我国可再生能源消纳现状及对策研究

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。

02.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。

03.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。