【深度】限电绝症：光伏风电是否难逃一死？

近年我国可再生能源发电面临的限电问题日趋严重，未来要实现2020年15%非化石能源比重目标面临的挑战巨大，必须加快全面推进电力改革创新。建议在近期（2017年前）加强电力系统运行调度创新，统筹规划建设配套电网，释放电源灵活调节能力、启动电力市场综合改革试点等；中长期全面推进电力市场化改革、健全综合管理和专业监管体系。

一、我国弃水弃风弃光现状和原因

　　1.1、我国可再生能源发电和限电情况

近年来，我国清洁能源发展步伐加快，水电装机持续增加，风电、光伏新增装机量双双位列世界第一，生物质能发电技术平稳发展，垃圾发电装机容量稳步提升。至2014年底，我国水电总装机3亿kW，风电总装机9581万kW，光伏发电总装机2428万kW，可再生能源发电装机已占到全部电力装机1/3，达4.2亿kW，与2010年相比增长了67%0与此同时，水电、风电、光伏发电等清洁能源发电面临的并网消纳问题也日益严重。

2014年，我国弃水弃风弃光损失电量超过300亿kWh。仅云南、四川两省总弃水电量已超过200亿kWh；在全国风电利用小时数同比减少160h的情况下，累计弃风电量仍高达126亿kWh；由于光伏初成规模，全国“弃光”现象总体不太严重，但甘肃省酒泉、敦煌和青海格尔木等部分地区弃光仍然存在，局部地区“弃光”比例超过20%。对比来看，我国弃风比例远远超出典型国家3%以下的弃风限电率。

1.2、弃水弃风弃光的直接原因

从近两年水电运行情况分析来看，我国水电弃水的直接原因主要表现在：一是汛期降水较为集中；二是水电装机增加较多；三是外送通道能力不足；四是用电需求增长放缓，低于电力发展规划的预计水平。以弃水较为严重的四川为例，近两年四川省水电装机增加了2413万kW，较2012年增长了62%，并呈枯丰急转态势，增大了水电站兼顾防洪、发电的压力。同时，受电源电网规划建设不同步等因素影响，目前电力外送能力不能满足需要；而经济增长也呈现放缓情况，2014年较2013年用电仅增长了3.4%，致使当地电力装机增长速度远高于用电增长需求。

造成风电弃风的原因主要表现在：一是电源调峰能力受限。我国“三北”地区电源结构以煤电为主，其中供热机组又占有较大比重，冬季为了满足供热需求，供热机组调峰能力有限。目前，东北以及华北局部地区的弃风，都主要受这一因素的影响，且新疆、内蒙古等地区大量自备电厂甚至不参与系统调峰。二是配套电网规划建设滞后，省区间和网间外送消纳受限。配套电网规划建设滞后于风电项目并网运行的需求，是造成目前一些局部地区弃风的重要原因。如新疆达坂城地区是新疆风电建设的重点区域，当地盐湖220kV变电站和东郊750kV变电站改扩建施工，影响了风电的送出，造成了7亿kWh的弃风。

尽管2014年我国平均风电弃风率8%，较之2013年有所降低，但风电利用小时数也同比下降了160h，风电弃风问题在本质上并没有改善。造成弃风率变小的重要原因是2015年是“小风年”，来风情况整体偏小，但某些重点地区限电问题仍然突出。如：吉林省、河北省张家口地区、蒙西地区、黑龙江、甘肃弃风限电情况仍很严重，弃风限电比例均在10%以上，其中吉林省、新疆弃风率高达15%。

目前全国“弃光”问题并不普遍，较严重的地区主要集中在甘肃省酒泉、敦煌和青海格尔木等部分地区，局部地区“弃光”比例超过20%。造成弃光问题的直接原因有：一是西北地区光伏电站建设速度明显加快，与输电网和市场缺乏配套。二是部分西北地区光伏电站建设缺乏统筹规划，存在一定的无序现象；三是光伏发电建设规模与本地负荷水平不匹配，市场消纳能力有限，同时电站建设与配套电网的建设和改造不协调等原因，致使光伏电站集中开发区域出现了一定程度的“弃光”现象。

1.3、弃水弃风弃光的根本原因

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越来越不适应新能源的发展，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。

一是电力系统灵活调节表现能力较弱，现有灵活性未能充分挖掘

我国电源结构以常规火电为主，特别是风电富集地区更加突出。尽管火电调峰深度和速度都不及水电、燃气机组，但目前我国火电机组（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。同时国际经验证明，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。

二是电力运行调度传统的“计划”方式无法适应新能源的发展

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，火电企业和地方政府不愿意让出火电电量空间，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。

三是电网输送通道难以满足可再生能源电力发展需求

我国水电、风电、光伏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。

四是可再生能源电力消纳市场和机制没有完成落实

未来随着西南和三北地区水电、风电、太阳能发电开发规模继续增长，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。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，需依赖更大范围市场消纳。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。

五是电力市场化程度低、监管和法律建设弱

由于我国电力体制改革仍没完成，大量自备电厂不承担电力调峰责任，电力调峰等辅助服务机制不健全。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。其次，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。

二、未来我国可再生能源并网消纳形势严峻

按《能源发展“十二五”规划》，2015年我国非化石能源占一次能源消费比重应达到11.4%，比2010年提高2.8%。但实际上“十二五”前三年发展相对较慢，非化石能源消费比重年均增长0.45个百分点，累计提高1.2%，仅完成规划目标的43%。要实现2020年的15%非化石能源比重目标，必须在2015年和“十三五”期间年均增加0.7个百分点，而加快发展水电、风电、太阳能发电是保障实现非化石能源发展目标的主要途径。《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》提出要大力发展可再生能源，到2020年力争常规水电装机达到3.5亿kW左右，风电装机达到2亿kW，光伏装机达到1亿kW左右。我国提出到2030年非化石能源比重提升到20%的目标，到2030年二氧化碳达到峰值，为此必须进一步提高可再生能源发展规模。

2.1、未来风光水火电力市场矛盾更加突出

随着我国经济发展进入新常态，电力需求也将从两位数增速进入中高速增长时代，煤电小时数下降也将成为“新常态”，风光水火矛盾更加突出，2014年全国6000kW及以上电厂设备发电设备平均利用小时4286h，同比减少235h，其中：火电4706h，同比降低314h。不仅远低于2004年5991h的最高水平，而且也低于前三次“破五”的平均水平（4905h）02015年1-11月，全国发电设备累计平均利用小时继续同比减少309h，火电设备平均利用小时同比减少355h。火电机组利用小时“跌破5000h”，在一定程度上意味着传统发展模式下的电力产能过剩，发电量的减少和营业收入的下降，也意味着发电市场竞争加剧，未来风光水火的市场矛盾会更加突出。

2.2、核心矛盾已转向市场空间竟争和电力系统转型

随着可再生能源开发利用规模不断增加，可再生能源已从补充化石能源供应的阶段，进入到大范围增量替代、区域性存量替代阶段，与整个能源电力体系的关系不断深化复杂。可再生能源项目在项目布局、电力市场空间、输电通道利用等方面与传统化石能源的矛盾冲突不断增加。大规模水电、风电和太阳能发电并网消纳的核心矛盾已从调峰问题升级为市场空间竞争、电力系统转型问题，按照前几年不改变现有市场格局、保障火电发电小时数的基础上为可再生能源电力增加市场消纳空间的方式不能为继，必须在全国电力市场和能源系统层面统筹解决。

2.3、实现可再生能源发展目标将存在巨大挑战

随着可再生能源开发规模和比例的明显上升，原来以常规电力为基础的电力体系、运行机制、管理体制对可再生能源发电的制约作用日益突出，在目前风电装机不到1亿kW，光伏装机不足2500万kW的情况下，弃风弃光尚且如此，若要实现2020年风电发电量翻一翻多的目标，不对电力系统运行方式和市场机制做出根本性变革，则可再生能源发展面临的矛盾和障碍将日益严峻，实现未来可再生能源目标将存在巨大挑战。

三、近期电力运行创新试点建议

从目前风电、光伏发电占我国电力装机和电量的比重来看，根据欧洲可再生能源发展先进国家和我国局部地区的实践经验，只要采取有效措施，应该能够缓解目前和近期水电、风电、光伏发电的市场消纳问题。2015年11月，国家发改委、国家能源局发布了《关于推进电力市场建设的实施意见》等六个电力投资改革配套文件，标志着2015年3月颁布的《关于进一步深化电力体制改革的若十意见》（中发【2015】9号）进入实施阶段。建议近期（2017年前）应加强电力系统运行创新和综合试点，重点采取以下措施：

3.1、建立适应可再生能源发展需求的电力运行调度机制

因各国国情不同，实现风电等可再生能源优先上网的方法存在差异。在竞争性电力市场中，由于可再生能源电力有政府补贴，风电等优先上网是通过低价参与市场竞争的方式来实现的，甚至可以零报价（电力市场不是按各自报价而是按市场出清价进行结算）。我国尚未建立竞争性电力市场，但必须按照法律规定采取各种可能措施全额保障收购来实现风电等可再生能源优先上网，建立适应我国电源结构和电力体制的新型调度机制和管理办法。

    建议在取消“发电量年度计划”前，精细优化确定运行计划，在年度发电量计划中全额考虑可再生能源发电量计划；优化系统备用容量配置方法，在考虑风电功率预测误差的基础上，尽可能为风电留出足够的消纳空间；明确风电功率预测预报技术在电力体系运行中的地位和作用，明确调度机构、电网公司、风电场的各自责任和义务，建立以电网侧负责、风电场提供必要配合的风电功率预测系统；在风电集中开发地区，建立风电场与供热、高载能、农业排灌等可调节用电负荷、大电力用户和电力系统的协调运行机制，挖掘需求侧响应潜力；修订火电运行技术规范，推进试验示范和技术标准升级，提高和释放电力系统灵活性。

3.2、统筹规划、同步建设配套电网和灵活电源

随着国务院简政放权工作的推进，规划的指导作用越来越重要，需发挥好能源规划对可再生能源科学发展的引导作用，进一步完善能源规划管理体系，统筹协调国家规划与地方规划、总体规划与专项规划以及各类专项规划，强化规划的引导作用。电网企业规划、地方规划应服从国家规划，坚持电源项目开发与电网建设协调发展，加大电网企业执行政府规划的落实力度，合理确定可再生能源开发速度和规模，确保各级规划的协调一致与执行到位。

    坚持“电源开发促进电网建设，电网建设引导电源开发”。按照“统筹规划、合理布局、适当超前、分步实施”原则，加强可再生能源发电输送通道的规划建设，确保顺利送出和电网稳定。建议地方政府在核准项目建设时，尽量在一个文件中同步核准配套的输电设施建设，避免出现因为输电设施建设不及时造成的弃风限电问题。

三北地区可再生能源规划应当以消纳和送出为核心目的和内容。优先开发资源丰富，靠近负荷中心，电网输送能力强、落地点明确、网络结构完善的地区。建议通过提前统筹规划“可再生能源区”的方式加快跨省、跨区域外送通道建设，并通过跨区域、跨流域的调度方式，确保可再生能源最大限度上网。

以可再生能源电力输送优先为基本原则，加强骨十网建设，主要是适应大规模跨大区可再生能源输电需要的高电压等级的骨十网架建设，设置可再生能源电力输送的最低比例。在国家批复建设的十二条贯穿中国东西部的输电通道的规划、可研和设计中应明确输送可再生能源电力的最低比例，并在实际运行中优先安排可再生能源电力出力，切实注重发挥清洁能源电力的结构优化作用。

3.3、探索推进电力市场消纳机制创新

推进东北电力调峰辅助服务市场的探索实践，坚持可再生能源优先并网消纳的原则和法定权益，在科学、公平、透明确定机组灵活调峰能力和技术标准的基础上，建立辅助服务市场化补偿机制，扩大跨省补偿交易范围，通过市场手段挖掘常规电源调峰潜力。通过试点电力用户向发电企业直接购电，逐步探索放开用电选择权，探索推进新能源发电直接售电。

尽快改变电网公司的盈利考核指标和机制，引入电网经营区可再生能源电力消纳评价考核指标，出台切实可操作的可再生能源电力配额制。打破目前以邻为壑的以省为主体的电力市场管理方式，探索联络线交易新模式，可通过替代发电、流域梯级电站补偿、送受电双方中长期战略合作等途径建立健全利益调节机制。

推进热电厂盈利模式改革创新，释放热电厂灵活性。建议经营性用热和居民用热要分开，实行不同的制度设计；居民用热实行阶梯热价，分户计量；尝试打破长期实行的热源、热网分段经营体制，鼓励和支持“厂（站）网一体，直管到户”的一体化经营模式，减少供热中间环节。

加强配电网规划建设升级，规模大的分布式光伏发电应用（示范）区应同步制定相应的智能配电网建设方案，建设双向互动、控制灵活、安全可靠的配电网系统。在“东北”“西北”“华北”有条件区域，加快抽蓄等灵活调节电源建设。

3.4、加强弃水弃风弃光和并网接入服务监管与考核

建议尽快制定可再生能源并网运行和优先调度管理办法，实施可再生能源电力全额保障性收购管理办法，严格落实可再生能源电力优先上网的政策体系，依法保障新能源发电企业的合法权益。应根据《可再生能源法》和《电力监管条例》规定，制定并适时出台统一规范的可再生能源发电项目接入系统与并网验收管理办法，明确电网企业办理接入电网和并网验收工作的流程、时限要求，规范可再生能源接入并网工作，满足可再生能源发展需要。

尽快建立约束制度和监管机制，加大对可再生能源电力并网运行和全额保障性收购的监管力度；对电网企业未执行有关规定造成的弃风弃光进行认定，并给予处罚。电网有限公司应当按照《电力企业信息披露规定》的要求，采取有效措施，向可再生能源发电企业及时披露信息，严格按照“三公”调度原则开展调度工作。

3.5、启动建设运行机制综合改革试点结合电力改革试点工作

建议在可再生能源消纳压力大区域，建设清洁能源并网技术和运行机制创新示范区。在内蒙古、新疆、甘肃、东北三省等地区，新增用电需求难以满足消纳新增可再生能源发电需求，必须存量中为可再生能源发电争取市场空间。在新增和现有输电通道规划、设计、计划和调度中，也需要优先保障输送水电、风电和太阳能发电。在“十三五”前期（2017年以前），在可再生能源消纳压力大的上述省区全面建成可再生能源优先调度示范区，并在全国开始推广实施可再生能源优先调度。

四、全面推进能源转型和现代电力市场建设

可再生能源发展较好的各国经验表明，以市场化为导向的体制机制变革是促进包括新能源在内的能源与电力发展的必然要求和共同趋势，变革核心内容是建立开放、竞争、有序的现代市场体系。我国大力发展可再生能源必须坚持推进市场化导向电力改革，并建立保障市场发挥决定性作用的公共电网平台、电力管理体制和相关法律法规体系。

4.1、加快推动能源和电力发展转型

从长远看，我们必须按照建设生态文明和美丽中国的战略决策，凝聚社会共识，坚持发展可再生能源的方向不动摇，加快制定长期低碳清洁能源转型战略，明确2030年、2050年的可再生能源等清洁能源发展目标，科学制定中长期发展规划，建立国家能源统筹协调机制，整体推动可再生能源发展。

推动能源财税政策和价格形成机制改革，形成推动可再生能源发展的长效支持机制和公平竞争环境。一是要建立反映资源稀缺性、环境成本的能源价格形成机制。二是积极利用资源环境税、碳税等建立促进可再生能源发展的长效资金支持机制。

进一步推动电力电网系统升级转型，加快发展智能电网。建成适应和支撑可再生能源发展的新型电力系统。构造新型电力系统功能结构。风电、太阳能发电等可再生能源的比重将显著上升成为主力电源，分布式可再生能源发电也实现普遍应用，而煤电、天然气发电等常规电源的比重将下降成为调峰电源甚至备用电源，电网更加注重公益性、服务性功能。

4.2、全面推进电力市场化改革

参考西班牙、丹麦等国经验，在推进竞价上网的同时，适时改革可再生能源发电补贴机制，把可再生能源固定上网电价（FIT）转变为“市场电价+溢价补贴（FIP）”，实现市场竞争机制与扶持政策的结合。

电力运行调度方式改革必须与电力市场机制、特别是电价形成机制改革相结合，形成由市场供需和边际成本决定市场价格的机制，通过竞争方式安排各类机组的发电次序，取消发电量计划管理制度。以市场价格和节能调度代替标杆电价和发电量计划，改变传统火电行业的规模扩张驱动和发展模式。

建立相互开放的、跨省区的全国性电力市场。以跨省跨区交易平台为突破口，以放松价格管制为前提，大力推进市场交易机制建立，涉及省份的发电、用户等市场主体直接进入平台开展报价的自主交易，打破以邻为壑，有序推进跨区交易，建立相互开放的、跨省区的全国性电力交易市场。

要顺应电力市场发展趋势和分布式发电需要，消除市场准入限制，放开售电侧市场，尽快由电网统购统销转变为自由购售电和自发自用，允许具有资质的发电用电主体投资、建设、运营配电网，建立适应分布式发电、微电网技术应用的体制机制。

探讨引入辅助服务和容量价格机制（市场机制），激励传统火电厂等逐步转向提供容量和辅助服务。随着新能源发电比重持续增加、煤电逐步转为提供调峰、备用服务，考虑探索建立多部制电价机制（或其它形式的容量和辅助服务市场机制），在建立基于竞价和合约价格的电量价格同时，引入容量电价和辅助服务价格。

要改变电网监管和业绩考核模式，逐步改革将电网的定位和任务作为公共平台为所有发电商和用电户提供开放、公平、无歧视的服务。电网企业“只负责传输电力，不参与买卖电力”，其应得收入与发电企业和电力用户的交易和收支隔离开来。

4.3、健全综合管理和专业监管体系

建立综合性能源管理部门和专业性能源监管机构相协调的行业管理和现代监管体系。要坚持立法先行和协调立法，制定能源法、修订电力法和可再生能源法，在法律层面全面地、更明确、具体地规定可再生能源的优先发展的战略地位，把宏观战略、政策体系、监管考核、体制改革纳入法治化轨道，形成可再生能源优先发展的法治保障和法律秩序。