问症可再生能源电力“消纳难”

　　存在“限电问题加重”风险

　　近年来，我国电源结构继续优化。截至2018年一季度，我国可再生能源发电装机达到6.66亿千瓦，占比约36.9%。但同时，可再生能源发电行业出现了连年限电——这深刻反映出我国现行电力规划、运行和体制机制模式，已越来越不能适应可再生能源发电行业发展， 电力行业体制机制存在深层次矛盾。

　　为落实“减少煤炭消费、增加清洁能源比重、推动能源革命”战略任务，我国必须持续提高可再生能源发电装机和电量比重。如果不在体制机制上进行深层次变革，未来消纳可再生能源电力的难度将越来越大，存在“限电范围扩大”和“限电量增加”的风险。所以，必须采取全方位、系统性的应对措施。

　　近年来，我国可再生能源发电装机不断提升。据中电联统计，2017年底全国发电装机容量17.8亿千瓦，同比增长7.6%。其中，水电装机容量为3.41亿千瓦（含抽水蓄能0.29万千瓦），占全部装机容量的19.2%；并网风电装机容量1.64亿千瓦，占全部装机容量的9.2%；并网太阳能发电装机容量1.30亿千瓦，占全部装机容量的7.3%。

　　可再生能源发电量继续保持高速增长。2017年全国全口径发电量6.4万亿千瓦时，同比增长6.5%。其中，水电发电量1.2亿千瓦时，同比增长1.7%，占全国发电量的18.6%，并网风电和并网太阳能发电量分别为3057亿千瓦时和1182亿千瓦时，同比分别增长26.3%和75.4%，合计占全国发电量的比重达到6.6%。

　　可再生能源消纳总体有所改善，但解决限电难度愈加增大，存在限电范围扩大和电量增加的风险。

　　通过落实可再生能源目标引导制度、实施可再生能源保障性收购制度、建立新能源消纳和投资预警制度、优化电网运行调度和火电灵活性运行、推进本地区和跨省区电力市场化交易、推动清洁能源供暖等电能替代等多重组合措施，2017年可再生能源限电情况较2016年有所好转，风光实现了限电率和限电量“双降”。2017年全国水电设备平均利用小时数为3579小时，同比降低40小时，弃水电量515亿千瓦时。2017年全国风电利用小时数1948小时，同比增加203小时；弃风电量419亿千瓦时，同比减少78亿千瓦时，弃风率12%，同比降低5个百分点，弃风范围限制在10个省区且均实现弃风率下降。全国集中光伏电站年利用小时数为1204小时，同比增加74小时，弃光电量73亿千瓦时，同比降低2亿千瓦时，弃光率7%，同比降低4个百分点。除了黑龙江和辽宁光伏发电年利用小时数下降外，其他规定了风电和光伏发电最低保障性收购小时数地区的风光年利用小时数均有不同程度的增加。

　　但部分地区仍存在较高的限电比例，弃风率超过10%的地区是甘肃（弃风率33%）、新疆（29%）、吉林（21%）、内蒙古（15%）、黑龙江（14%），弃光率超过5%的地区是新疆（22%）、甘肃（20%）、陕西（9%）、青海（6%）、宁夏（6%）。从风电、光伏发电最低保障收购小时数上看，仅内蒙古、青海达到了规定的光伏发电最低保障收购小时数要求，新疆I类地区、内蒙古、辽宁、吉林IV类地区、黑龙江、河北、山西达到风电最低保障收购小时数要求。

　　为了落实减少煤炭消费、增加清洁能源比重、推动能源革命的战略任务，我国必须持续提高可再生能源装机和电量比重，但是如果不进行能源电力发展的深层次体制和机制上的改变，则消纳的难度将会越来越大，存在限电范围扩大和电量增加的风险。如，2017年分布式光伏呈现爆发增长态势，且部分地区在局域电网中达到较高渗透率，根据国网公司数据，2017年安徽省分布式光伏出力占区域网供负荷最大比例达到10%，浙江嘉兴分布式光伏实时出力占地区网供实时负荷最大比例达到69%，安徽的亳州、宿州、阜阳等地市也达到50%左右。考虑2018年及以后这些地区分布式发电有可能继续保持较大规模新增装机，如果不能统筹解决好消纳问题，则在东中部局部地区的部分时段也有可能出现限电。

　　“消纳难”映射多重深层次矛盾

　　可再生能源限电问题反映了我国现行电力规划、运行和体制机制模式越来越不适应其发展，以及体制机制方面存在深层次矛盾。主要在下面几个方面：

　　（一）电力部门规划的系统性和指导作用弱，项目建设规模和布局一定程度失衡

　　虽然我国颁布了能源、电力、可再生能源以及风电、太阳能等系列“十三五”发展规划，但就实施情况看，电力规划的系统性和指导作用偏弱化。规划中提出的风电、光伏发电的发展规模（2.1亿千瓦、1.05亿千瓦），既远低于实际发展规模和可能发展潜力，也低于《可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》中提出的建设规模和布局（风电2.4亿千瓦，光伏为1.6亿千瓦+不限规模分布式光伏）。规模偏差一方面存在风光开发布局失衡，另一方面配合消纳风光的其他网源建设和运行仍按照原规划安排，加剧消纳困难和矛盾。

　　从可再生能源项目建设布局看，“十一五”“十二五”期间国家和开发企业均偏重资源优势和集中开发模式，而风光等资源和开发与电力负荷明显逆向分布的特点，造成2015年前后限电问题的凸显和集中爆发。自“十二五“后半段，有关部门将风光开发重点转为分布式，无论是集中电站还是分布式发电项目建设，都将消纳尤其是就近利用放在第一位，但之前集中建设带来的问题难以即刻缓解。2017年，“三北”地区风电累计装机和年发电量占比分别达到74%和73%，光伏发电占比分别为58%和66%。

　　从其他电源建设看，虽然近两年实施了淘汰、停建、缓建煤电的措施，但煤电装机量仍很大，产能过剩情况严峻，未来风险仍存在。其中，2017年煤电等化石能源新增装机超过4300万千瓦，在全社会用电量增速6.6%的情况下，火电利用小时数4209小时，同比增加23小时，仅增加0.5%。煤电新增装机超过新增电力负荷和用电量需要，而且在电力结构调整和市场化进程中其定位和运行方式需要加快调整，无法延续原有模式运行，否则电力清洁低碳转型将成为空话。

　　（二）电网规划和通道建设难以满足可再生能源发电和送出需要

　　目前可再生能源开发的原则是就地消纳为主，但加强超高压、特高压通道建设仍应持续进行：一是对于缓解和解决历史原因造成的当前弃风弃光弃水等限电问题有效；二是从未来发展角度看，西部和北部开发可再生能源仍有一定优势且对西部发展有积极作用；三是特高压电网通道建设应是国家电力和能源发展战略的重要组成和支撑。但能源规划没有配套规划输电通道、配套规划灵活电源，最终造成并网难和外送难的局面。

　　2016年，全国11条特高压线路共输送电量2334亿千瓦时，可再生能源占比74%，其中5条纯输送水电线路输送电量1603亿千瓦时，3条纯输送火电线路输送电量253亿千瓦时，3条风火打捆输送为主线路输送电量478亿千瓦时，风光电量为124亿千瓦时，占比26%。

　　国家可再生能源中心依据电网企业提供的资料进行了初步统计，2017年，全国12条特高压线路输送电量超过3000亿千瓦时，其中纯送水电线路6条，纯送火电线路3条，3条风火打捆输送为主线路风光电量在总输送电量中占比约36%，外输电量仅为“三北”地区风光上网电量的约8%。

　　从2016、2017年数据看，可再生能源外送尤其是风光外送消纳的总电量和比例有限，在外送通道中电量比例有一定提升但线路输送电量仍以火电为主。技术是一方面因素，机制体制上需要突破和解决的问题更多。

　　（三）地方消纳责任不清，可再生能源目标引导机制需要更强化的措施予以落实

　　地方在发展可再生能源方面责任不清，大部分西部和北部省区在发展可再生能源方面仍存在“重发、轻网、不管用”的问题，大部分东中部省市仍然以当地火电为主，没有为输入西南和“三北”地区的可再生能源发电充分扩大市场空间。国家自2016年开始实施可再生能源目标引导制度，并按年度公布全国可再生能源电力发展监测评价报告，重点是各省（区、市）全部可再生能源电力消纳情况和非水电消纳情况。但该制度为引导制度，而非约束性机制，也没有配套奖惩措施，缺乏实质约束力，如陕西2016年其非水可再生能源消纳占比仅为3.8%，比2020年的引导性目标低6.2个百分点，而西北电网内部联络网架较强，且甘肃和新疆大量弃风弃光，仅靠西北电网内部打破省间壁垒，陕西非水可再生能源消纳提升空间也应该很大。

　　（四）电力消纳市场和机制未完全落实

　　电力体制改革已经迈开步伐，但以计划电量、固定价格、分级市场、电网垄断等为特征的体系近期仍占据一定地位，这样的机制难以适应可再生能源发展的需求。水电的丰余枯缺特点和风光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，需依赖更大范围市场消纳。而目前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。

　　电力中长期交易、现货市场、辅助服务市场等市场机制有待完善，我国已确定了清洁能源优先发电制度和市场化交易机制，但真正落实尚有距离。此外，目前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，不利于市场主体自由公平交易。

　　（五）促进消纳的价格机制和其他经济激励机制的目的和作用参差不齐，亟需规范和完善

　　在可再生能源发电定价方面，虽然风光等标杆电价进入电价补贴退坡轨道，但实际退坡的幅度滞后于产业发展形势和成本下降，尤其是与国际招标电价和国内光伏“领跑者”招标电价等相比，更是拉开较大差距。例如，风电电价水平调整虽然达到一定的下降幅度，但由于存在至少2年的建设宽限期，新并网风电项目的实际电价下降幅度有限，2017年新并网项目的度电补贴仍接近0.2元/千瓦时。分布式光伏的度电补贴在2013-2018年5年的时间仅降低0.05元/千瓦时，相当于总收益降低5%左右，而同期光伏发电系统投资水平降低了三分之一以上。较高的账面投资回报率加上希望抢到高电价的意愿，刺激企业迅速投资集中光伏电站和分布式光伏，争指标、拿项目、抢并网。如果不采取有效措施，2018年国内光伏发电市场将重现2017年的情况，将进一步加大消纳难度，扩大补贴缺口。

　　近年来国家和地方通过市场化措施促进可再生能源本地和跨区消纳，也取得了一定的效果，但从可再生能源开发企业角度，实际收益反而下降。如东北电力辅助服务，其成本本应纳入电网购电费用，或者作为电网系统平衡成本纳入输配电价中，但实际上可再生能源开发企业被迫降低收益。一些省区实施了多种形式的市场化交易，大方向正确，但交易电量是在可再生能源最低保障性小时数以内的部分，且交易电价可能低至每千瓦时几分钱，如甘肃省2016年风光市场交易电量104亿千瓦时，其中本地交易电量48亿千瓦时，占本省非水可再生能源消纳电量的36%。河北2017年以弃风电量进行清洁能源供暖，风电购电价仅为0.05元/千瓦时。这些方式以市场化交易名义，但实际价格主要为地方协调或主导电价，可再生能源开发企业实际收益受损，进而增加了可再生能源电价补贴退坡的难度。

　　分布式发电市场化交易机制和试点需要切实落地。2017年11月，国家发改委启动了分布式发电市场化交易机制试点，其中“过网费”需要依据国家输配电价改革有关规定制定。政策中明确“过网费”应考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离等，但实际操作中出现两种相对极端情况：一是按照文件规定直接相减，许多地方的过网费仅0.015-0.05元/千瓦时，不足以反映实成本；二是如广东增城，过网费仅仅在原有输配电价基础上降低0.02元/千瓦时，远高于成本（且分布式发电在越低电压等级配电网范围内发电和消纳，过网费越高），与实际成本趋势相反，比价关系不合理，没有解决之前的分布式发电输配电价的公平性问题。

　　（六）电力系统灵活资源和调节能力未能充分挖掘和发挥作用，电力运行机制存在障碍因素

　　我国可再生能源资源富集地区的具有调节性能的水电、抽水蓄能和燃气电站等灵活电源比重过低，系统灵活性不足。如“三北”地区抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重低于2%，特别是冬季由于供热机组比重大，调峰能力十分有限。第二，受设计、煤电电价机制等因素影响，我国燃煤机组最大调峰幅度普遍设定为50%。规程规范中常规机组的最小负荷和爬坡率指标已经落后于机组实际技术水平，也远远落后于丹麦、德国等领先水平。特别是“三北”地区多为供热机组，在冬季采取传统“以热定电”运行方式，缺乏丹麦等国家的热电机组的先进调节技术，造成热电机组调峰能力受限。第三，国内企业自备电厂装机上亿千瓦，这些自备电厂基本不参与电网调峰，甚至加大系统调峰压力，挤占了可再生能源消纳空间。

　　电力运行机制存在不适应可再生能源发展的因素：第一，电网调度机构主要以年、月、周、日为周期制定电力运行计划，优化日前、日内和实时调度运行的潜力还没有充分挖掘，而风电、光伏大规模接入，极大增加了日内调度计划调整的频度和工作量，需要优化调度运行、提高风光消纳的技术手段和管理措施。第二，电网侧集中预测预报系统未有效用于改善日内和实时等短期电力系统调度。第三，风电、光伏发电大规模消纳需要火电、水电等常规机组提供大量调峰、调压、备用等辅助服务，但目前尚未建立合理的利益调整机制，可再生能源电力参与电力系统调峰服务的机制、权责和贡献认定及补偿机制不清（目前全部视为弃风弃光）。第四，我国电力用户参与需求响应仍处于试点阶段，改善电网负荷特性、增加负荷侧调峰能力的市场潜力还没有得到挖掘，支持可再生能源并网消纳的灵活负荷利用基本空白。

　　促进可再生能源消纳的建议

　　（一）改革电力发展机制，按照系统优化转型原则实行规划建设、厂网建设统筹协调

　　建议按照系统优化转型原则研究制定中长期电力和电网规划。着眼中长期可再生能源开发和消纳需求，研究提出我国中长期电力需求、电源布局、电力流向方案，论证全国中长期电网发展技术路线，制定中长期电网布局规划，强化电网战略规划的权威性和约束力，引导可再生能源开发布局和建设时序，发挥电网在能源资源配置中的基础性作用，适应高渗透率分布式可再生能源发电及新型负荷的快速发展，加快城镇配电网规划建设和转型升级。

　　优化发展可再生能源基地，合理开发东中部可再生能源。优化“三北”和西南地区可再生能源基地布局和结构，在电力系统规划的基础上优先建设可再生能源电站，重点建设风光水互补运行基地，在有条件的地区积极发展光热发电等可调节可再生能源电源。不再新建常规燃煤电站，燃煤电站或热电联产项目通过灵活性改造在2020年前达到国际先进水平，全面推行燃气机组和燃煤自备电厂参与系统调峰。在加强规划引领、健全监管、市场竞争和退出补贴的基础上，东中部地区以配电网下平衡消纳为前置条件发展分布式可再生能源，建立完善便捷高效的东中部分布式可再生能源开发规划、用地管理和建设运行监管制度。

　　控制煤电新增规模，严格控制常规煤电转为热电联产。在可再生能源资源富集地区适时研究火电封存和退出机制。在可再生能源弃电严重地区切实执行所有电源的停建、缓建。严格控制系统调峰困难地区现役纯凝煤电机组供热改造，满足采暖需求的供热改造项目应同步安装蓄热装置，确保系统调峰安全。不允许新建工业项目配套建设自备燃煤热电联产项目。

　　（二）发挥电网关键平台作用，提升可再生能源输电能力和比重，优化电力系统调度运行

　　发挥现有跨省跨区输电通道输送能力，在满足系统运行安全、受端地区用电需求的前提下，减少网络冗余，提高线路运行效率和管理水平，对可再生能源电力实际输送情况开展监测评估。在进行一定周期的监测评估基础上，明确可再生能源电力与煤电联合外送输电通道中可再生能源占总输送电量的比重指标。优先建设以输送可再生能源为主且受端地区具有消纳市场空间的输电通道。

　　优化电网调度运行，充分发挥跨省区联络线调剂作用，建立省际调峰资源和备用的共享机制，促进送端地区与受端地区调峰资源互剂。利用大数据、云计算、“互联网+”等先进技术，建立电网侧集中预测预报体系，加强电网调度机构与发电企业在可再生能源发电功率预测方面的衔接协同。

　　（三）将目标引导制度提升并落实为可再生能源电力配额制度

　　建议强化目标引导制度实施，落实地方责任。根据全国非化石能源占一次能源消费比重到2020、2030年分别达到15%、20%的目标，对各地区可再生能源比重目标完成情况进行定期监测和评价。

　　根据《可再生能源法》、能源战略和发展规划、非化石能源比重目标，综合考虑各省区市可再生能源资源、电力消费总量、跨省跨区电力输送能力等因素，按年度确定公布各省级区域全社会用电量中的可再生能源电力消费量最低比重要求。各类电力相关主体共同承担可再生能源发展责任，各省级电网企业及其他地方电网企业、配售电企业（含社会资本投资的增量配电网企业、自备电厂）负责完成本供电区域内可再生能源电力配额，电力生产企业的发电装机和年发电量构成应达到规定的可再生能源比重要求，建立与配额制度配套的可再生能源电力绿色证书及交易机制。

　　（四）完善电力市场机制，发挥区域电网消纳空间大和可再生能源边际成本低的优势

　　建议强化落实可再生能源全额保障性收购制度，在最低保障性收购小时数以外的电量，积极开展各种形式的市场交易。电力交易中心应发挥大范围优化资源配置的优势，开展跨省区交易。建立跨省区调峰市场化机制。利用不同省区用电负荷、可再生能源发电的错时特性，挖掘跨省区调峰潜力，提升可再生能源消纳能力。加快推进第一批电力现货市场试点建设，实现调度运行和市场交易有机衔接，形成体现时间和位置特性的电能量商品价格，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号，促进发挥风电、光伏发电和水电边际发电成本优势，同时激励风电、光伏发电等根据市场价格信号提升自身调节能力，减轻系统调峰压力。通过加大实施清洁能源供暖、电能替代、发挥需求响应资源优势等，增加可再生能源就近消纳电量。

　　（五）完善电价和消纳激励机制

　　完善可再生能源发电价格形成机制，跟踪成本变化，适时适度降低新建可再生能源发电项目补贴强度，对风电、光伏发电等实现规模化发展的可再生能源发电，扩大招标定价范围和规模以及开展平价上网试点。开展上网侧峰谷分时电价试点和可再生能源就近消纳输配电价试点，鼓励各类用户消纳可再生能源电量。

　　完善可再生能源消纳补偿机制，在现货电力市场完全建立前，合理界定辅助服务的范畴和要求，将辅助服务费用纳入电网购电费用，或者作为电网系统平衡成本纳入输配电价中。对跨省跨区输电工程开展成本监测和重新核定输电价格，在发电计划完全放开前，允许对超计划增量送电输电价格进行动态调整。

　　（作者供职于国家发展和改革委员会能源研究所）