我国新能源消纳困难的原因及其对策

近年来，我国新能源发展迅速，光伏和风电装机已经双双位居世界首位。但新能源快速发展的同时，消纳问题日益凸显，弃风弃光甚至弃核现象严重。2016 年，全国弃风和弃光电量分别达到497 亿千瓦时和74 亿千瓦时，较2015 年分别增加了46. 6%和85%; 核电总计损失电量462 亿度，弃核率达19%，相当于近7 台核电机组全年停运。2017 年，弃风、弃光现象有所好转，但仍然不容乐观。2017年，弃风电量419 亿千瓦时，弃光电量73 亿千瓦时，尽管同比增速有所下降，但弃风率和弃光率依然达到12%和6%。深入分析我国新能源消纳困难的成因，系统规划和发展战略失误、市场机制及价格信号缺失、电力运行调度机制存在障碍等因素仍是“罪魁祸首”，亟需完善新能源发展规划和加快推进电力体制改革。
一、新能源系统规划和发展战略失误
虽然我国制定了多个新能源、可再生能源以及风电、太阳能等专项规划，也提出了明确的发展战略导向，但从实践看，依然存在较多问题及失误。
首先，规划目标与实际偏差较大。电力规划的系统性和指导作用偏弱化，以前规划中提出的风电2. 1 亿千瓦、光伏1. 05 亿千瓦的发展规模，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( 风电2. 4 亿千瓦，光伏为1. 6 亿千瓦+不限规模分布式光伏) 。规模偏差一方面导致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输送通道仍按照原来的规划安排，加剧消纳困难和矛盾。
其次，发展战略导向失误。从新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%。
再次，新能源外送通道规划建设不足。能源规划没有配套规划输电通道和灵活电源，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，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，占比仅26%。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%。新能源外送尤其是风光外送消纳的总电量和比例有限，在外送通道中仍以火电为主。
最后，煤电产能过剩严重。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，增长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、市场机制及价格信号缺失
我国电力体制改革已经历较长时期，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新能源发展的需求，尤其是促进新能源消纳的价格机制很不完善，价格引导信号缺失，亟需规范和完善。
首先，电力市场发育不足。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，需依赖更大范围的市场消纳。而目前电力运行管理总体是以省为实体进行管理的，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，各地对接纳新能源积极性不足。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。
其次，电价补贴退坡滞后。新能源发电定价方面，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。风电由于存在至少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成本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，进一步加大消纳难度，扩大补贴缺口。
再次，价格引导信号缺失。一些省区实施了多种形式的市场化交易，大方向正确，但交易电量是在新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，如河北省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。电力辅助服务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，但实际上新能源开发企业被迫降低收益。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，新能源开发企业实际收益受损。
最后，输配电价不合理。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，不足以反映真实成本; 二是如广东省增城地区，过网费仅仅在原有输配电价基础上降低0. 02 元/千瓦时，远低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。
三、电力运行调度机制存在障碍
这主要体现在以下几个方面。
首先，灵活调节电源比重过低。我国新能源资源富集地区具有调节性能的水电、抽水蓄能和燃气电站等灵活电源比重不足，系统灵活性不足。如“三北”地区抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足2%，特别是冬季由于供热机组比重大，调峰能力十分有限。受设计、煤电电价机制等因素影响，我国燃煤机组最大调峰幅度普遍设定为50%。规程规范中常规机组的最小负荷和爬坡率指标已经落后于机组实际技术水平，也远远落后于丹麦、德国等领先水平，特别是“三北”地区多为供热机组，在冬季采取传统“以热定电”的运行方式，缺乏丹麦等国家热电机组的先进调节技术，造成热电机组调峰能力受限。此外，国内企业自备电厂装机上亿千瓦，这些自备电厂基本不参与电网调峰，甚至加大系统调峰压力，挤占了新能源的消纳空间。
其次，新能源目标引导机制缺乏实质约束力。地方在消纳新能源方面责任不清，大部分西部和北部省区在发展新能源方面仍存在“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”地区的新能源发电充分扩大市场空间。国家自2016 年开始实施新能源目标引导制度，并按年度公布全国新能源电力发展监测评价报告，重点是各省( 区、市) 全部新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。如陕西省2016 年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，而陕西新能源消纳的提升空间也应该很大。
再次，电力运行机制不适应新能源发展。风电、光伏发电大规模消纳需要火电、水电等常规机组提供大量调峰、调压、备用等辅助服务，但目前尚未建立合理的利益调整机制，新能源电力参与电力系统调峰服务的机制、权责和贡献认定及补偿机制不清。电网调度机构主要以年、月、周、日为周期制定电力运行计划，优化日前、日内和实时调度运行的潜力还没有充分挖掘，而风电、光伏大规模接入，极大增加了日内调度计划调整的频度和工作量，需要优化调度运行、提高风光消纳的技术手段和管理措施。我国电力用户参与需求响应仍处于试点阶段，改善电网负荷特性、增加负荷侧调峰能力的市场潜力还没有得到挖掘，支持新能源并网消纳的灵活负荷利用基本空白。
四、对症下药，优化新能源布局和加快推进电力体制改革
新能源消纳问题反映了我国现行电力规划、体制机制和调度运行模式越来越不适应其发展，亟需对症下药，完善新能源发展规划和加快推进电力体制改革。
首先，要进一步优化布局。在弃风、弃光严重的地区，立刻停止上马新的风电、光伏等新能源项目; 引导风电、光伏向南发展，靠近需求端。《可再生能源发展“十三五”规划》已经明确提出，鼓励发展分布式光伏并支持在中东部地区建设微风风电和海上风电项目。这些举措一方面能够保持中国新能源产业稳定发展，另一方面化解消纳难题。对于西北、华北、东北“三北”等当前弃风、弃光严重的地区，在停止新建项目的同时，应当加快新能源电力外送通道和抽水蓄能等配套调峰能力建设，同时引导部分能耗较高的产业配套布局，促进新能源本地消纳。
其次，优化电力系统调度运行。制定保障新能源优先发电的实施细则，统筹水电流域综合监测和梯级联合优化运行，发挥电力系统的灵活性和大电网的统筹协调作用。配套相关可再生能源并网运行和优先调度管理办法，在年度发电量计划中优先考虑可再生能源发电量计划，为风电等可再生能源留出足够的消纳空间。同时，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监管力度。
最后，加快构建全国统一电力市场。建立有利于打破省间壁垒、促进新能源跨区跨省消纳的电价机制和清洁能源配额制度，下达各省清洁能源消费比重硬指标。建议通过强制义务将国务院确定的非化石能源发展目标分解到各级政府、电网公司和发电企业，并将其变成强制性考核目标，才能有效明确发展责任，最终达成目标、兑现承诺。建议国家能源主管部门逐步由目标引导制过渡到强制性配额制，尽快出台绿证交易实施细则，结合可再生能源配额制考核要求，加快推动绿证交易进程，推动电力市场化交易。