新電改對新能源發電項目帶來的機遇和挑戰

徐振虎

摘 ? 要：風電、光伏發電等新能源發電項目，近年來在各級政府的大力支持下，得到了迅猛的發展，截至2018年底，全國光伏發電累計裝機容量達到1.74億kW，風電累計并網容量達1.84億kW。但由于新能源投資強度大、發電的間隙性及功率的不可調性等特點及土地資源的限制，使得新能源發展受到了一定程度的限制。新電改政策的出臺，既為新能源發電產業帶來機遇，但是也面臨諸多挑戰。

關鍵詞：新能源 ?電力體制改革 ?“電改9號文” ?機遇 ?挑戰

中圖分類號：F426.61 ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 文獻標識碼：A ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?文章編號：1674-098X（2019）09（a）-0237-02

1 ?新電改下新能源發展的機遇

1.1 配套細則及時跟進，為新能源發展提供支持

通過配套和跟進細則來有效地為新能源的發展提供支持。

目前，《關于改善電力運行條件來促進清潔能源建設》的規定已經出臺，可以看出，在新電改的背景下，國家非常重視清潔能源的發展。

從《規定》中可以看出，各省市政府都在遵循用電需求的基礎上來統籌和平衡電量。并根據相關的要求來優先安排和使用清潔能源，為的就是能夠調動更多的清潔能源來更好地讓發電機組進行發電。另外，從《規定》中的內容可以看出，專業人士可以通過運用風能、光能和其他清潔能源來顧及全地區的發電。

而在電改9號文中明確了“參與電力市場交易的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價（含線損）、政府性基金三部分組成”。根據新的規定，電力改革會不斷地加重水電、風電和光伏發電中的能源，并讓我國電力裝機結構更好地被優化。這樣一個作用會在之后發展的過程中更多地凸顯出來。

1.2 單獨核定輸配電價，解決了新能源的并網難的問題

電改9號文中明確要求：輸配電價逐步過渡到按“準許成本加合理收益”原則，分電壓等級核定。用戶或售電主體按照其接入的電網電壓等級所對應的輸配電價支付費用。也就是國家按照國際通用標準核價的方法監管電網企業的收入，標志著我國對電網企業監管方式的轉變，還原了能源商品的屬性。

1.3 加強政府監管，有利于新能源產品的技術升級

電改9號文明確要求：不符合國家產業政策以及產品和工藝屬于淘汰類的企業不得參與直接交易。進一步完善和創新制度，支持環保高效特別是超低排放機組通過直接交易和科學調度多發電。需要先確定準入標準，并讓政府公布當地符合標準的發電企業和售電主體目錄，對用戶目錄實施動態監管，進入目錄的發電企業、售電主體和用戶可自愿到交易機構注冊成為市場主體。這將對新能源制造企業、發電企業提供了技術創新動力，有助于產品的技術升級，提高新能源發電設備的安全可靠性。

1.4 完善相關制度和標準，有助于新能源的發展

從電改9號文件的規定中可以看出，分布式電源主要采用“自發自用、余量上網、電網調節”的運營模式，在確保安全的前提下，積極發展融合先進儲能技術、信息技術的微電網和智能電網技術，提高系統消納能力和能源利用效率。同時電改9號文明確了完善并網運行服務。加快修訂和完善接入電網的技術標準、工程規范和相關管理辦法，支持新能源、可再生能源、節能降耗和資源綜合利用機組上網，積極推進新能源和可再生能源發電與其他電源、電網的有效銜接，依照規劃認真落實可再生能源發電保障性收購制度，解決好無歧視、無障礙上網問題。加快制定完善新能源和可再生能源研發、并有效地從制造、組裝、維護和改造多個環節來落實標準。這將為新能源的科學有序發展提供支持。

1.5 全面放開用戶側分布式電源市場，為新能源多元化發展提供了有利時機

電改9號文中明確指出：積極開展分布式電源項目的各類試點和示范。放開用戶側分布式電源建設，支持企業、機構、社區和家庭根據各自條件，因地制宜投資建設太陽能、風能、生物質能發電以及燃氣“熱電冷”聯產等各類分布式電源，準許接入各電壓等級的配電網絡和終端用電系統。

1.6 加強電網的統籌規劃，有效規避無序發展和惡性競爭

電改9號文中明確要求：政府有關部門要認真履行電力規劃職責，優化電源與電網布局，加強電力規劃與電源等規劃之間、全國電力規劃與地方性電力規劃之間的有效銜接。提升規劃的覆蓋面、權威性和科學性，增強規劃的透明度和公眾參與度，各種電源建設和電網布局要嚴格規劃有序組織實施。

1.7 加強電力行業及相關領域科學監督，實現發電企業公平競爭

電改9號文中要求：完善電力監管組織體系，創新監管措施和手段，有效開展電力交易、調度、供電服務和安全監管，加強電網公平接入、電網投資行為、成本及投資運行效率監管，切實保障新能源并網接入，促進節能減排，保障居民供電和電網安全可靠運行。

2 ?新電改下新能源發展面臨的挑戰

2.1 市場競爭能力弱

光伏、風電雖然經過設計、制造、發電等企業多年來的技術創新、設計優化等，投資成本較前有了較大幅度的下降，但是與傳統煤電、氣電相比，千瓦造價還要略高，并且新能源發電受各種自然條件的限制，利用小時數大大低于傳統火電、氣電等傳統發電形式。電改9號文中明確指示：“妥善處理電價交叉補貼”以及“引導市場主體開展多方直接交易”。

2.2 規劃與發展不匹配

風電作為我國目前裝機容量第三位的發電形式，但是由于電網規劃、建設滯后，在我國風資源較好的甘肅、內蒙、河北等地區都存在較嚴重的棄光現象，使得風電產能不能完全釋放。光伏發電近幾年來，在政府的大力支持下，雖然裝機容量突飛猛進，但是由于各地區規劃的不平衡，近年來光伏發電也出現了不同程度的棄光現象。隨著國家綠證及配額制的實施這一現象將會得到一定的緩解。

2.3 配套法規不完善

目前能源開發有很多困難。光伏產業的發展將會和設備制造、設備生產、設備運營和設備消費的需求不太匹配，也并沒有將研發、生產和利用的知識有效地結合在一起。可再生能源和可再生能源發電無歧視、無障礙上網問題未得到有效解決。新能源制造標準、設計規范、創新模式、系統研發等方面配套的法律法規還未有效形成，因此出現了部分風電設備故障率較高，前幾年投運的光伏組件PID、衰減等問題還沒有有效解決。

2.4 新能源發展競爭日趨激烈

隨著有序縮減發用電計劃，根據市場發育程度，直接交易的電量和容量不再納入發用電計劃。鼓勵新增工業用戶和新核準的發電機組積極參與電力市場交易的實施。并且隨著社會資本參與新能源電站的開發，這將使得新能源發電企業競爭日趨激烈。

針對這些挑戰，新能源企業應重點做好以下幾方面工作：

（1）積極開展新電改方案的研究，追蹤配套細則，密切關注深圳、蒙西、安徽、湖北、寧夏的輸配電價改革和輸配電改革試點地區的動向。

（2）摸清家底，做好應對改革的各項準備工作，尤其是在棄光、棄風嚴重的地區，積極參與電能直接交易。

（3）先轉變工作中的重心，并實現從政府向市場的轉變。不僅能夠更好地加大與用戶、政府人員、競爭對手和其他機構的協調，更能夠有效地防止出現惡性競爭的現象，才能夠更好地實現多方共贏。

3 ?結語

新一輪電力體制改革，對發電企業是利好，但實質是雙刃劍，做好是機遇，挑戰是常態，比拼的是市場競爭力。作為新能源發電企業更應加強自身建設，加強建設運營的精細化管理，提高設備可靠性和市場競爭力，杜絕故障棄光、棄風現象的發生，努力促進清潔能源的高效利用。

參考文獻

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