可再生能源电力消纳矛盾和建议

“十三五”以来，我国电源结构继续优化，可再生能源装机占比超过35%，可再生能源消纳总体有所改善。但是，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，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限电量增加的风险。

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，以及体制机制方面的深层次矛盾。

作者建议：

优化发展可再生能源基地，合理开发东中部可再生能源，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。

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。

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。

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。

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。

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。

可再生能源发展和消纳现状

“十三五”以来，我国电源结构继续优化，可再生能源装机占比超过35%。

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有所下降外，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。

图12011-2017年弃风情况（数据来源：国家可再生能源中心）

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%的地区是陕西、新疆、甘肃、青海、宁夏。从风电、光伏发电最低保障收购小时数上看，内蒙古、青海、河北、山西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。

可再生能源消纳困难原因分析

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，以及体制机制方面的深层次矛盾。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的情况，另一方面配合消纳风光的其他网源建设和运行仍按照原来的规划安排，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，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，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%，距2020年的引导性目标差距为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没有完全落实

电力体制改革已经迈开步伐，但计划电量、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

可再生能源发电定价方面，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招标电价等相比更是拉开较大差距。

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落实实施。2017年11月，国家发展改革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。