东北区域可再生能源发展历程及展望！

改革开放40年里，电力作为社会经济发展的基础和引擎，不仅保障了我国社会经济的高速发展，而且结构也向着多元化、清洁化的方向迈进，特别是可再生能源取得了长足进步，有力地推动了我国能源供给侧革命。在电力绿色发展的时代大潮下，东北区域（辽吉黑三省以及内蒙古东部地区）立足自身风能、太阳能资源较为丰富的能源资源特点，大力推动可再生能源多元化发展，形成了以风电、光伏发电发展为重点，水电发展为辅，其他可再生能源为补充的发展道路。

东北区域可再生能源发展成效显著

风电、光伏实现跨越式发展

东北区域风电发展最早可以追溯到上个世纪50年代，吉林省白城市安装的风力机被认为是我国第一台风力机。1978年至2005年,东北区域风电一直处于探索实验阶段，发展较为缓慢，2005年风电总装机和总发电量仅为34万千瓦和5.1亿千瓦时，占总装机和总发电量比分别为0.8%和0.2%。随着2006年《可再生能源法》的正式实施，东北区域风电发展进入快车道。“十一五”末实现了总装机突破1000万千瓦，超越水电成为东北区域第一大可再生能源，而“十二五”仅用三年时间就实现了总装机突破2000万千瓦。截止到2017年，风电总装机和总发电量分别达到2762万千瓦和534亿千瓦时，分别是2005年的81倍和105倍，占总装机比和总发电量比分别为20%和12%。

光伏发电发展与风电类似，但起步较晚，改革开放之初东北区域光伏发电装机为零，到2013年光伏发电容量仅为5万千瓦，发电量仅为0.16亿千瓦时。随着2013年分类光伏标杆电价的落地，光伏发电开始出现井喷式增长。截止到2017年，光伏发电总装机和总发电量分别达到635万千瓦和51亿千瓦时，分别是2013年的127倍和319倍，占总装机比和总发电量比分别为5%和1%。

常规水电发展平缓，抽水蓄能电站蓄势待发

东北区域水电在我国水电发展史上曾经留下过许多辉煌印记，特别是丰满水电站为我国培养了大量的水电建设和运行人才，被称为中国“水电之母”。受水资源分布及气温因素影响，东北区域水电发展较为平缓，是我国水电装机相对较低的地区。1980年东北区域水电装机约为180万千瓦，到2017年水电总装机和总发电量分别为812万千瓦和151亿千瓦时，占总装机比和总发电量比分别为6%和3%，其中装机仅是1980年的4.5倍。由于东北区域常规水电资源十分有限，未来常规水电发展空间不大。与此同时，为了提高东北区域调峰能力，提升非水可再生能源消纳水平，近年来抽水蓄能电站成为水电发展新的增长极。截止到2017年，已建成运行抽水蓄能电站2座总容量150万千瓦，在建电站4座总容量为560万千瓦。

除了风、光、水等可再生能源之外，东北区域生物质发电也取得了一定的发展，但总量相对较低，截止到2017年，各类生物质装机约为143万千瓦。

综合施策在促进可再生能源大力发展的同时有效缓解增长过快和消纳困境

东北区域可再生能源蓬勃发展的同时，也遇到了发展困境，其中焦点问题就是风电消纳和送出困难问题。“十一五”末以来，受风电发电特性和增速过快，东北区域电力总体盈余，冬季供热调峰矛盾突出，以及局部地区电网网架薄弱等因素影响，风电消纳和送出困难问题开始凸显，弃风现象日趋严峻。

近年来在国家发改委和能源局的统一领导和部署下，在东北区域各级能源主管部门、东北能源监管局、电网及发电企业共同努力下，通过建设鲁固直流外送通道，严格落实风电投资监测预警结果，创新开展辅助服务市场，积极推进可再生能源市场化交易，持续开展火电厂最小运行方式核定，优化电力调度，加强电网薄弱环节建设，推动火电机组开展灵活性改造等一系列政策和措施的实施，风电增长过快势头得到了初步控制，风电消纳和送出问题明显得到改善。2017年电网统计数据显示，东北区域风电增速下降到2.4%，弃风电量77亿千瓦时，同比下降21亿千瓦时，弃风率12.6%，同比下降5.6个百分点，发电量同比增长了22.1%。

当前东北区域可再生能源发展面临的挑战

虽然风电增长过快以及消纳和送出问题呈现趋缓，但可再生能源发展在规划、建设和运营等方面仍存在一些挑战。值得我们重点关注的有以下几个方面：

电力发展与用电需求不协调不匹配的情况时有发生。1978年以来东北区域的电力供应出现过短缺和富余，几经变迁，到2005年总体上呈略有盈余态势，但从2006年开始至今总体发电能力增速大大超过负荷增长，2006年到2017年总装机年均增速为10%，而最大用电负荷年均增速仅为5.9%。电力供大于求，影响了可再生能源本地消纳。造成电力发展与需求不协调不匹配的原因还是市场机制不完善，同时电力行业发展纲领性文件的电力规划科学性和刚性不足，表现为：一是电力规划滚动调整机制还不完善，落实过程中不能及时根据经济社会发展形势对电力规划目标和进程进行修正，造成规划发展目标与电力需求不能很好的匹配，指导性变得不足；二是电力规划落实中缺乏刚性，没有发挥引领作用，实际电源建设规模超规划目标时有发生。

可再生能源规划的科学性系统性有待提高。风、光等可再生能源发电特性决定了其并网消纳需要电力系统有很强的灵活性，同时东北区域冬季供热调峰问题对风电消纳也会造成很大影响，因此东北区域的可再生能源规划不仅涉及到电源、电网、用电需求，还与供热需求息息相关。目前电源规划、电网规划和用电需求之间的相互衔接做的还不够细化，供热需求与可再生能源规划尚缺少有效衔接，可再生能源规划中缺乏综合考虑电源、电网、用电和供热需求的消纳能力分析。

可再生能源发展模式与资源负荷分布特性匹配度不高。由于东北风、光资源丰富的地区，负荷通常很小，同时电网也相对薄弱，如蒙东、吉林松白地区等，风、光资源与电网及负荷呈现典型的逆向分布的特点。一直以来东北区域的风电、光伏主要以规模化、集中式电站开发模式为主，分布式比例不高，往往须通过长距离、高电压等级的并网方式在更大范围消纳，使得风、光项目并网需求与电网相对薄弱、建设滞后的矛盾不断显现，同时也与火电机组并网消纳产生直接冲突。

营商环境影响补贴退坡下的可再生能源发电企业盈利能力和竞争力。补贴退坡直至平价上网是风电、光伏行业的发展趋势，有利于项目优胜劣汰，优化电源结构，缓解补贴不足。面对补贴退坡，降低企业投融资和运营管理成本是保持盈利、提高竞争力的重要手段。由于东北区域的营商环境有待进一步改善，各类非技术成本推高了风电、光伏的投资成本，影响了企业在补贴退坡下的盈利能力和竞争力。

鲁固直流实际外送需进一步提高。随着鲁固直流外送通道的建成投产，东北区域电力盈余得到有效缓解，促进了风电等可再生能源的消纳，但与预期目标相比仍有差距。主要为两个方面：一是最大输送能力只达到了500多万千瓦，仅为设计输送能力的一半；二是由于火电外送电价较低，辽吉黑三省在运火电机组参与外送意愿不强。

未来东北区域可再生能源高质量发展展望

从资源禀赋看，东北区域风能资源开发潜力大，技术可开发潜力超过5亿千瓦，同时多地处于太阳能辐射源资源较丰富带和很丰富带。丰富的资源为未来东北区域继续大力发展风电、光伏发电提供了有力的资源支撑。总结过去的经验教训，未来东北区域可再生能源发展将迈上更加重视消纳同时兼顾速度的高质量发展道路。

一是科学有序发展可再生能源，统筹制定相关电力规划，滚动优化调整，提升规划执行刚性，确保电力供给与需求相匹配。制定相关电力规划的过程中，要综合统筹考虑电源、电网、用电需求及供热需求，做好地方经济发展与电力发展规划之间，电源规划、电网规划、供热规划之间，地方规划与国家规划之间的相互衔接。规划的实施过程中要充分利用大数据和互联网，及时反馈经济社会发展形势，并对规划目标和进程进行及时合理修正，最终确保电力供给与需求相匹配。

二是协调区域电力发展，建立两级规划三级审核平衡的管理体系，强化规划执行情况监管。鉴于东北区域省（区）间电力系统耦合性越来越强，省级电力实时平衡在区域层面进行平衡等多种因素，在电力规划编制过程中，可充分发挥派出能源监管机构立足全区域的天然优势，从区域统筹协调发展的角度优化平衡省级规划，并进一步加强规划执行情况的监管。

三是可再生能源发展应更加重视发展分布式电源。由于东北区域风、光资源与电网及负荷呈现逆向分布，未来风电、光伏等可再生能源在适度发展集中式大规模电站的基础上，应将开发重点放在分布式电源上，并对配电网及农网加大改造力度，推动市场化交易，促进可再生能源就地就近消纳。

四是进一步改善地区营商环境。习总书记在东北考察期间就推进东北振兴提出了6个方面的要求，其中第一条就涉及优化营商环境。对于推动未来东北区域可再生能源高质量发展而言，进一步改善地区营商环境首要就是要降低可再生能源发电企业的融资成本，减少和规范不合理的行政收费，为企业创造更加良好的投融资环境。

五是加快提升鲁固直流外送水平并研究规划新的外送通道。加快鲁固直流相关电源和配套输送线路的建设和改造以及研究规划新的外送通道；实施提升外送能力的技术措施，推动鲁固直流物理输送能力尽快达到设计能力；尽快制定和落实相关电价政策，提高东北区域发电企业参与区外交易的积极性。