可再生能源即將成為我國第二大電源，發展的核心已由開發側轉移至系統側，新能源電源發展布局與系統消納能力密切相關。本周四，國家能源局發布的《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》(以下簡稱《通知》)明確，2018年度風電建設管理將消納工作作為首要條件。

其實，早在2017年政府工作報告就把解決棄風、棄光、棄水(即“三棄”)問題列為重點任務，國家發改委、國家能源局于2017年11月聯合印發的《解決棄水棄風棄光問題實施方案》又明確通過實行可再生能源電力配額制、落實可再生能源優先發電制度、推進可再生能源電力參與市場化交易等措施，確保棄水棄風棄光電量和限電比例逐年下降，到2020年，在全國范圍內有效解決“三棄”問題。

由于措施得力，截止目前，“三棄”問題的解決取得了階段性進展，可再生能源電力消納能力顯著提升。5月22日，國家能源局發布的《關于2017年度全國可再生能源電力發展監測評價的通報》顯示，2017年，包含水電在內，全部可再生能源電力消納量為16686億千瓦時，同比增加10.8%，占全社會用電量的比重為26.5%，同比上升1.1個百分點。

強制消納+市場交易 棄風量和棄風率“雙降”

公開數據顯示，2017年全國棄風電量合計約422億千瓦時，同比降低75億千瓦時。全國平均棄風率約12.3%，同比下降5.2個百分點。這是三年內棄風電量和棄風率第一次實現“雙降”。

數據來源：國家能源局

東北、華北、西北(簡稱“三北”)地區棄風電量占全國棄風電量的98.4%。國發能研院、綠能智庫梳理發現，2017年受風電投資監測預警機制約束，風電企業和資本對三北地區風電投資建設減少，使得這些地區建設增速明顯放緩。另一方面，國家出臺一系列促進風電消納的政策，增加多條外送通道保障可再生能源發電優先上網，12條特高壓線路輸送可再生能源電量1900億千瓦時，有效緩解了棄風狀況。

雖然在政府引導(強制消納)+市場選擇(交易手段)等非常規手段的推動下，2017年度棄風率有所下降，但距離《清潔能源消納行動計劃(2018-2020年)征求意見稿》中明確的，2018年棄風率低于12%，2019年棄風率力爭8%左右，2020年棄風率5%左右的目標，還有很大差距。

國發能研院、綠能智庫認為：在風電產業即將步入平價上網之際，《通知》將解決棄風限電，消除非技術成本作為項目競爭的前提條件，要求所參與競爭的項目必須具備接網和消納條件，確保項目建成后達到最低保障收購年利用小時數(或棄風率不超過5%)，再次表明了主管部門解決棄風難題的決心。

其實，經過近20年的發展，風電產業已經逐漸顯現出從替代能源，向主流能源發展的態勢。2017年，全國風電發電量3057億千瓦時，占到非化石電源發電量的15.7%。而在新的發展態勢下，盡快解決消納問題，實現平價上網，才能開創風電的未來。

重心轉移+電改 助力光伏消納

在政策措施的大力支持下，2017年全國棄光情況也有所好轉。國家能源局統計數據顯示，2017年全國棄光電量73億千瓦時，棄光率為6.0%，同比下降4.3個百分點。棄光主要集中在新疆和甘肅兩省。其中，新疆(不含兵團)棄光電量28.2億千瓦時，棄光率22%，同比下降9.3個百分點;甘肅棄光電量18.5億千瓦時，棄光率20%，同比下降9.8個百分點。

數據來源：國家能源局

國發能研院、綠能智庫分析發現，我國整體的棄光率之所以會進一步降低，主要有四方面原因：電力需求的增長、新建規模的區域轉移、特高壓輸電線路的助力及電改的作用。其中，電改對光伏消納所起到的作用越來越突出。相關機構統計數據顯示，通過電改，2017年，中國八大電力現貨市場的風電和光伏電力交易總量為5.7億千瓦時，其中80%發生在甘肅和新疆。

目前，在光伏發電裝機超預期增長背景下，控制“棄光”嚴重地區的光伏開發節奏已成共識。但是減少“棄光“嚴重地區的光伏電站建設，將開發重心向中東南部地區轉移，要建立在電網安全可靠的前提下。同時，將新能源開發與增量配網緊密聯系，通過開發清潔能源微電網示范項目，促進新能源就地消納也是一種思路。

《中國電力發展報告2017》預計，采取綜合措施后，未來三年，三北地區系統光伏消納能力約1.3億千瓦，其他地區系統光伏消納能力約1.9億千瓦。

采取綜合措施后未來三年三北地區光伏消納能力預測結果

數據來源：《中國電力發展報告2017》

伴隨著光伏發電裝機超預期增長，光伏財政補貼的缺口越來越大，國發能研院、綠能智庫預計，未來三年結合財政補貼承受能力，加大光伏電站標桿電價調整力度。同時，加強宏觀調控，控制光伏電站開發強度，新增規模向光伏扶貧等方面傾斜。

市場需求+外送 促進水電消納

2017年，全國棄水電量515億千瓦時，西南棄水率呈現下降趨勢，尤其是在《關于促進西南地區水電消納的通知》和《解決棄水棄風棄光問題實施方案》印發后，棄水狀況得到明顯改善，四川、云南兩省棄水電量分別同比下降7.9%、15.2%，但仍占到全國棄水電量的 83.3%，水電消納問題未根本解決。

數據來源：國家能源局

實際上，四川和云南兩省的水電不具備完全消納能力，特高壓輸電對棄水情況的緩解發揮了重要作用。以配合四川水電外送為例，2014年-2017年，特高壓輸電線路連續四年在汛期保持滿功率運行，年輸送電量超過1000億千瓦時，約占四川水電發電量的40%。

但是，在各地已有本地電力供應渠道的情況下，外來特高壓輸電距離長，過網費偏高，早就沒有了搏擊市場的價格優勢。西部地區的火、風、光電也在考慮外送到東北、華北、華東地區，留給川滇水電的外送空間有限。

與此同時，四川、云南兩省主要流域大型水電站跨省(區)消納涉及地域范圍廣、市場主體多，單純依靠地方政府、發電企業和電網企業很難協調多方利益主體，亟需國家主導，統籌研究并協調落實雅礱江中游水電、金沙江上游水電等流域大型水電群消納方向和電網建設方案，并在全國電力規劃中加以明確。

值得注意的是，市場需求不足才是川滇水電棄水電量高的主要原因。為此，國發能研院、綠能智庫建議：創新市場交易機制，在當前跨省區交易基礎上，根據國家能源發展戰略和水電發電特性，在跨省區市場中設立水電交易品種，建立中長期交易和現貨市場相結合的市場化消納機制。

(來源：北京國發智慧能源技術研究院、綠能智庫)