多能互補政策解讀閉門會精彩摘錄
7月8日，由《中國能源報》主辦的中國綜合能源體系建設系列研討會開篇之作——多能互補政策解讀閉門會在京舉辦，來自政府部門、研究機構、企業代表160人參會。2017年伊始，國家能源局發布《關于公布首批多能互補集
國網國家電力調度控制中心原副主任辛耀中
三大結構性問題制約新能源消納和電網運行
不管是傳統能源還是新能源，最終絕大多數都轉換成電能。電的特點是，二次能源、轉換方便、傳輸快捷、不易存儲。
就多能互補而言，儲能是很重要的一方面，儲能的主要形式包括：蓄水、蓄熱、壓縮空氣、電容、電池、飛輪等，其中蓄熱的成本是最低的。
截至2016年底，全國發電裝機總量達16.46億千瓦，其中光伏裝機容量達7742萬千瓦、風電裝機容量達1.49億千瓦，均為世界第一，合占總裝機13.74%，平均每小時1臺風機投運。風電和光伏，不管是裝機還是發電量，中國都在世界上遙遙領先。
但是我國的資源能源稟賦決定了生產、消費呈現逆向分布，76%的煤炭和80%的風電位于北方地區，80%的水電位于西南，2/3的用電位于東部。風電、光伏怎樣消納，所以一定不能單打一，一定要從全局考慮。
整體來看，風電和光伏占整個裝機的13%，但在“三北”地區，特別是甘肅、內蒙、吉林等省區，這一比例則超過30%，新能源占比不斷攀升下，電力系統怎樣運行？
目前制約新能源發展、制約電網運行的因素，歸結成三大結構性問題——電源結構、電網結構以及用電結構。三大結構性問題如三座大山嚴重制約電網安全穩定運行和可再生能源的有效消納
隨著新能源的快速發展，結構問題越來越嚴重，越來越突出。原來火電、水電、核電基本上是穩定、可預計的，但風光的間歇性問題，使可調節電源嚴重不足，不得不利用常規火電強行調節。
再來看電網結構，全世界沒有任何一家電網是為消納這么多新能源設計的，認識新能源問題的只有德國和中國。電網建設多年來都是以省（區）為實體建設的，現在新能源富余在區域內無法送出。
就用電結構來說，目前僅在沿海7省有用戶側峰谷電價響應。在發電側僅有四川水電的峰谷電價，其他地區都沒有。一直以來，電網調度在背負著這三座大山在運行。。
針對電源結構分布不均、調節不夠的問題：加快建設調峰電源和蓄能電源（蓄水、蓄熱、壓縮空氣等），優化水電調節，加強聯合調節。
針對電網互聯不強、互濟不足的問題：三峽工程促成了全國聯網，西電東送加強了全國聯網，新能源發展必須形成堅強智能電網,只是這需要一個過程，需要10年或20年的建設。
針對用電結構需求剛性、響應不靈的問題：快速推進鼓勵動態響應的雙邊峰谷電價，大力推進限制高耗能的分類電價，積極推進鼓勵節能的階梯電價。
從更為長遠角度來看，隨著化石能源枯竭，新能源的發展是不可轉，且不以任何人的意志為轉移。100年之內實現全球電網互聯，是解決世界能源的最可行之路。
國家電投火電與售電部經理熊建明
5個多能互補示范工程正有序開展
在全國首批23個多能互補集成優化示范項目中，國家電投占了5個，占比22%，這得益于國家電投大力開展綜合智慧能源，并將之作為未來發展的方向。綜合智慧能源，是指面對用戶的電、熱、冷、氣、水需求，能夠提供一體化的解決方案,與多能互補集成優化、能源互聯網的內涵基本一致。
近年來，國家電投開展了一些綜合智慧能源工作，已建成上海前灘樓宇項目、珠海橫琴供冷供熱項目、上海小漕涇供熱供水項目等，運營效果不錯。作為中國唯一同時擁有電力研發、規劃、設計、咨詢、投資、建設、運營能力為一體的綜合能源服務商，國家電投在多能互補方面擁有優勢。
目前，入選的5個多能互補示范工程正有序開展。
青海海南州水光風多能互補集成優化示范項目，今年4月開工，將建設400萬千瓦的光伏群電站、200萬千瓦的風電電站群，與黃河上游茨哈峽—羊曲河段416萬千瓦水電實現多能互補，配套建設羊曲750千伏升壓站一座。
中電合肥空港多能互補集成優化示范項目，今年6月開工，以天然氣分布式能源站項目、分布式可再生能源為負荷中心，以園區新增配電網、充電場、儲能等多種能源系統為載體，打造創新型綜合智慧能源示范園區。
中信國安第一城多能互補集成優化示范項目，項目可行性研究工作正在開展中，有望近期開工，將建設340MW分布式天然氣發電、25MW屋頂分布式光伏、60MW農光互補、20MW生物質發電，并建設相應的熱網、配電網和智能化用能終端、綜合能源控制中心等。
扎哈淖爾多能互補集成優化示范項目，項目可行性研究工作正在開展中，規劃建設95萬千瓦風電、30萬千瓦光伏、8小時×10萬千瓦儲能電源，以及2×35萬千瓦超臨界熱電聯產機組，配套建設輸電線路和供熱管網。
延安新城北區多能互補集成優化示范項目，已完成規劃實施方案的編制工作，項目規劃建設以天然氣冷熱電三聯供為供能主體，輔以屋頂分布式光伏、分布式燃氣鍋爐、干熱巖地熱、供熱（冷）管網、增量配電網、綜合管廊、熔鹽蓄熱儲能、綜合能源管理調度控制系統等。
多能互補示范工程中存在問題及建議：一是天然氣分布式能源站上網電價核定及政策支持問題。國家雖出臺天然氣上網電價有關政策，但非強制性要求，實際執行的燃氣上網電價為當地燃煤發電上網標桿電價，遠低于天然氣發電成本。
二是天然氣分布式能源站電、熱、冷就地消納問題。目前能源站定義為公用電站，以熱定電發電原則，在外網調度下無法實現區域內能源需求的實時接收及響應反饋，與示范項目能源就地消納的政策存在矛盾。
三是多能互補系統缺乏智能電網支持。多能互補中的分布式光伏、風電等能源接入控制系統需提前與新增智能電網規劃相銜接，但智能電網投入高于普通電網，在配電網價格核定上尚屬空白。
四是需明確項目建設規模、核準或備案方式。在通知中沒有明確具體建設規模，新能源項目也未明確是否享受國家可再生能源電價補貼，地方政府難以對項目進行審批。火電項目作為自備電源，需明確為2017年新增的自用電規模，解決新增負荷用電問題。
責任編輯：電小二
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