计人员认真考虑，并落实到具体的规划和设计工作中，防止电力系统在大量接入间歇性电源之后出现安全风险。
2.2 间歇性电源发展新趋势对电网运行的影响
电网调度运行必须时刻关注发电系统的运行情况。间歇性电源若是以10kV接入现有电网，则对电网运行的影响较小。但风力发电原本以电量上网为主，光伏发电正从分布式向光伏电站转变，未来将主要通过35kV或110kV接入现有电网，这就对电网运行产生较大的影响，使电网运行实时监测的范围需要有很大延伸。间歇性电源发电作为新的发电模式，实时监测的信息类型与传统发电模式有很大差异，供电企业的调控中心必须对原有的电网监测系统进行扩展、升级，才能满足监测间歇性电源的需要。同时大量间歇性电源接入也会大大增加配网系统发生故障的概率，如何实现故障的快速定位与隔离也成为调控中心面临的新难题，只有提高技术应用、改进管理方法，才能提高快速排障能力。 2.3 间歇性电源发展新趋势对电网检修的影响
通常风力发电系统都是由建设单位独立建设、独立运维，因此间歇性电源对电网检修的影响便主要体现为光伏发电系统对电网检修的影响。光伏系统对电网检修的影响主要体现在两个方面：首先，大量光伏系统接入后，如何维持光伏发电设备的正常运行以及在设备故障发生后，如何迅速地完成检修任务，这对供电公司现有运检人员的技术水平提出了新的要求；其次，对供电公司界定故障责任带来了难题。用电系统发生故障后，客户由于缺少必要的专业知识，绝大多数情况下难以区分故障类型，无法判断清楚是内部光伏设备故障还是外部电网故障。而供电公司检修人员到场后，也需要进一步确认故障来源，并根据双方事先达成的协议采取相应对策。属于光伏发电系统内部故障，原则上应由客户负责组织维修；而外部电网故障，则由检修人员即时在现场排除故障。
3 间歇性电源经济消纳途径研究
3.1 购电成本由相关国家政策确定
按照国家相关政策，供电企业应优先消纳包括间歇性电源在内的清洁能源，但其消纳成本则是由国家相关政策决定的，供电企业无法改变现行政策。
在光伏发电价格方面，根据国家发改委相关文件，浙江省属于Ⅲ类太阳光资源区，对光伏电站执行统一的标杆上网价格1.0元。高出浙江省燃煤机组标杆上网电价（含脱硫等环保电价）的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴。对分布式光伏发电，按照全电量实行补贴，补贴标准为每千瓦时0.42元（含税，下同），通过可再生能源发展基金予以支付，由供电企业转付（实际做法是由供电企业先向光伏发电方垫付补贴，再与政府的可再生能源发展基金结算）。此外，浙江省政府对光伏发电，在国家规定的基础上再补贴0.1元/千瓦时。到省内各市、县（区）层级，各地政府补贴幅度略有不同。以嘉兴市为例，对市本级已并网运行项目实行0.1
元/千瓦时的电价补贴。
在风电价格方面，国家和地方层面现在均没有电价补贴。根据国家发改委最新政策，2017年以前（不含2017年）投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元（含税），潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元。通过以上分析可知，供电企业想通过降低购电成本实现经济消纳在可以预见的时间内无法实现。
3.2 有序发展间歇性电源是经济消纳的首要选择
对供电企业而言，引导间歇性电源有序发展在当前阶段具有现实可行性。
一方面，通过研判本地区风电、光电等装机容量发展趋势，把握本地区间歇性电源的发展趋势，密切关注相关产业动态，并与间歇性电源企业加强联系，了解其开发本地区间歇性电源的意愿和动力，能够为引导间歇性电源有序发展夯实基础；另一方面，大量间歇性电源接入将对电网规划、电网运行、电网检修产生较大影响。供电公司应首先确保电网安全稳定运行，对短期内大量要求并网发电的企业，需要根据当地的负荷消纳情况加以引导，深入沟通接入并网方案，必要时应建议其暂缓投资建设。
3.3 降低接入运维成本是经济消纳的关键所在
大量间歇性电源的接入必然增加供电企业的接入成本和运维成本，如何有效降低接入运维成本成为经济消纳的关键所在。对风力发电，电网企业无需承担相应的接入成本和运维成本。对光伏发电，需要根据用户类型进行具体分析：居民用户的接入成本完全由供电企业承担，无法实现转移；对自发自用余量上网的工业用户，相关接入成本由供电企业承担，但后期运维可由项目投资方或建设方负责，相应的成本也由其承担，这样可部分降低供电公司运维成本；大型光伏园区内所有光伏系统可由项目建设方负责运维，降低供电公司的日常运维成本。
参考文献
[1] 宋红芳，金烨，郑琦.供电公司如何实现间歇性电源的经济消纳[J].中国科技纵横，2016，（3）.
（责任编辑：王 波）