中国节能产业网讯 近年来，我国清洁能源发电装机总体呈现迅猛发展的态势。预计到2020年，我国清洁能源的开发利用总量可达6.7亿—7.4亿吨标煤，可补充能源供应缺口的60%—70%，有效保障能源供应安全。因此，发展清洁能源是我国保障能源供应安全、应对气候变化、改善环境质量的有效途径，具有重大战略意义。

　　我国清洁能源发展呈现集中规模开发为主、分散式开发为辅、就地消纳与跨区输送并重的总体特点。清洁能源的迅猛发展，对电力行业发展提出了更高要求。由于诸多原因，在清洁能源快速发展中遇到了一些亟需解决的问题，主要体现在以下三个方面：

　　第一、系统调峰能力不足，需要加快发展调峰电源。随着经济社会发展，电力负荷峰谷差逐年加大。我国电源结构以煤电为主，而煤电机组中热电联产机组比重较大，冬季为了满足供热需求，发电出力调节困难;水电在丰水期一般不参与调峰，水电装机中的径流式水电所占比重较大，水利枢纽工程发电受防洪、灌溉、航运等综合调度影响，我国水电的整体调峰能力受到很大限制;从保证核电站安全高效经济运行的角度考虑，核电基本不参与调峰;风电和太阳能发电出力具有随机性、间歇性的特点，风电在多数情况下又具有反调峰特性。综合来看，清洁能源的大规模发展使得系统调峰能力不足问题更加突出，需要增加系统调峰能力。为了实现清洁能源大规模发展，必须优化电源结构，在保障系统安全稳定运行的前提下，充分利用其他电源的调节能力，以解决清洁能源大规模发展带来的系统调峰问题。在东北、华北、华东、华中、南方电网覆盖地区，大力发展抽水蓄能电站;在西北电网覆盖地区，加大抽水蓄能站址普查力度，选择开发技术经济条件较好的抽水蓄能电站进行开发。在天然气供应有保障、电价承受能力强的地区，建设一定规模的燃气电站。在不具备抽水蓄能和燃气电站规模化发展的地区，建设高效燃煤机组，参与系统调峰。

　　第二、大容量、跨区域、远距离输电能力滞后，需要加快特高压交直流输电通道建设。我国水能、风能、太阳能等清洁能源分布集中度高、与负荷中心呈逆向分布，而且本地消纳规模有限。目前，我国电力供需以分省“分区平衡”为主，跨区输电能力不能适应清洁能源大范围消纳的需要。“三北”地区风电、西南地区水电等清洁能源必须依托跨区电网远距离外送，扩大消纳范围、增加开发规模。研究表明，2020年全国风电开发规模1.5亿千瓦左右;新疆、甘肃、内蒙古、吉林的开发规模约8000万千瓦，其中跨省区外送约6200万千瓦，占78%。因此，亟需加快特高压跨区输电通道建设，使清洁能源在更大范围内应用。清洁能源开发需要其他电源合理配置、联合开发和输送，实现电网的高效经济运行，降低电力供应成本。风电、太阳能发电出力具有随机性和间歇性特点，年发电利用小时数低，单独输送时输电通道的利用率很低;同时系统在频率控制、电压调节、安全稳定等运行方面难度很大。综合考虑各种能源资源分布、技术经济条件，“三北”地区的风电等清洁能源适宜与当地的火电等联合外送，以提高输电线路的利用效率，降低输电价格;同时，可借助于整个送端系统整体调节能力，保证电力系统的安全稳定运行。

　　第三、支持清洁能源发展的配套政策体系有待进一步完善。我国清洁能源政策需要进一步加强规范、注重综合协调。目前全额保障性收购可再生能源的实施细则尚未出台，需要加快明确与完善，以保障电力系统的安全性与整体经济性。此外，目前我国对清洁能源开发的激励政策侧重于发电环节，对输电环节、常规电源辅助服务激励不足，对其它电源为风电等清洁能源发电提供的辅助服务(调峰、调频等)还没有建立完善的定价和补偿机制等

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