原文首發于《能源情報研究》2017年第7期

 

 

1、可再生能源消納現狀

 

（一）全國可再生能源消納總體概況

 

1.全國可再生能源電力消納概況

 

2016年，包含水電在內，全部可再生能源電力消納量為15058億千瓦時，較去年增加1433億千瓦時，占全社會用電量的比重為25.4%，同比上升0.9個百分點。2016年，可再生能源電力消納量排名前三的省市分別為廣東1902億千瓦時、四川1745億千瓦時和云南1147億千瓦時；非水可再生能源電力消納量排名前三的省市分別為內蒙古398億千瓦時、山東302億千瓦時和河北293億千瓦時。

 

2016年，主要棄水棄風棄光省份的可再生能源電力消納量及可再生能源電力消納占比分別為：四川1745億千瓦時（83.1%）、云南1147億千瓦時（81.3%）、內蒙古428億千瓦時（16.4%）、新疆410億千瓦時（22.9%）、甘肅457億千瓦時（42.9%）、青海398億千瓦時（62.4%）、遼寧259億千瓦時（12.7%）、寧夏187億千瓦時（21.1%）、黑龍江141億千瓦時（15.7%）、吉林138億千瓦時（20.7%）。其中，四川和云南可再生能源消納占比較高，均在80%以上，主要是由于這兩個省份水資源充沛，水電占比較高。與之相對應的棄風棄光較嚴重的“三北”地區，可再生生能源電力消納比重都相對較低，東三省和內蒙基本都保持在20%以下。具體見圖1。

 

 

數據來源：國家能源局

圖1 2016年全國各省市可再生能源和非水可再生能源電力消納量（億千瓦時）

 

2016年，全國可再生能源電力消納比重為25.4%，高于全國水平的省市有14個，其中超過50%以上的省市分別為西藏84.9%、四川83.1%、云南81.3%、青海62.4%。盡管新疆、寧夏、吉林、內蒙古、遼寧可再生能源相對比較豐富，但消納比例相對偏低，均低于25%。具體見圖2。

 

 

數據來源：國家能源局

圖2 2016年可再生能源消納比重低于全國水平的省市

 

2.全國非水可再生能源消納概況

 

2016年，全國非水可再生能源電力消納量3717億千瓦時，主要消納省份分布在內蒙古、山東、河北、江蘇、新疆、山西、云南、遼寧8省（市/區）共1949億千瓦時，約占全國的52%。其中，非水電可再生能源電力消納比重排名前三的省份分別為寧夏19.1%、青海18.3%和內蒙古15.3%。具體見圖3。主要是因為這幾個省份風能和太陽能資源較為豐富。

 

圖3: 2016年全國各省非水電可再生能源電力消納情況

 

2016年2月29日，國家發改委發布《關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》，也就是大家俗稱的配額制，提出了各省消費的電力中，可再生能源應該達到的比例。由于電力消納、電網穩定等因素，當該省的非水可再生能源比例超過該省配額時，發展空間就可能受限；反之，低于配額值時，風、光等可再生能源則存在一定的需求空間。

 

2016年，全國非水電可再生能源電力消納量比重達到6.3%，離2020年9%的目標還差2.7%。其中，6省（市/區）提前完成2020年非水電可再生能源電力消納量比重目標，分別是寧夏、吉林、青海、云南和山西。具體見圖4。一些經濟大省距離非水電可再生能源電力消納比重目標還有較大差距。

 

圖4 2016和 2020年各省（區、市）非水電可再生能源電力消納量比重指標情況

 

此外，值得注意的是，京津冀、河南、江蘇、浙江、山東、遼寧、陜西具備條件接納超額完成2020年目標地區的非水電可再生能源電力，現有跨省跨區輸電通道未充分發揮輸送非水電可再生能源電力的作用。

 

3.特高壓線路輸送可再生能源情況

 

2016年，11條特高壓線路輸送電量2334億千瓦時，其中輸送可再生能源電量1725億千瓦時，占全部輸送電量的74%。國家電網公司覆蓋區的9條特高壓線路輸送電量1808億千瓦時，其中可再生能源電量1198億千瓦時，占全部輸送電量的66%；南方電網公司覆蓋區的2條特高壓線路輸送電量526億千瓦時，全部為可再生能源電量。具體見表1。

 

 

（二）全國棄水棄風棄光情況

 

隨著經濟發展進入新常態，我國電力需求增長逐步放緩，可再生能源消納面臨較大壓力。2016年，經過各方努力和積極工作，全國消納新能源電力較大幅度增加，水電、風電、太陽能發電量分別同比增加6.2%、30.1%、72%，但因裝機容量增長較快，棄風棄光棄水問題不斷惡化，全國棄風電量497億千瓦時，棄風率17%、比上年同期提高2個百分點；棄光電量74億千瓦時，棄光率10%、比上年同期下降1個百分點；棄水電量約501億千瓦時，同比增長85%。具體見表2。而且在火電利用小時大幅下降、大規模棄風棄光棄水的同時，各類電源開發投產仍相對集中，風電、光伏裝機規模增長較快，火電項目慣性投產，加之缺乏新能源消納的市場機制，系統調峰能力不足和部分外送通道建設未能按計劃實施，導致可再生能源消納受限。

 

 

2017年上半年棄水棄風棄光問題得到明顯好轉。國家能源局最新數據顯示，棄風率、棄光率分別下降了7個百分點和4.5個百分點。盡管可再生能源消納形勢有所好轉，然而解決棄水棄風棄光問題依然任重道遠。具體棄水、棄風、棄光情況如下。

 

1.全國棄水情況

 

我國棄水問題主要集中在西南地區。2016年，全國棄水電量約501億千瓦時，同比增長85%。我國水電資源主要分布在四川、云南為代表的西南地區，兩省常規水電發電量占全國常規水電發電量的46.1%。但近年來，在水電裝機迅速增長和用電增速持續低迷的雙重壓力下，四川、云南等水電大省連續多年棄水。電力供給的階段性過剩，直接導致了西南水電棄水逐漸擴大、愈演愈烈，總體呈上升趨勢。2016年，云南、四川兩省棄水已分別達到315億千瓦時、164億千瓦時，而300億千瓦時相當于河北省一個月的全社會用電量。兩省總棄水電量達479億千瓦時，約占全國總棄水電量的96%。其中，云南省棄水電量同比增加高達106%，四川省棄水電量同比增加61%。具體見圖5。

 

圖5 2011~2016年我國四川和云南省棄水量（億千瓦時）

 

棄水電量通常由兩部分組成：一部分是豐水期用電高峰時段水電出力（一般指平均出力）超出用電負荷需要產生的水電棄水電量，可稱之為負荷高峰棄水。負荷高峰棄水說明水電裝機出現了盈余，這部分棄水大約占四川、云南兩省棄水總量的40%左右。另一部是節假日或用電低谷時段產生的棄水電量，也被稱為節假日棄水和調峰棄水，這部分棄水約占兩省棄水總量的60%左右。調峰棄水與系統電源結構和運行情況密切相關，很難完全消除。

 

棄水的根本原因在于，新增水電發電能力超過系統增加的消納能力。隨著我國經濟發展進入新常態，用電需求增長明顯放緩。“十二五”期間，四川、云南用電量年均增速分別為5.2%、7.5%，遠低于“十一五”的10.4%、12.5%。其中，四川、云南電力需求還出現了負增長。而與之相反，兩省的新增裝機卻高速增長。據統計，“十二五”期間，四川省水電投產3976萬千瓦，年均增長18.6%，相當于新增了近兩個三峽電站。云南省“十二五”期間整體裝機翻了一番，增加4310萬千瓦，年均增長達17%。與此同時，由于水電建設周期長，兩省大部分在建水電項目已于“十一五”期間開工建設，目前處于集中投產期，造成新增水電發電能力遠超市場需求。

 

2016年，四川省用電量增速轉正為5.5%。雖然用電量增速增長有所回升，但遠遠匹配不上裝機增長的步伐。四川包括水電在內的清潔能源開發不斷提速。2016年，四川電網全網新增裝機434.6萬千瓦，其中水電292.4萬千瓦，同比增長4.35%，增速階段性放緩；新增風電66.3萬千瓦，同比增長90.3%；新增光伏62.6萬千瓦，同比增長169%，新能源裝機規模成倍增長。國家能源局2015年發布的《水電基地棄水問題駐點四川監管報告》顯示，如按照2015～2020年四川最大負荷同比增速為4%左右預測，四川棄水電量將于2020年達到最大值，約350億千瓦時，占當年水電發電量的8.64%。如按照2015年最大負荷達到3950萬千瓦，在此基礎上每年增加7.0%左右預測，2017年將成為四川水電棄水最為嚴重的年份，約190億～200億千瓦時，占當年水電發電量的5.18%～5.45%。數據顯示，“十三五”期間，四川將建成全國最大水電開發基地，同時還將推進風能、太陽能等新能源開發。除水電新增約1600萬千瓦裝機外，還將新增1060萬千瓦新能源裝機。如果不解決水電消納問題，棄水電量還將加劇。此外，四川外送能力不足。四川本省電量供過于求，將有大量富余電力需要外送。截至2016年底，四川省電力總裝機9108萬千瓦，而四川電網最大用電負荷僅為3283.6萬千瓦，目前最大外送能力只有2850萬千瓦，加之新能源裝機爆發式的增長，四川水電“富余”狀況將進一步加劇，供需矛盾也更加突出。雖然“十三五”時期四川首條水電外送通道——川渝電網第三條通道正式建成投運，四川省的電力外送能力獲得200萬千瓦的提升，但也只是杯水車薪并不能實質性解決四川水電消納難題。

 

與四川相比，云南棄水更加嚴重，2016年棄水電量高達315億千瓦時。根本原因仍舊是電力供過于求。數據顯示，2014年和2015年云南新增水電裝機約1400萬千瓦，而用電負荷卻減少100萬千瓦，扣除外送容量后，新增水電裝機超出本地市場需求1000萬千瓦以上。受宏觀經濟形勢影響，“十二五”后期云南電力需求增速放緩，電源開發建設與電力市場培育脫節情況較為明顯。2016年，云南電力總裝機8337萬千瓦，同比增長11.9%，其中水電裝機高達6096萬千瓦，同比增長7.9%，水電和其他可再生能源占全省總裝機容量的比重達83.4%。與電源裝機快速增長相反的是，2016年云南用電量同比持續下降1.95%。由于云南已有水電外送輸電通道豐期已基本滿負荷，外送通道不暢，每年的棄電量約占三分之一。加上風能和太陽能等可再生能源裝機及發電量增長較快，擠占水電發電空間。值得關注的是，2016年四川沒有棄風電量，云南棄風電量僅6億千瓦時，棄風率約4%，兩省水電與風電需協調發展。

 

隨著金沙江、雅礱江、瀾滄江、大渡河等流域的大型電站陸續投產，目前川滇兩省已有的電力外送通道容量5320萬千瓦將不能滿足。由于外送通道不暢，水電資源并不能在全國范圍內有效配置。目前跨區的電力調送主要靠政府協商，受納地區如果增加外來電量，即需相應減少本地發電企業電量。很多地方為保護本地發電企業，對于外來電一直限制。目前全國統一電力市場未建成，省與省之間仍存在用電壁壘，因此西南水電外送受阻導致供需矛盾加劇，水電消納進一步惡化。

 

2.全國棄風情況

 

我國棄風問題主要集中在三北地區，西北地區最為嚴重。2016年，全國棄風電量497億千瓦時，三北地區棄風電量占98.7%，其中西北地區棄風電量占比53%，平均棄風率33%；華北地區棄風電量占比27%，平均棄風率14%；東北地區棄風電量占比19%，平均棄風率18%。

 

圖6 2011~2016年全國棄風情況

 

從數據分析看，近幾年棄風限電情況時好時壞。具體見圖6。從2010年開始，風電市場開始轉折，風電產業的主要矛盾從原有爭取大規模和高速度的風電裝機量，轉向如何消納風電與建設速度之間的矛盾，棄風限電成為新問題，并愈加明顯。隨后，棄風限電的狀況開始逐漸嚴重起來。2011年，全國平均棄風限電達16%，損失電量123億千瓦，相當于損失66億元電費。2016年，棄風電量刷新了歷史最高水平，約為2014年的4倍。這是繼2012年后棄風率再次達17%，較去年同期增加了2個百分點，連續3年增加。

 

棄風現象主要發生在新疆、甘肅、內蒙古、吉林、黑龍江、遼寧、寧夏等11個地區，陜西首次出現棄風現象。具體見圖7。甘肅、新疆、內蒙古、吉林和黑龍江5個地區，3年棄風量就接近800億千瓦時，相當于天津市2015年全年的用電量。其中，甘肅省的棄風率更是從2014的11%飆升到2016年的43%，棄風電量104億千瓦時；新疆棄風率38%，較上年同期增加6個百分點，棄風電量137億千瓦時；吉林棄風率30%、棄風電量29億千瓦時；內蒙古棄風率21%，同比增加3個百分點，棄風電量124億千瓦時。

 

圖7 2016年各省棄風情況

 

我國棄風電量主要集中在北方冬季取暖期，三北地區約70%的棄風電量發生在冬季取暖期，其中取暖期后夜低谷時段棄風電量占取暖期全部棄風電量的80%左右。風電裝機規模較大的甘肅、新疆等地，中午光伏大發時段存在棄風現象。

 

為此，國家能源局2017年2月發布2017年風電投資監測預警結果顯示，內蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆（含兵團）六省（區）不得核準建設新的風電項目，并要采取有效措施著力解決棄風問題。

 

2017年第一季度，全國棄風限電情況明顯好轉。一季度，全國風電上網電量687億千瓦時，同比增長26%；平均利用小時數468小時，同比增加46小時；風電棄風電量135億千瓦時，比去年同期減少57億千瓦時，棄風限電情況明顯好轉。一季度，風電平均利用小時數較高的省份是四川（962小時）、云南（939小時）、福建（817小時）和廣西（682小時）；平均利用小時較低的省份是吉林（278小時）、甘肅（305小時）、黑龍江（307小時）和新疆（317小時）。棄風率超過30%的省份分別為吉林44%、甘肅36%、黑龍江36%、新疆34%。具體見表3。

 

 

2017年上半年，全國棄風限電情況繼續保持好轉態勢。根據國家能源局數據顯示，2017年上半年棄風率下降了7個百分點。上半年，全國風電發電量1490億千瓦時，同比增長21%；平均利用小時數984小時，同比增加67小時；風電平均利用小時數較高的地區是云南、四川、福建和天津，分別是1592小時、1498小時、1225小時和1208小時。上半年，風電棄風電量235億千瓦時，同比減少91億千瓦時，大部分棄風限電嚴重地區的形勢均有所好轉，其中新疆、甘肅、遼寧、吉林、寧夏棄風率下降超過10個百分點，黑龍江、內蒙古棄風率下降超過5個百分點。

 

3.全國棄光情況

 

我國棄光問題全部集中在三北地區，西北地區最為突出。2016年，全年光伏限電74億千瓦時，全國平均棄光率約10%。隨著我國光伏裝機規模的不斷增長，我國棄光率不斷增加，棄光范圍繼續擴大。全國平均棄光率由2013年的1%提高到2016年的10%，棄光問題出現的省區由初期的1個（甘肅省）擴大到7個（甘肅、新疆、青海、寧夏、陜西、內蒙古和河北）。具體見圖8。

 

圖8 2013～2016年全國平均棄光率變化趨勢

 

光伏限電分布范圍相對于風電更為集中，主要在西北五省和蒙西，其中新疆29.1億千瓦時、甘肅25.8億千瓦時、青海8.1億千瓦時、內蒙古5.4億千瓦時、寧夏4.0億千瓦時、陜西1.4億千瓦時、河北0.2億千瓦時。具體見圖9。僅西北五省（區）棄光電量就達68.4億千瓦時。西北地區棄光電量由2015年的49億千瓦時增加至2016年的近70億千瓦時，棄光率提高了6個百分點。

 

圖9 2016年分地區棄光電量及棄光率情況

 

2016年，僅國網范圍內棄風棄光電量就達到了465億千瓦時，主要集中在西北和東北地區。從分布上看，新能源開發主要集中在“三北”地區，風電、光電裝機容量分別占全國的77%和41%，規模大，當地市場空間卻有限，難以就地消納。從輸送能力上看，“三北”地區跨省區輸電能力僅有新能源裝機總量的22%，電力市場的建設也仍處于起步階段，難以適應新能源大規模交易、外送的需要。

 

國家能源局數據顯示，2017年一季度光伏發電量214億千瓦時，同比增加80%。全國棄光限電約23億千瓦時。寧夏、甘肅棄光率大幅下降，分別為10%、19%，比去年同期分別下降約10個和20個百分點；青海、陜西、內蒙古三省（區）的棄光率有所增加，分別為9%、11%、8%；新疆（含兵團）棄光率仍高達39%。

 

2017年上半年，全國棄光限電情況也有所好轉。國家能源局數據顯示，2017年上半年棄光率下降了4.5個百分點。上半年，全國光伏發電量518億千瓦時，同比增長75%。全國棄光電量37億千瓦時，棄光率同比下降4.5個百分點，棄光主要集中在新疆和甘肅，其中：新疆棄光電量17億千瓦時，棄光率26%，同比下降6個百分點；甘肅棄光電量9.7億千瓦時，棄光率22%，同比下降近10個百分點。

 

2、可再生能源消納難原因分析

 

造成當前消納難題的根本原因，一方面是資源分布矛盾，我國可再生能源富集地區集中在電力負荷能力相對較弱的“三北”地區，近些年裝機擴張規模遠遠超出了區域內消納能力，致使電力裝機增長與用電能力增長反差不斷加大；另一方面，則是資源輸送矛盾，近些年我國新能源發展速度超過了跨區輸電通道的建設速度，從而導致有電送不出的“窩電”現象。從深層次上看，棄水、棄風、棄光問題反映了我國現行電力發展和運行模式尚不適應可再生能源的發展，反映了我國電力運行機制、電力市場體制的深層次矛盾。主要體現在下面幾方面。

 

（一）供需矛盾：用電需求放緩及可再生裝機不斷提速加劇可再生能源供需矛盾

 

2016年以來，由于全社會電力需求增速放緩以及火電爭相上馬，常規能源對可再生能源電力的擠出效應加劇。與此同時，可再生能源裝機不斷提速，進一步加劇了可再生能源的供需矛盾。到2016年底，全國可再生能源發電裝機容量5.7億千瓦，同比增長16.7%，其中太陽能發電、風電、水電裝機量同比增長分別為81.6%、13.2%和3.9%。可再生能源裝機量快速攀升的同時，其發電量也在不斷提速。2016年全部能源發電同比增長僅5.2%，而可再生能源全年發電增速是全部能源發電增速的2倍多，達11.4%。其中，太陽能、風能、水力發電量增速均高于全部發電增長水平，太陽能發電同比增長72%，比上年加快4個百分點；風能發電同比增長30.1%，比上年加快14個百分點；水力發電同比增長6.2%，比上年加快1個百分點。如2016年三北地區風電、光伏裝機占全國的77%、67%，但三北地區全社會用電量僅占全國的40%左右，可再生能源開發規模與當地消納能力不匹配，直接造成當前可再生能源消納受限。然而，可再生能源遭遇消納難題，并非因為市場飽和。2016年，全國非水可再生能源電力消納量為3717億千瓦時，占全社會用電量比重僅為6.3%，即使包含水電在內的全部可再生能源電力消納量也只占全社會用電量的比重為25.4%。尤其在在《巴黎協定》應對氣候變化的承諾及中國當前的環境約束下，可再生能源發展空間遠不止于此，因此可再生能源供應持續增加的局面將進一步導致消納矛盾的升級。

 

（二）輸送矛盾：電網輸送通道存在局限及省間壁壘阻攔導致外送消納受限

 

我國可再生能源主要集中開發投產在西部低負荷地區，在當地消納的同時，仍需要外送，而在現有電力電網規劃、建設和運行方式下，電源電網統籌協調不足，電力輸送通道在建設進度、輸送容量、輸送對象上都難以滿足可再生能源電力發展需求。具體來說：（1）配套電網規劃建設滯后，如西北地區風電光伏電站建設速度明顯加快，但輸電網和市場缺乏配套，導致其發電建設規模與本地負荷水平不匹配。（2）電站建設與配套電網的建設和改造不協調，如新疆達坂城地區是新疆風電建設的重點區域，當地鹽湖220千伏變電站和東郊750千伏變電站改擴建施工，影響了風電的送出，造成了7億千瓦時的棄風。（3）跨區輸送容量不足，如東北、西北電網目前的跨區輸電能力為1610萬千瓦，只有新能源裝機容量（8559萬千瓦）的19%。再例如甘肅目前主要通過4條750千伏特高壓交流線路向外送電，但輸電能力僅330萬～500萬千瓦，并且與新疆和青海共用，明顯與近2000萬千瓦的新能源裝機水平不匹配。其次，可再生能源消納存在省間壁壘致使外送市場受阻，各省間可再生能源資源和電源結構的互補性不能充分利用。雖然跨區送電量在逐年增長，但隨著經濟環境和供需形勢的變化，同時因火電項目審批權下放到地方，出于對財政收入的考慮，地方利益博弈強烈。特別是以火電為主要電源的一些發達地區，為保當地火電機組運行，更是大幅壓縮從外地輸入可再生能源電力的空間。此外，由于水電開發成本的提高，火電標桿電價的下調，導致水電在受端省份價格優勢逐步減小，甚至出現了“倒掛”現象，受端省份對于消納水電積極性明顯降低。

 

（三）調峰矛盾：火電調節技術升級慢及靈活調節電源占比低制約可再生能源消納

 

可再生能源發電具有波動性、間接性特點，通過提升電力系統調峰能力，可有效促進可再生能源消納。我國電源調峰結構以常規火電為主，特別是風光富集地區更加突出，但火電調峰深度和速度都不及水電、燃氣機組。目前我國火電機組（熱電機組）的調峰現狀遠低于國際水平，仍沿用20世紀80年代初的火電調節指標進行運行考核，大量中小火電機組、熱電機組仍舊采用傳統技術方案和運行方式，沒有針對新的需求進行改造升級提升靈活性，技術潛力沒有充分釋放，遠低于國際領先水平。國際經驗證明，需求側響應是增加電力靈活性的重要手段，但我國需求側響應還處于研究示范階段，未能發揮真正作用。此外，三北地區燃煤熱電聯產機組比重大，北方冬季取暖期大量熱電機組須承擔供暖任務，調峰能力一般僅在額定容量的20%左右，是造成三北地區取暖大量棄風的重要原因。截至2016年底，三北地區熱電裝機容量約1.8億千瓦，占三北地區自用煤電裝機的50%以上。而且部分省區自備電廠裝機規模較大，由于自備電廠多需配合企業生產活動，參與電力系統公共調峰能力不足，如新疆、內蒙古等地區大量自備電廠甚至不參與系統調峰，增加了可再生能源的消納難度。其次，三北地區抽水蓄能、燃氣電站等靈活調節電源占比低，系統級調峰建設嚴重滯后。截至2016年底，三北地區抽水蓄能電站裝機規模697萬千瓦，僅占三北地區電源總裝機的1%；氣電裝機1620萬千瓦，僅占三北地區電源總裝機的2%，且已投產氣電多為熱電聯產機組，調峰能力有限。靈活電源的最大調節能力與新能源的波動范圍不匹配，嚴重制約了新能源消納。而美國靈活調節電源占比在50%以上，西班牙在40%以上。

 

（四）調度矛盾：電力運行調度傳統“計劃”方式擠壓可再生能源發展空間

 

目前，電力運行調度很大程度上延續傳統計劃方式，各類電廠年運行小時數主要依據年發電計劃確定，各地經濟運行主管部門甚至對每一臺機組下達發電量計劃，由于火電年度電量計劃為剛性計劃，調度為了完成火電年度計劃不得不限制可再生能源發電的電量空間。這種“計劃”方式，不能適應新能源波動性特點和需要，無法保障可再生能源發電優先上網。盡管《可再生能源法》規定，“優先調度和全額保障性收購可再生能源發電”，但可再生能源優先調度受到原有電力運行機制和剛性價格機制的限制，難以落實節能優先調度等行政性規定。此外，目前我國電網企業既擁有獨家買賣電的特權，又通過下屬的電力調度機構行使直接組織和協調電力系統運行，擁有電網所有權和經營、輸電權，具有壟斷性，不利于市場主體自由公平交易。加上與可再生能源電價相比，火電價格更具經濟性，火電企業和地方政府更不愿意讓出火電電量空間。以廣東為例，根據2016年西電東送框架協議價格，云南送廣東落地電價0.4505元/千瓦時，這與廣東燃煤火電標桿電價相比已無優勢。

 

（五）體制機制矛盾：可再生能源電力消納市場和機制尚不健全

 

目前，我國電力市場化建設尚處于起步階段，剛開始放開配電、售電環節，調峰補償、價格響應等市場機制尚未建立。在電力市場化改革進程中，遠距離送受電、區域電力市場等體制機制尚未健全，電網資源配置能力難以發揮。尤其水電的“豐余枯缺”特點和風電的“波動性”在現有機制框架下，僅靠本地運行調度優化已經不能解決市場消納問題。而目前我國的電力運行管理總體是以省為實體進行管理，同時跨省跨區輸送未納入到國家能源戰略制定的長期跨地區送受電計劃中，各地對接納可再生能源積極性不足。發電計劃尚未完全放開，部分地區未按風電、光伏發電最低保障收購年利用小時數安排新能源發電。調峰和備用輔助服務市場機制尚未健全，電源承擔調峰、備用任務的積極性不高，難以充分激勵火電靈活性改造和調峰/儲能電源的建設。現貨市場尚未建立，可再生能源發電邊際成本低的優勢得不到充分發揮，同時大用戶直供電合同的剛性執行在一定程度上固化了傳統電源的市場份額，影響可再生能源電量消納空間。未來隨著西南和三北地區可再生能源開發規模繼續增長，市場消納空間逐漸成為可再生能源消納的最大瓶頸，現有以“電量計劃”、“固定價格”、“電網壟斷”等為特征的體系已不能適應可再生能源發展。

 

3、促進我國可再生能源消納的相關建議

 

為促進可再生能源消納，需要進一步通過相關支持政策和激勵機制加大推進力度。加快外送通道建設，出臺可再生能源配額制，明確地方政府的主體責任，并納入地方政府績效考核。逐步放開發用電計劃，將發電權交易、直接交易等交易機制納入電力市場體系等。加強抽水蓄能和燃氣電站等調峰電源建設，提高電力系統的新能源消納能力。具體措施如下：

 

（一）優化可再生能源規劃建設及區域布局，把握好新增項目建設節奏

 

可再生能源與消納及送受端省份、電源企業、電網公司等多個利益相關方需要在國家層面加強統一規劃和統籌協調。以三峽電站消納為例，通過國家統籌協調，目前三峽水電站在華中、華東、南方區的10個省份消納，并納入受端省份的發用電計劃，電站基本無棄水。由國家主導，統籌研究可再生能源消納方案和電網建設方案，并在全國電力規劃中加以明確。盡快建立各地區可再生能源消納情況實時監測及預測評估機制，在此基礎上，結合技術進步、資源條件，優化可再生能源規劃建設節奏及區域布局。嚴格控制棄風棄光嚴重地區的風電和光伏發電新增建設規模，尤其是在新疆、甘肅等三北地區。避免加重存量項目運行困難，適當把發展的重心轉移到不棄風和不棄光的中東部和南方地區。根據“十三五”及中長期新增的系統可靠容量需求，應優先規劃建設調峰電源。

 

（二）打破區域、省間壁壘，在可再生能源供給側和消費側做好平衡

 

對納入規劃的外省送電，國家能源主管部門應負責協調送受省（區/市）發電企業和電網企業簽訂中長期購售電合同，作為發用電計劃的一部分落實到地方電力規劃中。電網公司按照相關規劃落實具體的電網建設方案，并組織實施。在消費側，從政策機制、暢通外送、推廣應用、技術提升等方面入手，擴大市場消納空間，并做好資源的合理配置。立足各地資源稟賦，建立宏觀調度機制，構建全國電力市場，促進可再生能源全國范圍內消納。此外，還要加強技術攻關，降低可再生能源發電、用電成本，并加快研究開發大型儲能設備。在可再生能源電力供給側，一方面要科學合理安排可再生能源建設布局，提高現有發電機組利用率，提升跨區調度和協同互濟保供能力，同時也要避免“邊建邊棄”；另一方面要加大技術改造力度，讓煤電、水電等傳統電源與新能源運行系統相互兼容、和諧發展，建立健全常規能源為新能源調峰的輔助服務、補償機制和市場機制。同時，逐步建立適應可再生能源大規模融入電力系統的新型電力運行機制，在可再生能源比例高的區域，建立智能化區域電力運行管理系統，消除可再生能源運行對傳統電網安全運行的沖擊。

 

（三）建立調峰參與激勵機制，優化可再生能源系統調度

 

采取措施深度挖掘常規機組的調峰潛力，尤其是自備電廠和供暖期供熱機組調節能力。結合電力體制改革，提高調峰電源在我國電源裝機中的比重。從政策角度來說，主要是要推行合理的調峰輔助服務補償機制，在區分不同機組類型和調峰能力的基礎上，根據機組的不同調峰深度給予合理的補償額度，以提高其參與深度調峰的積極性。全力推動現役煤電靈活性改造工程，優先對三北地區新能源消納問題突出省區熱電機組進行靈活性改造。其次，加大調控力度，充分發揮調度作用，實施全網統一調度，充分發揮大電網的作用，跨區域安排旋轉備用容量和火電開機方式，深度挖掘系統調峰能力。充分利用大數據、云計算等技術，及時開展流域梯級、跨流域協調調度。進一步研究風電和光伏發電的技術特性，強化實時調度。創新跨省區聯絡線調度和考核模式，構建跨區域可再生能源協調控制機制，突破現有分層分區的調度交易模式，合理擴大調度平衡范圍。提高線路運行管理和調度水平，在滿足系統運行安全前提下，提高輸電通道利用效率。

 

（四）鼓勵負荷側積極參與和就近消納相結合，促進新能源系統消納

 

“十三五”及中長期來看，我國可再生能源電源規模將持續增加，為確保可再生能源充分消納，在充分提高電源側調節能力、電網側配置外，還必須充分挖掘用戶側負荷參與可再生能源消納能力。“十三五”期間，建議重點結合電力市場建設，推動可再生能源清潔取暖、電動汽車充電、電力儲能、可調節工業負荷等負荷側調節技術發展與工程實踐，并逐步探索完善商業模式。大力推廣清潔能源替代工程，加強可再生能源在工業、交通、建筑各領域的應用，提高可再生能源就近消納的比重。特別是指導內蒙等地區擴大本地就近消納，提高可再生能源保障性收購電量并擴大直接交易。結合北方地區清潔取暖工作，進一步擴大風電清潔取暖規模。另外，在河北、吉林等地區開展風電制氫示范工程。

 

（五）加快推進電力體制改革及市場建設

 

“十三五”時期，為促進可再生能源消納，應重點推動現貨市場及輔助服務市場建設，在充分發揮可再生能源邊際成本低的優勢基礎上，調動電力系統電源側、負荷側共同參與可再生能源消納的積極性。進一步引入市場機制，建立輔助服務交易市場，通過經濟手段激勵自備機組、供熱機組等參與調峰輔助服務。堅持以中長期交易為主、臨時交易為輔的跨省跨區電力交易模式，完善與之配套的電價機制、協商機制和考核機制。加強政策引導，通過跨省發電權交易、將水電納入可再生能源配額制等措施，鼓勵中東部地區積極接受并優先消納水電。