我国可再生能源消纳现状及对策研究

 

原文首发于《能源情报研究》2017年第7期

 

 

1、可再生能源消纳现状

 

（一）全国可再生能源消纳总体概况

 

1.全国可再生能源电力消纳概况

 

2016年，包含水电在内，全部可再生能源电力消纳量为15058亿千瓦时，较去年增加1433亿千瓦时，占全社会用电量的比重为25.4%，同比上升0.9个百分点。2016年，可再生能源电力消纳量排名前三的省市分别为广东1902亿千瓦时、四川1745亿千瓦时和云南1147亿千瓦时；非水可再生能源电力消纳量排名前三的省市分别为内蒙古398亿千瓦时、山东302亿千瓦时和河北293亿千瓦时。

 

2016年，主要弃水弃风弃光省份的可再生能源电力消纳量及可再生能源电力消纳占比分别为：四川1745亿千瓦时（83.1%）、云南1147亿千瓦时（81.3%）、内蒙古428亿千瓦时（16.4%）、新疆410亿千瓦时（22.9%）、甘肃457亿千瓦时（42.9%）、青海398亿千瓦时（62.4%）、辽宁259亿千瓦时（12.7%）、宁夏187亿千瓦时（21.1%）、黑龙江141亿千瓦时（15.7%）、吉林138亿千瓦时（20.7%）。其中，四川和云南可再生能源消纳占比较高，均在80%以上，主要是由于这两个省份水资源充沛，水电占比较高。与之相对应的弃风弃光较严重的“三北”地区，可再生生能源电力消纳比重都相对较低，东三省和内蒙基本都保持在20%以下。具体见图1。

 

 

数据来源：国家能源局

图1 2016年全国各省市可再生能源和非水可再生能源电力消纳量（亿千瓦时）

 

2016年，全国可再生能源电力消纳比重为25.4%，高于全国水平的省市有14个，其中超过50%以上的省市分别为西藏84.9%、四川83.1%、云南81.3%、青海62.4%。尽管新疆、宁夏、吉林、内蒙古、辽宁可再生能源相对比较丰富，但消纳比例相对偏低，均低于25%。具体见图2。

 

 

数据来源：国家能源局

图2 2016年可再生能源消纳比重低于全国水平的省市

 

2.全国非水可再生能源消纳概况

 

2016年，全国非水可再生能源电力消纳量3717亿千瓦时，主要消纳省份分布在内蒙古、山东、河北、江苏、新疆、山西、云南、辽宁8省（市/区）共1949亿千瓦时，约占全国的52%。其中，非水电可再生能源电力消纳比重排名前三的省份分别为宁夏19.1%、青海18.3%和内蒙古15.3%。具体见图3。主要是因为这几个省份风能和太阳能资源较为丰富。

 

图3: 2016年全国各省非水电可再生能源电力消纳情况

 

2016年2月29日，国家发改委发布《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，也就是大家俗称的配额制，提出了各省消费的电力中，可再生能源应该达到的比例。由于电力消纳、电网稳定等因素，当该省的非水可再生能源比例超过该省配额时，发展空间就可能受限；反之，低于配额值时，风、光等可再生能源则存在一定的需求空间。

 

2016年，全国非水电可再生能源电力消纳量比重达到6.3%，离2020年9%的目标还差2.7%。其中，6省（市/区）提前完成2020年非水电可再生能源电力消纳量比重目标，分别是宁夏、吉林、青海、云南和山西。具体见图4。一些经济大省距离非水电可再生能源电力消纳比重目标还有较大差距。

 

图4 2016和 2020年各省（区、市）非水电可再生能源电力消纳量比重指标情况

 

此外，值得注意的是，京津冀、河南、江苏、浙江、山东、辽宁、陕西具备条件接纳超额完成2020年目标地区的非水电可再生能源电力，现有跨省跨区输电通道未充分发挥输送非水电可再生能源电力的作用。

 

3.特高压线路输送可再生能源情况

 

2016年，11条特高压线路输送电量2334亿千瓦时，其中输送可再生能源电量1725亿千瓦时，占全部输送电量的74%。国家电网公司覆盖区的9条特高压线路输送电量1808亿千瓦时，其中可再生能源电量1198亿千瓦时，占全部输送电量的66%；南方电网公司覆盖区的2条特高压线路输送电量526亿千瓦时，全部为可再生能源电量。具体见表1。

 

 

（二）全国弃水弃风弃光情况

 

随着经济发展进入新常态，我国电力需求增长逐步放缓，可再生能源消纳面临较大压力。2016年，经过各方努力和积极工作，全国消纳新能源电力较大幅度增加，水电、风电、太阳能发电量分别同比增加6.2%、30.1%、72%，但因装机容量增长较快，弃风弃光弃水问题不断恶化，全国弃风电量497亿千瓦时，弃风率17%、比上年同期提高2个百分点；弃光电量74亿千瓦时，弃光率10%、比上年同期下降1个百分点；弃水电量约501亿千瓦时，同比增长85%。具体见表2。而且在火电利用小时大幅下降、大规模弃风弃光弃水的同时，各类电源开发投产仍相对集中，风电、光伏装机规模增长较快，火电项目惯性投产，加之缺乏新能源消纳的市场机制，系统调峰能力不足和部分外送通道建设未能按计划实施，导致可再生能源消纳受限。

 

 

2017年上半年弃水弃风弃光问题得到明显好转。国家能源局最新数据显示，弃风率、弃光率分别下降了7个百分点和4.5个百分点。尽管可再生能源消纳形势有所好转，然而解决弃水弃风弃光问题依然任重道远。具体弃水、弃风、弃光情况如下。

 

1.全国弃水情况

 

我国弃水问题主要集中在西南地区。2016年，全国弃水电量约501亿千瓦时，同比增长85%。我国水电资源主要分布在四川、云南为代表的西南地区，两省常规水电发电量占全国常规水电发电量的46.1%。但近年来，在水电装机迅速增长和用电增速持续低迷的双重压力下，四川、云南等水电大省连续多年弃水。电力供给的阶段性过剩，直接导致了西南水电弃水逐渐扩大、愈演愈烈，总体呈上升趋势。2016年，云南、四川两省弃水已分别达到315亿千瓦时、164亿千瓦时，而300亿千瓦时相当于河北省一个月的全社会用电量。两省总弃水电量达479亿千瓦时，约占全国总弃水电量的96%。其中，云南省弃水电量同比增加高达106%，四川省弃水电量同比增加61%。具体见图5。

 

图5 2011~2016年我国四川和云南省弃水量（亿千瓦时）

 

弃水电量通常由两部分组成：一部分是丰水期用电高峰时段水电出力（一般指平均出力）超出用电负荷需要产生的水电弃水电量，可称之为负荷高峰弃水。负荷高峰弃水说明水电装机出现了盈余，这部分弃水大约占四川、云南两省弃水总量的40%左右。另一部是节假日或用电低谷时段产生的弃水电量，也被称为节假日弃水和调峰弃水，这部分弃水约占两省弃水总量的60%左右。调峰弃水与系统电源结构和运行情况密切相关，很难完全消除。

 

弃水的根本原因在于，新增水电发电能力超过系统增加的消纳能力。随着我国经济发展进入新常态，用电需求增长明显放缓。“十二五”期间，四川、云南用电量年均增速分别为5.2%、7.5%，远低于“十一五”的10.4%、12.5%。其中，四川、云南电力需求还出现了负增长。而与之相反，两省的新增装机却高速增长。据统计，“十二五”期间，四川省水电投产3976万千瓦，年均增长18.6%，相当于新增了近两个三峡电站。云南省“十二五”期间整体装机翻了一番，增加4310万千瓦，年均增长达17%。与此同时，由于水电建设周期长，两省大部分在建水电项目已于“十一五”期间开工建设，目前处于集中投产期，造成新增水电发电能力远超市场需求。

 

2016年，四川省用电量增速转正为5.5%。虽然用电量增速增长有所回升，但远远匹配不上装机增长的步伐。四川包括水电在内的清洁能源开发不断提速。2016年，四川电网全网新增装机434.6万千瓦，其中水电292.4万千瓦，同比增长4.35%，增速阶段性放缓；新增风电66.3万千瓦，同比增长90.3%；新增光伏62.6万千瓦，同比增长169%，新能源装机规模成倍增长。国家能源局2015年发布的《水电基地弃水问题驻点四川监管报告》显示，如按照2015～2020年四川最大负荷同比增速为4%左右预测，四川弃水电量将于2020年达到最大值，约350亿千瓦时，占当年水电发电量的8.64%。如按照2015年最大负荷达到3950万千瓦，在此基础上每年增加7.0%左右预测，2017年将成为四川水电弃水最为严重的年份，约190亿～200亿千瓦时，占当年水电发电量的5.18%～5.45%。数据显示，“十三五”期间，四川将建成全国最大水电开发基地，同时还将推进风能、太阳能等新能源开发。除水电新增约1600万千瓦装机外，还将新增1060万千瓦新能源装机。如果不解决水电消纳问题，弃水电量还将加剧。此外，四川外送能力不足。四川本省电量供过于求，将有大量富余电力需要外送。截至2016年底，四川省电力总装机9108万千瓦，而四川电网最大用电负荷仅为3283.6万千瓦，目前最大外送能力只有2850万千瓦，加之新能源装机爆发式的增长，四川水电“富余”状况将进一步加剧，供需矛盾也更加突出。虽然“十三五”时期四川首条水电外送通道——川渝电网第三条通道正式建成投运，四川省的电力外送能力获得200万千瓦的提升，但也只是杯水车薪并不能实质性解决四川水电消纳难题。

 

与四川相比，云南弃水更加严重，2016年弃水电量高达315亿千瓦时。根本原因仍旧是电力供过于求。数据显示，2014年和2015年云南新增水电装机约1400万千瓦，而用电负荷却减少100万千瓦，扣除外送容量后，新增水电装机超出本地市场需求1000万千瓦以上。受宏观经济形势影响，“十二五”后期云南电力需求增速放缓，电源开发建设与电力市场培育脱节情况较为明显。2016年，云南电力总装机8337万千瓦，同比增长11.9%，其中水电装机高达6096万千瓦，同比增长7.9%，水电和其他可再生能源占全省总装机容量的比重达83.4%。与电源装机快速增长相反的是，2016年云南用电量同比持续下降1.95%。由于云南已有水电外送输电通道丰期已基本满负荷，外送通道不畅，每年的弃电量约占三分之一。加上风能和太阳能等可再生能源装机及发电量增长较快，挤占水电发电空间。值得关注的是，2016年四川没有弃风电量，云南弃风电量仅6亿千瓦时，弃风率约4%，两省水电与风电需协调发展。

 

随着金沙江、雅砻江、澜沧江、大渡河等流域的大型电站陆续投产，目前川滇两省已有的电力外送通道容量5320万千瓦将不能满足。由于外送通道不畅，水电资源并不能在全国范围内有效配置。目前跨区的电力调送主要靠政府协商，受纳地区如果增加外来电量，即需相应减少本地发电企业电量。很多地方为保护本地发电企业，对于外来电一直限制。目前全国统一电力市场未建成，省与省之间仍存在用电壁垒，因此西南水电外送受阻导致供需矛盾加剧，水电消纳进一步恶化。

 

2.全国弃风情况

 

我国弃风问题主要集中在三北地区，西北地区最为严重。2016年，全国弃风电量497亿千瓦时，三北地区弃风电量占98.7%，其中西北地区弃风电量占比53%，平均弃风率33%；华北地区弃风电量占比27%，平均弃风率14%；东北地区弃风电量占比19%，平均弃风率18%。

 

图6 2011~2016年全国弃风情况

 

从数据分析看，近几年弃风限电情况时好时坏。具体见图6。从2010年开始，风电市场开始转折，风电产业的主要矛盾从原有争取大规模和高速度的风电装机量，转向如何消纳风电与建设速度之间的矛盾，弃风限电成为新问题，并愈加明显。随后，弃风限电的状况开始逐渐严重起来。2011年，全国平均弃风限电达16%，损失电量123亿千瓦，相当于损失66亿元电费。2016年，弃风电量刷新了历史最高水平，约为2014年的4倍。这是继2012年后弃风率再次达17%，较去年同期增加了2个百分点，连续3年增加。

 

弃风现象主要发生在新疆、甘肃、内蒙古、吉林、黑龙江、辽宁、宁夏等11个地区，陕西首次出现弃风现象。具体见图7。甘肃、新疆、内蒙古、吉林和黑龙江5个地区，3年弃风量就接近800亿千瓦时，相当于天津市2015年全年的用电量。其中，甘肃省的弃风率更是从2014的11%飙升到2016年的43%，弃风电量104亿千瓦时；新疆弃风率38%，较上年同期增加6个百分点，弃风电量137亿千瓦时；吉林弃风率30%、弃风电量29亿千瓦时；内蒙古弃风率21%，同比增加3个百分点，弃风电量124亿千瓦时。

 

图7 2016年各省弃风情况

 

我国弃风电量主要集中在北方冬季取暖期，三北地区约70%的弃风电量发生在冬季取暖期，其中取暖期后夜低谷时段弃风电量占取暖期全部弃风电量的80%左右。风电装机规模较大的甘肃、新疆等地，中午光伏大发时段存在弃风现象。

 

为此，国家能源局2017年2月发布2017年风电投资监测预警结果显示，内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆（含兵团）六省（区）不得核准建设新的风电项目，并要采取有效措施着力解决弃风问题。

 

2017年第一季度，全国弃风限电情况明显好转。一季度，全国风电上网电量687亿千瓦时，同比增长26%；平均利用小时数468小时，同比增加46小时；风电弃风电量135亿千瓦时，比去年同期减少57亿千瓦时，弃风限电情况明显好转。一季度，风电平均利用小时数较高的省份是四川（962小时）、云南（939小时）、福建（817小时）和广西（682小时）；平均利用小时较低的省份是吉林（278小时）、甘肃（305小时）、黑龙江（307小时）和新疆（317小时）。弃风率超过30%的省份分别为吉林44%、甘肃36%、黑龙江36%、新疆34%。具体见表3。

 

 

2017年上半年，全国弃风限电情况继续保持好转态势。根据国家能源局数据显示，2017年上半年弃风率下降了7个百分点。上半年，全国风电发电量1490亿千瓦时，同比增长21%；平均利用小时数984小时，同比增加67小时；风电平均利用小时数较高的地区是云南、四川、福建和天津，分别是1592小时、1498小时、1225小时和1208小时。上半年，风电弃风电量235亿千瓦时，同比减少91亿千瓦时，大部分弃风限电严重地区的形势均有所好转，其中新疆、甘肃、辽宁、吉林、宁夏弃风率下降超过10个百分点，黑龙江、内蒙古弃风率下降超过5个百分点。

 

3.全国弃光情况

 

我国弃光问题全部集中在三北地区，西北地区最为突出。2016年，全年光伏限电74亿千瓦时，全国平均弃光率约10%。随着我国光伏装机规模的不断增长，我国弃光率不断增加，弃光范围继续扩大。全国平均弃光率由2013年的1%提高到2016年的10%，弃光问题出现的省区由初期的1个（甘肃省）扩大到7个（甘肃、新疆、青海、宁夏、陕西、内蒙古和河北）。具体见图8。

 

图8 2013～2016年全国平均弃光率变化趋势

 

光伏限电分布范围相对于风电更为集中，主要在西北五省和蒙西，其中新疆29.1亿千瓦时、甘肃25.8亿千瓦时、青海8.1亿千瓦时、内蒙古5.4亿千瓦时、宁夏4.0亿千瓦时、陕西1.4亿千瓦时、河北0.2亿千瓦时。具体见图9。仅西北五省（区）弃光电量就达68.4亿千瓦时。西北地区弃光电量由2015年的49亿千瓦时增加至2016年的近70亿千瓦时，弃光率提高了6个百分点。

 

图9 2016年分地区弃光电量及弃光率情况

 

2016年，仅国网范围内弃风弃光电量就达到了465亿千瓦时，主要集中在西北和东北地区。从分布上看，新能源开发主要集中在“三北”地区，风电、光电装机容量分别占全国的77%和41%，规模大，当地市场空间却有限，难以就地消纳。从输送能力上看，“三北”地区跨省区输电能力仅有新能源装机总量的22%，电力市场的建设也仍处于起步阶段，难以适应新能源大规模交易、外送的需要。

 

国家能源局数据显示，2017年一季度光伏发电量214亿千瓦时，同比增加80%。全国弃光限电约23亿千瓦时。宁夏、甘肃弃光率大幅下降，分别为10%、19%，比去年同期分别下降约10个和20个百分点；青海、陕西、内蒙古三省（区）的弃光率有所增加，分别为9%、11%、8%；新疆（含兵团）弃光率仍高达39%。

 

2017年上半年，全国弃光限电情况也有所好转。国家能源局数据显示，2017年上半年弃光率下降了4.5个百分点。上半年，全国光伏发电量518亿千瓦时，同比增长75%。全国弃光电量37亿千瓦时，弃光率同比下降4.5个百分点，弃光主要集中在新疆和甘肃，其中：新疆弃光电量17亿千瓦时，弃光率26%，同比下降6个百分点；甘肃弃光电量9.7亿千瓦时，弃光率22%，同比下降近10个百分点。

 

2、可再生能源消纳难原因分析

 

造成当前消纳难题的根本原因，一方面是资源分布矛盾，我国可再生能源富集地区集中在电力负荷能力相对较弱的“三北”地区，近些年装机扩张规模远远超出了区域内消纳能力，致使电力装机增长与用电能力增长反差不断加大；另一方面，则是资源输送矛盾，近些年我国新能源发展速度超过了跨区输电通道的建设速度，从而导致有电送不出的“窝电”现象。从深层次上看，弃水、弃风、弃光问题反映了我国现行电力发展和运行模式尚不适应可再生能源的发展，反映了我国电力运行机制、电力市场体制的深层次矛盾。主要体现在下面几方面。

 

（一）供需矛盾：用电需求放缓及可再生装机不断提速加剧可再生能源供需矛盾

 

2016年以来，由于全社会电力需求增速放缓以及火电争相上马，常规能源对可再生能源电力的挤出效应加剧。与此同时，可再生能源装机不断提速，进一步加剧了可再生能源的供需矛盾。到2016年底，全国可再生能源发电装机容量5.7亿千瓦，同比增长16.7%，其中太阳能发电、风电、水电装机量同比增长分别为81.6%、13.2%和3.9%。可再生能源装机量快速攀升的同时，其发电量也在不断提速。2016年全部能源发电同比增长仅5.2%，而可再生能源全年发电增速是全部能源发电增速的2倍多，达11.4%。其中，太阳能、风能、水力发电量增速均高于全部发电增长水平，太阳能发电同比增长72%，比上年加快4个百分点；风能发电同比增长30.1%，比上年加快14个百分点；水力发电同比增长6.2%，比上年加快1个百分点。如2016年三北地区风电、光伏装机占全国的77%、67%，但三北地区全社会用电量仅占全国的40%左右，可再生能源开发规模与当地消纳能力不匹配，直接造成当前可再生能源消纳受限。然而，可再生能源遭遇消纳难题，并非因为市场饱和。2016年，全国非水可再生能源电力消纳量为3717亿千瓦时，占全社会用电量比重仅为6.3%，即使包含水电在内的全部可再生能源电力消纳量也只占全社会用电量的比重为25.4%。尤其在在《巴黎协定》应对气候变化的承诺及中国当前的环境约束下，可再生能源发展空间远不止于此，因此可再生能源供应持续增加的局面将进一步导致消纳矛盾的升级。

 

（二）输送矛盾：电网输送通道存在局限及省间壁垒阻拦导致外送消纳受限

 

我国可再生能源主要集中开发投产在西部低负荷地区，在当地消纳的同时，仍需要外送，而在现有电力电网规划、建设和运行方式下，电源电网统筹协调不足，电力输送通道在建设进度、输送容量、输送对象上都难以满足可再生能源电力发展需求。具体来说：（1）配套电网规划建设滞后，如西北地区风电光伏电站建设速度明显加快，但输电网和市场缺乏配套，导致其发电建设规模与本地负荷水平不匹配。（2）电站建设与配套电网的建设和改造不协调，如新疆达坂城地区是新疆风电建设的重点区域，当地盐湖220千伏变电站和东郊750千伏变电站改扩建施工，影响了风电的送出，造成了7亿千瓦时的弃风。（3）跨区输送容量不足，如东北、西北电网目前的跨区输电能力为1610万千瓦，只有新能源装机容量（8559万千瓦）的19%。再例如甘肃目前主要通过4条750千伏特高压交流线路向外送电，但输电能力仅330万～500万千瓦，并且与新疆和青海共用，明显与近2000万千瓦的新能源装机水平不匹配。其次，可再生能源消纳存在省间壁垒致使外送市场受阻，各省间可再生能源资源和电源结构的互补性不能充分利用。虽然跨区送电量在逐年增长，但随着经济环境和供需形势的变化，同时因火电项目审批权下放到地方，出于对财政收入的考虑，地方利益博弈强烈。特别是以火电为主要电源的一些发达地区，为保当地火电机组运行，更是大幅压缩从外地输入可再生能源电力的空间。此外，由于水电开发成本的提高，火电标杆电价的下调，导致水电在受端省份价格优势逐步减小，甚至出现了“倒挂”现象，受端省份对于消纳水电积极性明显降低。

 

（三）调峰矛盾：火电调节技术升级慢及灵活调节电源占比低制约可再生能源消纳

 

可再生能源发电具有波动性、间接性特点，通过提升电力系统调峰能力，可有效促进可再生能源消纳。我国电源调峰结构以常规火电为主，特别是风光富集地区更加突出，但火电调峰深度和速度都不及水电、燃气机组。目前我国火电机组（热电机组）的调峰现状远低于国际水平，仍沿用20世纪80年代初的火电调节指标进行运行考核，大量中小火电机组、热电机组仍旧采用传统技术方案和运行方式，没有针对新的需求进行改造升级提升灵活性，技术潜力没有充分释放，远低于国际领先水平。国际经验证明，需求侧响应是增加电力灵活性的重要手段，但我国需求侧响应还处于研究示范阶段，未能发挥真正作用。此外，三北地区燃煤热电联产机组比重大，北方冬季取暖期大量热电机组须承担供暖任务，调峰能力一般仅在额定容量的20%左右，是造成三北地区取暖大量弃风的重要原因。截至2016年底，三北地区热电装机容量约1.8亿千瓦，占三北地区自用煤电装机的50%以上。而且部分省区自备电厂装机规模较大，由于自备电厂多需配合企业生产活动，参与电力系统公共调峰能力不足，如新疆、内蒙古等地区大量自备电厂甚至不参与系统调峰，增加了可再生能源的消纳难度。其次，三北地区抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源占比低，系统级调峰建设严重滞后。截至2016年底，三北地区抽水蓄能电站装机规模697万千瓦，仅占三北地区电源总装机的1%；气电装机1620万千瓦，仅占三北地区电源总装机的2%，且已投产气电多为热电联产机组，调峰能力有限。灵活电源的最大调节能力与新能源的波动范围不匹配，严重制约了新能源消纳。而美国灵活调节电源占比在50%以上，西班牙在40%以上。

 

（四）调度矛盾：电力运行调度传统“计划”方式挤压可再生能源发展空间

 

目前，电力运行调度很大程度上延续传统计划方式，各类电厂年运行小时数主要依据年发电计划确定，各地经济运行主管部门甚至对每一台机组下达发电量计划，由于火电年度电量计划为刚性计划，调度为了完成火电年度计划不得不限制可再生能源发电的电量空间。这种“计划”方式，不能适应新能源波动性特点和需要，无法保障可再生能源发电优先上网。尽管《可再生能源法》规定，“优先调度和全额保障性收购可再生能源发电”，但可再生能源优先调度受到原有电力运行机制和刚性价格机制的限制，难以落实节能优先调度等行政性规定。此外，目前我国电网企业既拥有独家买卖电的特权，又通过下属的电力调度机构行使直接组织和协调电力系统运行，拥有电网所有权和经营、输电权，具有垄断性，不利于市场主体自由公平交易。加上与可再生能源电价相比，火电价格更具经济性，火电企业和地方政府更不愿意让出火电电量空间。以广东为例，根据2016年西电东送框架协议价格，云南送广东落地电价0.4505元/千瓦时，这与广东燃煤火电标杆电价相比已无优势。

 

（五）体制机制矛盾：可再生能源电力消纳市场和机制尚不健全

 

目前，我国电力市场化建设尚处于起步阶段，刚开始放开配电、售电环节，调峰补偿、价格响应等市场机制尚未建立。在电力市场化改革进程中，远距离送受电、区域电力市场等体制机制尚未健全，电网资源配置能力难以发挥。尤其水电的“丰余枯缺”特点和风电的“波动性”在现有机制框架下，仅靠本地运行调度优化已经不能解决市场消纳问题。而目前我国的电力运行管理总体是以省为实体进行管理，同时跨省跨区输送未纳入到国家能源战略制定的长期跨地区送受电计划中，各地对接纳可再生能源积极性不足。发电计划尚未完全放开，部分地区未按风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数安排新能源发电。调峰和备用辅助服务市场机制尚未健全，电源承担调峰、备用任务的积极性不高，难以充分激励火电灵活性改造和调峰/储能电源的建设。现货市场尚未建立，可再生能源发电边际成本低的优势得不到充分发挥，同时大用户直供电合同的刚性执行在一定程度上固化了传统电源的市场份额，影响可再生能源电量消纳空间。未来随着西南和三北地区可再生能源开发规模继续增长，市场消纳空间逐渐成为可再生能源消纳的最大瓶颈，现有以“电量计划”、“固定价格”、“电网垄断”等为特征的体系已不能适应可再生能源发展。

 

3、促进我国可再生能源消纳的相关建议

 

为促进可再生能源消纳，需要进一步通过相关支持政策和激励机制加大推进力度。加快外送通道建设，出台可再生能源配额制，明确地方政府的主体责任，并纳入地方政府绩效考核。逐步放开发用电计划，将发电权交易、直接交易等交易机制纳入电力市场体系等。加强抽水蓄能和燃气电站等调峰电源建设，提高电力系统的新能源消纳能力。具体措施如下：

 

（一）优化可再生能源规划建设及区域布局，把握好新增项目建设节奏

 

可再生能源与消纳及送受端省份、电源企业、电网公司等多个利益相关方需要在国家层面加强统一规划和统筹协调。以三峡电站消纳为例，通过国家统筹协调，目前三峡水电站在华中、华东、南方区的10个省份消纳，并纳入受端省份的发用电计划，电站基本无弃水。由国家主导，统筹研究可再生能源消纳方案和电网建设方案，并在全国电力规划中加以明确。尽快建立各地区可再生能源消纳情况实时监测及预测评估机制，在此基础上，结合技术进步、资源条件，优化可再生能源规划建设节奏及区域布局。严格控制弃风弃光严重地区的风电和光伏发电新增建设规模，尤其是在新疆、甘肃等三北地区。避免加重存量项目运行困难，适当把发展的重心转移到不弃风和不弃光的中东部和南方地区。根据“十三五”及中长期新增的系统可靠容量需求，应优先规划建设调峰电源。

 

（二）打破区域、省间壁垒，在可再生能源供给侧和消费侧做好平衡

 

对纳入规划的外省送电，国家能源主管部门应负责协调送受省（区/市）发电企业和电网企业签订中长期购售电合同，作为发用电计划的一部分落实到地方电力规划中。电网公司按照相关规划落实具体的电网建设方案，并组织实施。在消费侧，从政策机制、畅通外送、推广应用、技术提升等方面入手，扩大市场消纳空间，并做好资源的合理配置。立足各地资源禀赋，建立宏观调度机制，构建全国电力市场，促进可再生能源全国范围内消纳。此外，还要加强技术攻关，降低可再生能源发电、用电成本，并加快研究开发大型储能设备。在可再生能源电力供给侧，一方面要科学合理安排可再生能源建设布局，提高现有发电机组利用率，提升跨区调度和协同互济保供能力，同时也要避免“边建边弃”；另一方面要加大技术改造力度，让煤电、水电等传统电源与新能源运行系统相互兼容、和谐发展，建立健全常规能源为新能源调峰的辅助服务、补偿机制和市场机制。同时，逐步建立适应可再生能源大规模融入电力系统的新型电力运行机制，在可再生能源比例高的区域，建立智能化区域电力运行管理系统，消除可再生能源运行对传统电网安全运行的冲击。

 

（三）建立调峰参与激励机制，优化可再生能源系统调度

 

采取措施深度挖掘常规机组的调峰潜力，尤其是自备电厂和供暖期供热机组调节能力。结合电力体制改革，提高调峰电源在我国电源装机中的比重。从政策角度来说，主要是要推行合理的调峰辅助服务补偿机制，在区分不同机组类型和调峰能力的基础上，根据机组的不同调峰深度给予合理的补偿额度，以提高其参与深度调峰的积极性。全力推动现役煤电灵活性改造工程，优先对三北地区新能源消纳问题突出省区热电机组进行灵活性改造。其次，加大调控力度，充分发挥调度作用，实施全网统一调度，充分发挥大电网的作用，跨区域安排旋转备用容量和火电开机方式，深度挖掘系统调峰能力。充分利用大数据、云计算等技术，及时开展流域梯级、跨流域协调调度。进一步研究风电和光伏发电的技术特性，强化实时调度。创新跨省区联络线调度和考核模式，构建跨区域可再生能源协调控制机制，突破现有分层分区的调度交易模式，合理扩大调度平衡范围。提高线路运行管理和调度水平，在满足系统运行安全前提下，提高输电通道利用效率。

 

（四）鼓励负荷侧积极参与和就近消纳相结合，促进新能源系统消纳

 

“十三五”及中长期来看，我国可再生能源电源规模将持续增加，为确保可再生能源充分消纳，在充分提高电源侧调节能力、电网侧配置外，还必须充分挖掘用户侧负荷参与可再生能源消纳能力。“十三五”期间，建议重点结合电力市场建设，推动可再生能源清洁取暖、电动汽车充电、电力储能、可调节工业负荷等负荷侧调节技术发展与工程实践，并逐步探索完善商业模式。大力推广清洁能源替代工程，加强可再生能源在工业、交通、建筑各领域的应用，提高可再生能源就近消纳的比重。特别是指导内蒙等地区扩大本地就近消纳，提高可再生能源保障性收购电量并扩大直接交易。结合北方地区清洁取暖工作，进一步扩大风电清洁取暖规模。另外，在河北、吉林等地区开展风电制氢示范工程。

 

（五）加快推进电力体制改革及市场建设

 

“十三五”时期，为促进可再生能源消纳，应重点推动现货市场及辅助服务市场建设，在充分发挥可再生能源边际成本低的优势基础上，调动电力系统电源侧、负荷侧共同参与可再生能源消纳的积极性。进一步引入市场机制，建立辅助服务交易市场，通过经济手段激励自备机组、供热机组等参与调峰辅助服务。坚持以中长期交易为主、临时交易为辅的跨省跨区电力交易模式，完善与之配套的电价机制、协商机制和考核机制。加强政策引导，通过跨省发电权交易、将水电纳入可再生能源配额制等措施，鼓励中东部地区积极接受并优先消纳水电。