我國新能源經(jīng)過多年的快速發(fā)展，風電、太陽能發(fā)電裝機規(guī)模均位居世界第一，走在了世界前列。但局部地區(qū)新能源消納矛盾也逐漸顯現(xiàn)，棄風、棄光問題引起社會各界的廣泛關(guān)注。 李克強總理在今年政府工作報告中強調(diào)，抓緊解決機制和技術(shù)問題，優(yōu)先保障清潔能源發(fā)電上網(wǎng)，有效緩解棄水、棄風、棄光狀況。

一、我國新能源發(fā)展現(xiàn)狀

截至2016年底，風電和太陽能裝機累計達到2.26億千瓦，超過全球四分之一，新能源在16個省區(qū)已成為第二大電源。我國風電累計裝機達14864萬千瓦，占總裝機的9.0%;太陽能累計裝機達7742萬千瓦，占總裝機的4.7%。風電累計裝機容量主要分布在西北(29%)、東北(29%)、華北(19%);太陽能累計裝機容量主要分布在西北(41%)、華東(17%)、華北(16%)、東北(10%)。

2016年，風電發(fā)電量2410億千瓦時，占全部發(fā)電量的4%。全國風電平均利用小時數(shù)1742小時，同比增加14小時。太陽能發(fā)電量662億千瓦時，占全部發(fā)電量的1%。全國太陽能發(fā)電設(shè)備利用小時數(shù)1092小時，同比減少41小時。

2016年我國全年棄風電量497億千瓦時，平均棄風率17.1%。棄光主要集中在西北地區(qū)。我國西北五省棄光電量69億千瓦時，平均棄光率約20%。全國21個省區(qū)基本不棄風，27個省區(qū)基本不棄光。棄風主要集中在西北、東北地區(qū)，其棄風電量約占全國棄風電量的72%。

二、新能源消納問題原因分析

目前造成新能源消納問題產(chǎn)生的主要原因，既有技術(shù)方面也有政策機制方面。

(一)用電需求增長放緩，消納市場總量不足。

“十二五”以來，我國經(jīng)濟進入新常態(tài)，用電需求增長放緩，但包括新能源在內(nèi)的各類電源仍保持較快增長，新增的用電市場無法支撐電源的快速增長，導致發(fā)電設(shè)備利用小時數(shù)持續(xù)下降。“十二五”以來，全國用電量增速5.9%、電源裝機增速9.4%，特別是新能源裝機快速增長，增速達到39.7%，遠高于用電量增長速度。2016年，全國發(fā)電設(shè)備平均利用小時數(shù)3785小時，與2010年相比降低865小時，下降19%。

新能源集中的東北、甘肅、新疆等地區(qū)，供大于求矛盾更加突出。東北地區(qū)“十二五”以來電源裝機增長47%，比負荷增長高26個百分點，2016年電源裝機規(guī)模是最高負荷的2.2倍。甘肅省“十二五”以來電源裝機增長124%，比負荷增長高97個百分點，2016年電源裝機是最大負荷的2.9倍，新能源裝機是最大負荷的1.2倍。新疆自治區(qū)“十二五”以來電源裝機增長5倍，2014年以來，用電負荷增速明顯放緩，2016年電源裝機規(guī)模是最大負荷的3倍。

(二)電源結(jié)構(gòu)性矛盾突出，系統(tǒng)調(diào)峰能力嚴重不足。

我國靈活調(diào)節(jié)電源比重低。我國能源結(jié)構(gòu)以煤為主，火電占全國電源裝機比重達到67%(“三北”地區(qū)70%)，抽水蓄能、燃氣等靈活調(diào)節(jié)電源比重僅為6%(“三北”地區(qū)4%)，調(diào)節(jié)能力先天不足。相比較而言，國外主要新能源國家靈活電源比重相對較高，西班牙、德國、美國的靈活調(diào)節(jié)電源占總裝機的比例分別為31%、19%、47%，美國和西班牙靈活調(diào)節(jié)電源達到新能源的8.5倍和1.5倍。

我國火電機組調(diào)節(jié)能力差。我國“三北”地區(qū)供熱機組占有很大比重，10個省區(qū)超過40%，特別是冬春季供熱期、水電枯水期與大風期“三期”重疊，新能源消納更加困難。東北地區(qū)出現(xiàn)供熱期火電最小技術(shù)出力超過最小用電負荷的情況，完全沒有消納風電的空間。另外，我國純凝機組調(diào)峰能力一般為50%左右，抽凝機組供熱期調(diào)峰能力僅20%，丹麥和德國等國家純凝和抽凝機組的調(diào)峰能力可以達到60%~80%。

部分地區(qū)自備電廠占比高且不參與調(diào)峰。截至2016年底，“三北”地區(qū)自備電廠裝機容量8231萬千瓦，占火電裝機比例達到19%，與2010年相比增長1.5倍。自備電廠多隸屬高耗能企業(yè)，負荷相對固定，不參與系統(tǒng)調(diào)峰，在電力需求放緩的情況下，自備電廠發(fā)電量的增長進一步擠占了新能源消納空間。例如，新疆自備電廠容量1953萬千瓦，占全區(qū)燃煤機組總量的42.9%，2016年發(fā)電利用小時數(shù)6161小時，比公用火電廠高3007小時。

(三)跨省跨區(qū)輸電通道能力不足，難以在更大范圍消納。

新能源富集地區(qū)跨省跨區(qū)通道規(guī)劃建設(shè)滯后。電網(wǎng)項目核準滯后于新能源項目，2015年甘肅酒泉風電基地裝機規(guī)模已超過1200萬千瓦、太陽能發(fā)電近600萬千瓦，酒泉—湖南特高壓直流工程2015年5月核準建設(shè)，2017年才能投產(chǎn)，外送通道建設(shè)滯后2~3年。截至2016年底，“三北”地區(qū)新能源裝機合計1.63億千瓦，但電力外送能力只有3400萬千瓦，占新能源裝機的21%，而且還要承擔煤電基地外送任務(wù)，外送能力不夠。

現(xiàn)有新能源外送通道能力不能充分發(fā)揮。一方面，特高壓網(wǎng)架還處于發(fā)展過渡期，1000千伏長南荊線與哈密—鄭州、酒泉—湖南直流存在強耦合關(guān)系。哈鄭直流滿功率運行方式下，一旦發(fā)生單極或雙極閉鎖故障，將會突破長南線靜穩(wěn)極限，導致電網(wǎng)失穩(wěn)，輸送功率只能控制在500萬千瓦以內(nèi)。另一方面，風電機組過電壓耐受能力標準低于電網(wǎng)設(shè)備的耐壓能力，一旦送端系統(tǒng)故障，電網(wǎng)電壓水平上升，超過風電機組耐壓水平，將導致風電機組大面積脫網(wǎng)，也制約了直流送電能力。

(四)市場化機制缺失制約新能源消納。

火電發(fā)電計劃剛性執(zhí)行擠占新能源發(fā)電空間。長期以來，我國發(fā)電量主要實行計劃管理，各地政府年初確定各類電源的年發(fā)電計劃，按照監(jiān)管要求，全年發(fā)電量不得超過年度計劃的±2%。電網(wǎng)調(diào)度只能在計劃框架下，通過局部優(yōu)化爭取多接納新能源，調(diào)整空間小、效果有限。

火電調(diào)峰能力得不到充分調(diào)用。在現(xiàn)行體制機制下，發(fā)電量是各類機組收益的主要來源，由于調(diào)峰損失電量且無法獲得合理補償，火電企業(yè)普遍不愿主動參與調(diào)峰。雖然2008年國家出臺了相關(guān)輔助服務(wù)細則，但規(guī)定的補償標準低，無法調(diào)動火電企業(yè)參與調(diào)峰的積極性。

新能源跨省消納存在省間壁壘。我國電力長期以來按省域平衡，風電等新能源以就地消納為主，缺乏跨省跨區(qū)消納政策和電價機制。特別是近期電力供大于求，新能源由于沒有配套的國家計劃，加之出力具有隨機性，帶來輔助服務(wù)問題，跨省消納的壁壘更加突出。

需求側(cè)資源利用程度較低。需求側(cè)響應(yīng)價格機制不完善，上網(wǎng)側(cè)分時電價政策缺位(僅少數(shù)省區(qū)的部分機組執(zhí)行)，導致銷售側(cè)分時電價與上網(wǎng)電價缺乏及時有效聯(lián)動。峰谷電價比價低，對用戶低谷用電激勵不足，需求側(cè)資源主動參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)的意愿不高，對新能源消納貢獻有限。

三、促進我國新能源消納的相關(guān)措施

新能源消納問題涉及電力系統(tǒng)發(fā)、輸、配、用多個環(huán)節(jié)，影響新能源消納的關(guān)鍵因素，可歸納為“3+1”。“3”指“源—網(wǎng)—荷”三方，決定新能源消納的潛力;“1”指政策及市場機制，決定新能源消納潛力發(fā)揮的程度。實現(xiàn)新能源高效消納，既需要“源—網(wǎng)—荷”技術(shù)驅(qū)動，也需要政策引導和市場機制配合，需要多措并舉、綜合施策。

(一)電源側(cè)措施

1.優(yōu)化電源發(fā)展布局。為促進風電有序發(fā)展，2016年國家能源局建立了風電投資監(jiān)測預(yù)警機制，預(yù)警程度由高到低分為紅色、橙色、綠色三個等級。“十三五”期間，要嚴格按照國家“十三五”規(guī)劃安排新能源建設(shè)，并落實到各省。優(yōu)化新能源建設(shè)布局，嚴重棄風棄光省份不再安排建設(shè)。落實煤電去產(chǎn)能要求，嚴控東中部地區(qū)煤電建設(shè)，為新能源發(fā)展騰出空間。

2.加強調(diào)峰能力建設(shè)。開展火電靈活性改造，全面落實國家能源局火電靈活性改造示范試點工作，“十三五”期間“三北”地區(qū)完成改造2.15億千瓦，改造后的純凝機組及熱電聯(lián)產(chǎn)機組在非供熱期最小出力30%~35%，熱電聯(lián)產(chǎn)機組在供熱期最小出力40%~50%。加快抽水蓄能電站建設(shè)，“十三五”期間全國規(guī)劃新開工抽水蓄能電站約6000萬千瓦，2020年底在役規(guī)模達到4000萬千瓦。

(二)電網(wǎng)側(cè)措施

1.加快電網(wǎng)互聯(lián)互通。高質(zhì)量、高標準建設(shè)跨省跨區(qū)輸電通道，優(yōu)先安排新能源外送，最大限度解決棄風棄光問題。2016年，建成錫盟—山東、蒙西—天津南等特高壓交流工程，寧東—浙江特高壓直流工程，合計輸送能力2000萬千瓦。寧夏—山東、哈密—鄭州、寧東—浙江三大通道完成新能源交易電量130億千瓦時，占比36%;東北新能源跨省區(qū)交易電量113億千瓦時，占新能源總發(fā)電量的21%。

2.發(fā)展智能配電網(wǎng)，適應(yīng)分布式新能源及多元化負荷接入。綜合應(yīng)用智能配電網(wǎng)的各項新技術(shù)，滿足分布式能源并網(wǎng)，通過實施用戶智能友好互動工程和開展微電網(wǎng)示范工程，提升配電網(wǎng)接納新能源、分布式電源及多元化負荷的能力。2016年多項配電網(wǎng)升級改造工程已部署，如安徽六安金寨縣分布式電源與多元化負荷高效接納綜合示范項目、北京亦莊主動配網(wǎng)示范工程項目等7個示范工程。

3.應(yīng)用大電網(wǎng)多能互補協(xié)調(diào)運行技術(shù)。采用特高壓、超高壓交直流輸電技術(shù)加強區(qū)域電網(wǎng)之間互聯(lián)，提升各區(qū)域間電力交換能力，實現(xiàn)資源互補，充分發(fā)揮電網(wǎng)平臺資源優(yōu)化配置優(yōu)勢，促進新能源開發(fā)利用。以西北地區(qū)為例，通過充分利用黃河上游梯級水電調(diào)節(jié)能力，促進電網(wǎng)消納新能源。在中午新能源出力較高時，降低黃河上游水電出力;在夜間新能源出力較低時，提高水電出力。2016年西北電網(wǎng)利用現(xiàn)有調(diào)峰資源，積極協(xié)調(diào)跨區(qū)跨省交易，統(tǒng)一調(diào)度網(wǎng)內(nèi)水、火電以配合新能源上網(wǎng)，消納新能源同比增加38%。

4.加快虛擬同步機、智慧能源等關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)。2016年，國內(nèi)研制出世界首套500千瓦光伏虛擬同步機，在張北風光儲輸基地成功并網(wǎng)，未來將繼續(xù)加快虛擬同步機的技術(shù)攻關(guān)和應(yīng)用。2016年，國內(nèi)完成國家風光儲輸示范工程項目二期工程建設(shè)，是目前世界上規(guī)模最大、綜合利用水平最高的集風力發(fā)電、光伏發(fā)電、儲能系統(tǒng)、智能輸電“四位一體”的新能源綜合示范項目。加快虛擬同步發(fā)電機、微電網(wǎng)、儲能、“互聯(lián)網(wǎng)+”智慧能源等關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)和應(yīng)用，提高各級電網(wǎng)智能化水平，增強電網(wǎng)對新能源大規(guī)模接入的適應(yīng)能力，力爭實現(xiàn)配電網(wǎng)對分布式電源的100%就地消納。

(三)負荷側(cè)措施

1.實施需求側(cè)響應(yīng)。實施峰谷電價、分時電價等措施，改善負荷特性，用市場辦法引導用戶參與調(diào)峰調(diào)頻、主動響應(yīng)可再生能源出力變化。

2.加快推進電能替代。按照國家對電能替代規(guī)模的要求，“十三五”期間全國將完成電能替代電量規(guī)模5000億千瓦時。其中分布式電采暖、工業(yè)電鍋爐、電窯爐以及電動汽車等主要替代技術(shù)分別實現(xiàn)替代電量742億千瓦時、756億千瓦時、518億千瓦時以及209億千瓦時。從地域來看，“三北”地區(qū)完成替代電量2629億千瓦時，華北重點實施“煤改電”和清潔供暖，華中、華東、西南地區(qū)以分散式電采暖和電動汽車為主。

(四)政策和市場機制

我國能源供需逆向分布的稟賦條件，以及新能源集約化開發(fā)和大范圍消納利用的需求，客觀上決定了我國電力大規(guī)模跨區(qū)域輸送和消納是必由之路，迫切需要加快建立統(tǒng)一開放、競爭有序的全國電力市場。

近期市場機制。對于發(fā)用電計劃尚未放開，市場空間較小的省份，采用省間新能源與火電、新能源與自備電廠間發(fā)電權(quán)交易方式開展新能源外送交易;隨著省間發(fā)用電計劃放開，開展省間新能源外送交易和新能源與用戶直接交易;根據(jù)各地實際情況，開展中長期調(diào)峰置換交易、新能源與抽水電量和應(yīng)急支援交易，靈活調(diào)節(jié)新能源外送電量;開展可再生能源增量跨省區(qū)外送現(xiàn)貨市場。

中遠期市場機制。可再生能源與受端電網(wǎng)符合準入條件的發(fā)電企業(yè)共同參與受端電網(wǎng)的現(xiàn)貨電力市場，受端電網(wǎng)符合準入條件的大用戶、售電公司或電網(wǎng)企業(yè)(代理大用戶和售電公司)可參與市場交易購電。可再生能源帶溢價補貼參與跨省區(qū)現(xiàn)貨市場主要包括日前市場和日內(nèi)市場。具備條件的地區(qū)可以根據(jù)需要開設(shè)實時平衡市場。

四、政策建議

(一)加強規(guī)劃及運行的協(xié)調(diào)

加強新能源、常規(guī)電源、電網(wǎng)三者之間規(guī)劃及運行的協(xié)調(diào)性，實現(xiàn)系統(tǒng)常規(guī)電源與新能源的合理配比、協(xié)調(diào)運行，加快推進大型新能源基地配套送出電網(wǎng)工程規(guī)劃建設(shè)，加快抽水蓄能電站、燃氣調(diào)峰電站等電源建設(shè)，將“十三五”火電機組靈活性改造規(guī)劃分解落實到實處。落實國家電源調(diào)控措施，優(yōu)化新能源開發(fā)布局，在棄風棄光嚴重的地區(qū)暫緩各類電源核準建設(shè)。

(二)完善新能源建設(shè)和并網(wǎng)標準

推動新能源參與一次調(diào)頻、調(diào)壓等技術(shù)規(guī)范出臺，提高新能源高電壓耐受能力和頻率耐受能力，制定和完善新能源調(diào)頻、調(diào)壓標準，考慮將新能源發(fā)電納入并網(wǎng)發(fā)電廠考核。

(三)推動電力輔助服務(wù)市場建設(shè)

完善輔助服務(wù)市場機制，充分調(diào)動火電企業(yè)主動參與調(diào)峰的積極性，引導微電網(wǎng)、儲能、用戶可中斷負荷等參與調(diào)峰調(diào)頻，推動利用價格杠桿促進新能源消納。

(四)建立健全新能源電力交易機制

放開省內(nèi)發(fā)用電計劃，除國家指令性計劃和政府間框架協(xié)議電量，完全放開省間交易。建立全國范圍內(nèi)的可再生配額制度，鼓勵發(fā)電集團內(nèi)部通過新能源與火電電量置換完成配額指標。加快建設(shè)全國范圍的中長期市場、現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場，逐步將發(fā)電權(quán)交易、直接交易等交易機制納入成熟的電力市場體系中。

(五)創(chuàng)新價格及補貼機制

制定新能源發(fā)電價格、補貼分離政策，建立市場競價基礎(chǔ)上固定補貼的價格機制，促進新能源公平參與市場。加快出臺支持抽水蓄能電站跨區(qū)調(diào)用的價格政策，完善電能替代財政補貼、稅收優(yōu)惠等政策。