我國新能源消納困難的原因及其對策

孫榮潔

摘 ? ?要：隨著社會經濟的不斷發展，工業生產和人們的日常生活不斷加大了對新能源的需求。為迎合社會發展需求，我國新能源產業發展極為快速，而新能源生產過剩問題是新能源不斷發展過程中所必須重視的問題。這些問題在水力發電與風力發電這種新能源發展過程中尤為突出。怎樣消納生產過剩的新能源就成為了當前社會重點關注的問題。鑒于此，本文將從影響新能源消納的主要原因出發，并對此提出了相應的解決措施。

關鍵詞：新能源;消納困難;原因;對策

1 ?引言

一直以來，我國對可再生能源行業的高度關注，可再生能源并網運行情況逐步改善，能源是現代社會持續運行的基礎，是人類生產生活的動力來源。能源問題歷來和經濟發展、生態環境、氣候變化等息息相關，為了確保能源安全，積極應對生態環境變化，推行可持續發展的新能源已經成為社會的普遍共識。因為各種各樣的因素影響，新能源消納問題一直是推行新能源普及戰略的重大難題，各種矛盾的凸顯已經引起了各界的廣泛關注。近年來，我國新能源發展迅速，光伏和風電裝機已經雙雙位居世界首位。但新能源快速發展的同時，消納問題日益凸顯，棄風棄光甚至棄核現象嚴重，深入分析我國新能源消納困難的成因，系統規劃和發展戰略失誤、市場機制及價格信號缺失、政策等因素仍是“罪魁禍首”，亟需完善新能源發展規劃和加快推進電力體制改革。

2 ?我國當前新能源消納現狀概要

近年來，隨著我國新能源快速發展，光伏與風電裝機容量在國際上占首位。但是由于新能源的快速發展，消納問題也越來越突顯，棄風棄光甚至棄核問題顯著。2016年，我國棄風電量總達497億千瓦時，棄光電量達74億千瓦時，相對2015年分別增長了46.6%與85%;核電共損失電量達462億千瓦時，棄核率達19%，等同于大概有7臺核電機組全年停運。2017年，我國棄風棄電現象有所改觀，棄風電量419億千瓦時，棄光電量73億千瓦時，概率分別為12%與6%，相對上年下降了約5個百分點。風電利用小時數也在逐步上升，從1742小時提升到1948小時，然而整體情況依然不容樂觀。2017年1月9日，國家電網召開發布會，首次提到2020年根本解決我國新能源消納問題，將棄風棄光率控制在5%之內。在2019年第一季度，我國平均棄風率4%，其中新疆棄風率15.2%，甘肅棄風率9.5%，內蒙古棄風率7.4%;我國棄光率2.7%，棄光主要集中在新疆、甘肅和青海，式中，新疆（不含兵團）棄光率12%，甘肅棄光率7%，青海棄光率5%。從并網運行角度來看，棄風棄光問題原因有：新能源規劃較為集中，電網調峰能力不足;外送通道建設與電源建設規模不匹配，電網送出能力限;電網存在薄弱環節，部分區域受網架約束影響等原。從并網運行角度來看，棄風棄光問題原因有：全國統一市場機制不健全，新能源電力跨省消納容量僅占全網新能源總發電量的14%;需求側資源參與提供電力輔助服務的機制處于試點階段，影響了新能源的消納。除了以上原因，新能源的消納還需要考慮熱電耦合問題。當冬季溫度降低時，熱電廠就會投入運行，熱電廠發電量的持續提升也會帶來風光新能源的消納問題，使得棄風棄光問題愈發嚴重。

2017年，全社會用電量達63077億千瓦時，相對2016年上升了6.55%。2017年風力發電達3056億千瓦時，相對2016年上升26.8%，占比也從4.0%上升到4.8%。按照《風電發展“十三五”規劃》，預計到2020年，非化石能源占一次能源消費比重達15%，全國風電年發電量達4200億千瓦時，占到總發電量6%。而當前風電消納比例只有4.8%，相距6%目標價值存在一定的發展空間。

3 ?我國新能源消納困難的原因

3.1 ?新能源系統規劃和發展戰略失誤

雖然我國制定了多個新能源、可再生能源以及風電、太陽能等專項規劃，也提出了明確的發展戰略導向，但從實踐看，依然存在較多問題及失誤。首先，規劃目標與實際偏差較大。電力規劃的系統性和指導作用偏弱化，以前規劃中提出的風電2.1億千瓦、光伏1.05億千瓦的發展規模，既遠低于實際發展規模和可能發展潛力，也低于《可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》中提出的建設規模（風電2.4億千瓦，光伏為1.6億千瓦+不限規模分布式光伏）。規模偏差一方面導致風光開發布局失衡的情況，另一方面配合消納風光的其他網源建設和輸送通道仍按照原來的規劃安排，加劇消納困難和矛盾。

其次，發展戰略導向失誤。從新能源項目建設布局看，“十一五”“十二五”期間國家和開發企業均偏重資源優勢和集中開發模式，而風光等資源開發與電力負荷明顯逆向分布的特點，造成2015年前后限電問題的凸顯和集中爆發。自“十二五”后半段，有關部門將風光開發重點轉為分布式，無論是集中電站還是分布式發電項目建設，都將消納尤其是就近利用放在第一位，但之前集中建設帶來的問題難以即刻緩解。2017年，“三北”地區風電累計裝機和年發電量占比分別達到74%和73%，光伏發電占比分別為58%和66%。

再次，新能源外送通道規劃建設不足。能源規劃沒有配套規劃輸電通道和靈活電源，最終造成并網難和外送難的局面。2016年，全國11條特高壓線路共輸送電量2334億千瓦時，其中5條純輸送水電線路輸送電量1603億千瓦時，3條純輸送火電線路輸送電量253億千瓦時，3條風火打捆輸送為主線路輸送電量478億千瓦時，風光電量為124億千瓦時，占比僅26%。2017年，全國12條特高壓線路輸送電量超過3000億千瓦時，其中純送水電線路6條，純送火電線路3條，3條風火打捆輸送為主線路，風光電量在總輸送電量中占比約36%，外輸電量僅為“三北”地區風光上網電量約8%。新能源外送尤其是風光外送消納的總電量和比例有限，在外送通道中仍以火電為主。

最后，煤電產能過剩嚴重。2017年煤電等化石能源新增裝機超過4300萬千瓦，在全社會用電量增速6.6%的情況下，火電利用小時數4209小時，同比增加23小時，增長0.5%。煤電新增裝機超過新增電力負荷和用電量需要，而且在電力結構調整和市場化進程中其定位和運行方式需要加快調整，無法延續原有模式運行，否則電力清潔低碳轉型將成為空話。

3.2 ?市場機制及價格

我國電力體制改革已經歷較長時期，但計劃電量、固定價格、分級市場、電網壟斷等為特征的體系近期仍占據一定地位，這樣的機制難以適應新能源發展的需求，尤其是促進新能源消納的價格機制很不完善，價格引導信號缺失，亟需規范和完善。

首先，電力市場發育不足。風光的波動性在現有機制框架下，僅靠本地運行調度優化已經不能解決市場消納問題，需依賴更大范圍的市場消納。而目前電力運行管理總體是以省為實體進行管理的，同時跨省跨區輸送未納入到國家能源戰略制定的長期跨地區送受電計劃中，各地對接納新能源積極性不足。電力中長期交易、現貨市場、輔助服務市場等市場機制有待完善，我國已確定了清潔能源優先發電制度和市場化交易機制，但真正落實尚有距離。此外，目前電網企業既擁有獨家買賣電的特權，又通過下屬的電力調度機構行使直接組織和協調電力系統運行，擁有電網所有權和經營、輸電權，不利于市場主體自由公平交易。

其次，電價補貼退坡滯后。新能源發電定價方面，風光等標桿電價進入電價補貼退坡軌道，但實際退坡的幅度滯后于產業發展形勢和成本下降，尤其是與國際招標電價和國內光伏領跑招標電價等相比更是拉開較大差距。風電由于存在至少2年的建設寬限期，新并網風電項目的實際電價下降幅度有限，2017年新并網項目的度電補貼仍接近0.2元/千瓦時。分布式光伏的度電補貼在2013～2018年5年的時間僅降低0.05元/千瓦時，相當于總收益降低5%左右，而同期光伏發電系統成本降低了三分之一以上。較高的賬面投資回報率加上希望搶到高電價的意愿，刺激企業迅速投資集中光伏電站和分布式光伏，爭指標，拿項目，搶并網，進一步加大消納難度，擴大補貼缺口。

再次，價格引導信號缺失。一些省區實施了多種形式的市場化交易，大方向正確，但交易電量是在新能源最低保障性小時數以內的部分，且交易電價可能低至每千瓦時幾分錢，如河北省2017年以棄風電量進行清潔能源供暖，風電購電價僅為0.05元/千瓦時。電力輔助服務成本本應納入電網購電費用，或者作為電網系統平衡成本納入輸配電價中，但實際上新能源開發企業被迫降低收益。這些方式以市場化交易名義，但實際價格主要為地方協調或主導電價，新能源開發企業實際收益受損。

最后，輸配電價不合理。2017年11月，國家發展改革委啟動了分布式發電市場化交易機制試點，其中“過網費”需要依據國家輸配電價改革有關規定制定。政策中明確“過網費”應考慮分布式發電市場化交易雙方所占用的電網資產、電壓等級和電氣距離等，但實際操作中出現兩種相對極端情況，一是按照文件規定直接相減，許多地方的過網費僅0.015～0.05元/千瓦時，不足以反映真實成本;二是如廣東省增城地區，過網費僅僅在原有輸配電價基礎上降低0.02元/千瓦時，遠低于成本且分布式發電在越低電壓等級配電網范圍內發電和消納，過網費越高，與實際成本趨勢相反，比價關系不合理，沒有解決之前的分布式發電輸配電價的公平性問題。

3.3 ?新能源目標引導機制缺乏實質約束力

地方在消納新能源方面責任不清，大部分西部和北部省區在發展新能源方面仍存在“重發、輕網、不管用”的問題，大部分東中部省市仍然以當地火電為主，沒有為輸入西南和“三北”地區的新能源發電充分擴大市場空間。國家自2016年開始實施新能源目標引導制度，并按年度公布全國新能源電力發展監測評價報告，重點是各省（區、市）全部新能源電力消納情況和非水電消納情況。但該制度為引導制度，而非約束性機制，也沒有配套獎懲措施，缺乏實質約束力。如陜西省2016年非水可再生能源消納占比僅為3.8%，距2020年的引導性目標差距為6.2個百分點;而西北電網內部聯絡網架較強，且甘肅和新疆大量棄風棄光，僅靠西北電網內部打破省間壁壘，而陜西新能源消納的提升空間也應該很大。

3.4 ?政策方面

首先是新能源跨省跨區消納體制不健全。在目前經濟增速減緩、產能過剩背景下，為了保護本省發電企業利益，部分省與省之前壁壘逐漸凸顯。我國電力一直以來是按省域平衡，如果沒有特殊政策規定，發電電量就是以本省消納為主。我國部分大型水電基地在一開始建設時，就確認了明確外送方向與消納份額，以此保障本省電量充分消納，新能源發電沒有明確的跨省消納方案。在目前各地新能源生產普遍過剩和用電需求不足的形勢下，各省消納外省電力意愿普遍較低。其次是發、輸及用電價政策不夠完善。發電側通常沒有谷峰電價，難以體現發電側供求聯系，就是影響到新能源邊際成本優勢的發揮。

4 ?新能源消納問題的處理方法

新能源消納問題反映了我國現行電力規劃、體制機制和政策越來越不適應其發展，亟需對癥下藥，完善新能源發展規劃和加快推進電力體制改革。

4.1 ?優化布局

在棄風、棄光嚴重的地區，立刻停止上馬新的風電、光伏等新能源項目;引導風電、光伏向南發展，靠近需求端。《可再生能源發展“十三五”規劃》已經明確提出，鼓勵發展分布式光伏并支持在中東部地區建設微風風電和海上風電項目。這些舉措一方面能夠保持中國新能源產業穩定發展，另一方面化解消納難題。對于西北、華北、東北“三北”等當前棄風、棄光嚴重的地區，在停止新建項目的同時，應當加快新能源電力外送通道和抽水蓄能等配套調峰能力建設，同時引導部分能耗較高的產業配套布局，促進新能源本地消納。

4.2 ?優化電力系統調度運行

制定保障新能源優先發電的實施細則，統籌水電流域綜合監測和梯級聯合優化運行，發揮電力系統的靈活性和大電網的統籌協調作用。配套相關可再生能源并網運行和優先調度管理辦法，在年度發電量計劃中優先考慮可再生能源發電量計劃，為風電等可再生能源留出足夠的消納空間。同時，盡快建立約束制度和監管機制，加大對可再生能源電力并網運行和全額保障性收購監管力度。

4.3 ?加強市場與計劃的結合

化解新能源消納問題的根本方式是市場與計劃并重。一則，在將來很長的一段時間內，我國都將可能處于市場和計劃并存的電力市場過渡階段，計劃依然是解決新能源消納問題的主要方式;二則，以省為實體的管理模式可能會在較長一段時間內使省與省之間存在壁壘現象，尤其是在用電負荷上漲趨勢緩慢的情況下，更加凸顯了這種矛盾，從而影響到市場化機制作用的發揮。因此有必要堅持計劃與市場并重措施，強化計劃指導作用，充分發揮市場資源優化配置作用，推進新能源消納。

4.4 ?健全相應的政策措施，推進新能源消納

建立有利于打破省間壁壘、促進新能源跨區跨省消納的電價機制和清潔能源配額制度，下達各省清潔能源消費比重硬指標。建議通過強制義務將國務院確定的非化石能源發展目標分解到各級政府、電網公司和發電企業，并將其變成強制性考核目標，才能有效明確發展責任，最終達成目標、兌現承諾。在發電階段創建可再生能源靈活電價體制，頒布自備電廠和電網調峰方面的價格調節措施;在輸電環節創建新能源跨省跨區消納與交易制度;在用電環節出臺可中斷負荷和電供熱等相關激勵舉措;在運行環節健全和推廣調峰輔助服務市場規則，提升考核補充力度。化解新能源消納的制度保障措施是健全有關政策。《可再生能源法》出臺以來，政府就一直沒有頒布國家層面的新能源跨省跨區消納、調峰、補償、靈活電價以及可中斷負荷等方面的政策，因此有必要盡快健全和落實有關政策和體制。

5 ?結束語

總之，需要加強電廠能量提供能力，增強發電效率，促使火電機組改進，提升電廠峰值供應能力;擴大新能源利用范圍，充分發揮新能源優勢，并融合“互聯網+”思維，設計有效的能源調度體制。最后，還需要聯合政府制定有關律法，規范行業。實施上述措施，能在較大程度上提高我國新能源消納能力，化解當前新能源消納浪費現象，有效促進我國新能源更好發展。

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