我国可再生能源消纳现状及对策研究

／中电能源情报研究中心 封红丽／

行业展望

我国可再生能源消纳现状及对策研究

／中电能源情报研究中心 封红丽／

在可再生能源开发规模不断扩大的同时，电力装机增长与需求侧用电增长不匹配。加之可再生能源消纳市场培育不足，系统调峰能力有限、外送通道不畅等因素，可再生能源出力受限，弃水弃风弃光现象严重，也成为目前可再生能源发展亟待解决的问题。该报告在详细阐述可再生能源消纳现状并深入分析可再生能源消纳难原因的基础上，借鉴国外经验，提出我国可再生能源消纳的建议，以供参考。

一、可再生能源消纳现状

（一）全国可再生能源消纳总体概况

（1）全国可再生能源电力消纳概况

2016年，包含水电在内，全部可再生能源电力消纳量为15058亿千瓦时，较上年增加1433亿千瓦时，占全社会用电量的比重为25.4%，同比上升0.9个百分点。2016年，可再生能源电力消纳量排名前三的省市分别为广东1902亿千瓦时、四川1745亿千瓦时和云南1147亿千瓦时；非水可再生能源电力消纳量排名前三的省市分别为内蒙古398亿千瓦时、山东302亿千瓦时和河北293亿千瓦时。

2016年，主要弃水弃风弃光省份的可再生能源电力消纳量及可再生能源电力消纳占比分别为：四川1745亿千瓦时（83.1%）、云南1147亿千瓦时（81.3%）、内蒙古428亿千瓦时（16.4%）、新疆410亿千瓦时（22.9%）、甘肃457亿千瓦时（42.9%）、青海398亿千瓦时（62.4%）、辽宁259亿千瓦时（12.7%）、宁夏187亿千瓦时（21.1%）、黑龙江141亿千瓦时（15.7%）、吉林138亿千瓦时（20.7%）。其中，四川和云南可再生能源消纳占比较高，均在80%以上，主要是由于这两个省份水资源充沛，水电占比较高。与之相对应的弃风弃光较严重的“三北”地区，可再生能源电力消纳比重都相对较低，东三省和内蒙基本都保持在20%以下。具体如图1所示。

图1 2016年全国各省市可再生能源和非水可再生能源电力消纳量（亿千瓦时）

图2 2016年可再生能源消纳比重低于全国水平的省市

2016年，全国可再生能源电力消纳比重为25.4%，高于全国水平的省市有14个，其中超过50%以上的省市分别为西藏84.9%、四川83.1%、云南81.3%、青海62.4%。尽管新疆、宁夏、吉林、内蒙古、辽宁可再生能源相对比较丰富，但消纳比例相对偏低，均低于25%。具体如图2所示。（2）全国非水可再生能源消纳概况2016年，全国非水可再生能源电力消纳量3717亿千瓦时，主要消纳省份分布在内蒙古、山东、河北、江苏、新疆、山西、云南、辽宁8省（市/区），共1949亿千瓦时，约占全国的52%。其中，非水电可再生能源电力消纳比重排名前三的省份分别为宁夏19.1%、青海18.3%和内蒙古15.3%。具体如图3所示。

图3 2016年全国各省非水电可再生能源电力消纳情况

2016年2月29日，国家发改委发布《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，也就是大家俗称的配额制，提出了各省消费的电力中，可再生能源应该达到的比例。考虑电力消纳、电网稳定等因素，当该省的非水可再生能源比例超过该省配额时，发展空间就可能受限；反之，低于配额值时，风、光等可再生能源则存在一定的需求空间。

2016年，全国非水电可再生能源电力消纳量比重为6.3%，与2020年9%的目标还差2.7%。其中，6省（市/区）提前完成2020年非水电可再生能源电力消纳量比重目标，分别是宁夏、内蒙古、吉林、青海、云南和山西。具体如图4所示。一些经济大省距离非水电可再生能源电力消纳比重目标还有较大差距。

此外，值得注意的是，京津冀、河南、江苏、浙江、山东、辽宁、陕西具备条件接纳超额完成2020年目标地区的非水电可再生能源电力，现有跨省跨区输电通道未充分发挥输送非水电可再生能源电力的作用。

图4 2016和 2020年各省（区、市）非水电可再生能源电力消纳量比重指标情况

（3）特高压线路输送可再生能源情况

2016年，11条特高压线路输送电量2334亿千瓦时，其中输送可再生能源电量1725亿千瓦时，占全部输送电量的74%。国家电网公司覆盖区的9条特高压线路输送电量1808亿千瓦时，其中可再生能源电量1198亿千瓦时，占全部输送电量的66%；南方电网公司覆盖区的2条特高压线路输送电量526亿千瓦时，全部为可再生能源电量。具体见表1。

（二）全国弃水弃风弃光情况

随着经济发展进入新常态，我国电力需求增长逐步放缓，可再生能源消纳面临较大压力。2016年，经过各方努力和积极工作，全国消纳新能源电力有较大幅度增加，水电、风电、太阳能发电量分别同比增加6.2%、30.1%、72%，但因装机容量增长较快，弃风弃光弃水问题不断恶化。全国弃风电量497亿千瓦时，弃风率17%、比上年同期提高2个百分点；弃光电量74亿千瓦时，弃光率10%、比上年同期下降1个百分点；弃水电量约501亿千瓦时，同比增长85%。具体见表2。而且在火电利用小时大幅下降、大规模弃风弃光弃水的同时，各类电源开发投产仍相对集中，风电、光伏装机规模增长较快，火电项目惯性投产，加之缺乏新能源消纳的市场机制，系统调峰能力不足和部分外送通道建设未能按计划实施，导致可再生能源消纳受限。

表1 2016年特高压线路输送电量情况

2017年上半年，弃水弃风弃光问题有明显好转。国家能源局最新数据显示，弃风率、弃光率分别下降了7个百分点和4.5个百分点。尽管可再生能源消纳形势有所好转，然而解决弃水弃风弃光问题依然任重道远。具体弃水、弃风、弃光情况见表2。

表2 2016年风光水发电及弃电情况

（1）全国弃水情况

我国弃水问题主要集中在西南地区。2016年，全国弃水电量约501亿千瓦时，同比增长85%。我国水电资源主要分布在四川、云南为代表的西南地区，两省常规水电发电量占全国常规水电发电量的46.1%。但近年来，在水电装机迅速增长和用电增速持续低迷的双重压力下，四川、云南等水电大省连续多年弃水。电力供给的阶段性过剩，直接导致了西南水电弃水量逐渐扩大、愈演愈烈，总体呈上升趋势。2016年，云南、四川两省弃水已分别达到315亿千瓦时、164亿千瓦时，而300亿千瓦时相当于河北省一个月的全社会用电量。两省总弃水电量达479亿千瓦时，约占全国总弃水电量的96%。其中，云南省弃水电量同比增加高达106%，四川省弃水电量同比增加61%。具体如图5所示。

图5 2011～2016年我国四川和云南省弃水量（亿千瓦时）

弃水电量通常由两部分组成：一部分是丰水期用电高峰时段水电出力（一般指平均出力）超出用电负荷需要产生的水电弃水电量，可称之为负荷高峰弃水。负荷高峰弃水说明水电装机出现了盈余，这部分弃水大约占四川、云南两省弃水总量的40%左右。另一部分是节假日或用电低谷时段产生的弃水电量，也被称为节假日弃水或调峰弃水，这部分弃水约占两省弃水总量的60%左右。调峰弃水与系统电源结构和运行情况密切相关，很难完全消除。

弃水的根本原因在于，新增水电发电能力超过系统增加的消纳能力。随着我国经济发展进入新常态，用电需求增长明显放缓。“十二五”期间，四川、云南用电量年均增速分别为5.2%、7.5%，远低于“十一五”的10.4%、12.5%。而两省的新增装机却高速增长。据统计，“十二五”期间，四川省水电投产3976万千瓦，年均增长18.6%，相当于新增了近两个三峡电站；云南省“十二五”期间整体装机翻了一番，增加4310万千瓦，年均增长达17%。与此同时，由于水电建设周期长，两省大部分在建水电项目已于“十一五”期间开工建设，目前处于集中投产期，造成新增水电发电能力远超市场需求。

2016年，四川省用电量增速转正为5.5%。虽然用电量增速增长有所回升，但远远匹配不上装机增长的步伐。四川包括水电在内的清洁能源开发不断提速。2016年，四川电网全网新增装机434.6万千瓦，其中水电292.4万千瓦，同比增长4.35%，增速阶段性放缓；新增风电66.3万千瓦，同比增长90.3%；新增光伏62.6万千瓦，同比增长169%，新能源装机规模成倍增长。

国家能源局2015年发布的《水电基地弃水问题驻点四川监管报告》显示，如按照2015～2020年四川最大负荷同比增速为4%左右预测，四川弃水电量将于2020年达到最大值，约350亿千瓦时，占当年水电发电量的8.64%。如按照2015年最大负荷达到3950万千瓦，在此基础上每年增加7.0%左右预测，2017年将成为四川水电弃水最为严重的年份，约190亿～200亿千瓦时，占当年水电发电量的5.18%～5.45%。数据显示，“十三五”期间，四川将建成全国最大水电开发基地，同时还将推进风能、太阳能等新能源开发。除水电新增约1600万千瓦装机外，还将新增1060万千瓦新能源装机。如果不解决水电消纳问题，弃水电量还将加剧。

此外，四川外送能力不足。四川本省电量供过于求，将有大量富余电力需要外送。截至2016年底，四川省电力总装机9108万千瓦，而四川电网最大用电负荷仅为3283.6万千瓦，目前最大外送能力只有2850万千瓦，加之新能源装机爆发式的增长，四川水电“富余”状况将进一步加剧，供需矛盾也更加突出。虽然“十三五”时期四川首条水电外送通道——川渝电网第三条通道正式建成投运，四川省的电力外送能力获得200万千瓦的提升，但也只是杯水车薪并不能实质性解决四川水电消纳难题。

与四川相比，云南弃水更加严重，2016年弃水电量高达315亿千瓦时。根本原因也是电力供过于求。数据显示，2014年和2015年云南新增水电装机约1400万千瓦，而用电负荷却减少100万千瓦，扣除外送容量后，新增水电装机超出本地市场需求1000万千瓦以上。受宏观经济形势影响，“十二五”后期云南电力需求增速放缓，电源开发建设与电力市场培育脱节情况较为明显。2016年，云南电力总装机8337万千瓦，同比增长11.9%，其中水电装机高达6096万千瓦，同比增长7.9%，水电和其他可再生能源占全省总装机容量的比重达83.4%。而2016年云南用电量同比下降1.95%。由于云南已有水电外送输电通道丰期已基本满负荷，外送通道不畅，每年的弃电量约占三分之一。加上风能和太阳能等可再生能源装机及发电量增长较快，挤占水电发电空间。值得关注的是，2016年四川没有弃风电量，云南弃风电量仅6亿千瓦时，弃风率约4%，两省水电与风电需协调发展。

随着金沙江、雅砻江、澜沧江、大渡河等流域的大型电站陆续投产，目前川滇两省已有的电力外送通道容量5320万千瓦将不能满足。由于外送通道不畅，水电资源并不能在全国范围内有效配置。目前跨区的电力调送主要靠政府协商，受纳地区如果增加外来电量，即需相应减少本地发电企业电量。很多地方为保护本地发电企业，对于外来电一直限制。目前全国统一电力市场未建成，省与省之间仍存在用电壁垒，因此西南水电外送受阻导致供需矛盾加剧，水电消纳进一步恶化。

（2）全国弃风情况

我国弃风问题主要集中在“三北”地区，西北地区最为严重。2016年，全国弃风电量497亿千瓦时，“三北”地区弃风电量占98.7%，其中西北地区弃风电量占比53%，平均弃风率33%；华北地区弃风电量占比27%，平均弃风率14%；东北地区弃风电量占比19%，平均弃风率18%。

图6 2011～2016年全国弃风情况

从数据分析看，近几年弃风限电情况时好时坏。具体如图6所示。从2010年开始，风电市场开始转折，风电产业的主要矛盾从原有争取大规模和高速度的风电装机量，转向如何消纳风电与建设速度之间的矛盾，弃风限电成为新问题，并愈加明显。随后，弃风限电的状况开始逐渐严重起来。2011年，全国平均弃风限电达16%，损失电量123亿千瓦，相当于损失66亿元电费。2016年，弃风电量刷新了历史最高水平，约为2014年的4倍。这是继2012年后弃风率再次达17%，较去年同期增加了2个百分点，连续3年增加。

图7 2016年各省弃风情况

弃风现象主要发生在新疆、甘肃、内蒙古、吉林、黑龙江、辽宁、宁夏等11个地区，陕西首次出现弃风现象。具体如图7所示。甘肃、新疆、内蒙古、吉林和黑龙江5个地区，3年弃风量接近800亿千瓦时，相当于天津市2015年全年的用电量。其中，甘肃省的弃风率更是从2014年的11%飙升到2016年的43%，弃风电量104亿千瓦时；新疆弃风率38%，较上年同期增加6个百分点，弃风电量137亿千瓦时；吉林弃风率30%，弃风电量29亿千瓦时；内蒙古弃风率21%，同比增加3个百分点，弃风电量124亿千瓦时。

我国弃风电量主要集中在北方冬季取暖期，“三北”地区约70%的弃风电量发生在冬季取暖期。其中取暖期后夜低谷时段弃风电量占取暖期全部弃风电量的80%左右。风电装机规模较大的甘肃、新疆等地，中午光伏大发时段存在弃风现象。

为此，国家能源局2017年2月发布2017年风电投资监测预警，要求内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆（含兵团）六省（区）不得核准建设新的风电项目，并要采取有效措施着力解决弃风问题。

2017年第一季度，全国弃风限电情况明显好转。一季度，全国风电上网电量687亿千瓦时，同比增长26%；平均利用小时数468小时，同比增加46小时；风电弃风电量135亿千瓦时，比去年同期减少57亿千瓦时，弃风限电情况明显好转。一季度，风电平均利用小时数较高的省份是四川（962小时）、云南（939小时）、福建（817小时）和广西（682小时）；平均利用小时较低的省份是吉林（278小时）、甘肃（305小时）、黑龙江（307小时）和新疆（317小时）。弃风率超过30%的省份分别为吉林44%、甘肃36%、黑龙江36%、新疆34%。具体见表3。

表3 2017年一季度风电并网运行情况

2017年上半年，全国弃风限电情况继续保持好转态势。根据国家能源局数据显示，2017年上半年弃风率下降了7个百分点。上半年，全国风电发电量1490亿千瓦时，同比增长21%；平均利用小时数984小时，同比增加67小时；风电平均利用小时数较高的地区是云南、四川、福建和天津，分别是1592小时、1498小时、1225小时和1208小时。上半年，风电弃风电量235亿千瓦时，同比减少91亿千瓦时，大部分弃风限电严重地区的形势均有所好转，其中新疆、甘肃、辽宁、吉林、宁夏弃风率下降超过10个百分点，黑龙江、内蒙古弃风率下降超过5个百分点。

（3）全国弃光情况

我国弃光问题全部集中在“三北”地区，西北地区最为突出。2016年，全年光伏限电74亿千瓦时，全国平均弃光率约10%。随着我国光伏装机规模不断增长，我国弃光率不断增加，弃光范围继续扩大。全国平均弃光率由2013年的1%提高到2016年的10%，弃光问题出现的省区由初期的1个（甘肃省）扩大到7个（甘肃、新疆、青海、宁夏、陕西、内蒙古和河北）。具体如图8所示。

图8 2013～2016年全国平均弃光率变化趋势

光伏限电分布范围相对于风电更为集中，主要在西北五省和蒙西，其中新疆29.1亿千瓦时、甘肃25.8亿千瓦时、青海8.1亿千瓦时、内蒙古5.4亿千瓦时、宁夏4.0亿千瓦时、陕西1.4亿千瓦时、河北0.2亿千瓦时。具体如图9所示。仅西北五省（区）弃光电量就达68.4亿千瓦时。西北地区弃光电量由2015年的49亿千瓦时增加至2016年的近70亿千瓦时，弃光率提高了6个百分点。

2016年，仅国网范围内弃风弃光电量就达到了465亿千瓦时，主要集中在西北和东北地区。从分布上看，新能源开发主要集中在“三北”地区，风电、光电装机容量分别占全国的77%和41%，规模大，当地市场空间却有限，难以就地消纳。从输送能力上看，“三北”地区跨省区输电能力仅有新能源装机总量的22%，电力市场的建设也仍处于起步阶段，难以适应新能源大规模交易、外送的需要。

国家能源局数据显示，2017年一季度光伏发电量214亿千瓦时，同比增加80%。全国弃光限电约23亿千瓦时。宁夏、甘肃弃光率大幅下降，分别为10%、19%，比去年同期分别下降约10个和20个百分点；青海、陕西、内蒙古三省（区）的弃光率有所增加，分别为9%、11%、8%；新疆（含兵团）弃光率仍高达39%。

图9 2016年分地区弃光电量及弃光率情况

2017年上半年，全国弃光限电情况也有所好转。国家能源局数据显示，2017年上半年弃光率下降了4.5个百分点。上半年，全国光伏发电量518亿千瓦时，同比增长75%。全国弃光电量37亿千瓦时，弃光率同比下降4.5个百分点，弃光主要集中在新疆和甘肃，其中：新疆弃光电量17亿千瓦时，弃光率26%，同比下降6个百分点；甘肃弃光电量9.7亿千瓦时，弃光率22%，同比下降近10个百分点。

二、可再生能源消纳难原因分析

一方面是资源分布矛盾，我国可再生能源富集地区集中在电力负荷能力相对较弱的“三北”地区，近些年装机扩张规模远远超出了区域内消纳能力，致使电力装机增长与用电需求增长反差不断加大。另一方面，则是资源输送矛盾。近些年我国新能源发展速度超过了跨区输电通道的建设速度，从而导致有电送不出的“窝电”现象。

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尚不适应可再生能源的发展，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）供需矛盾：用电需求放缓及可再生装机不断提速加剧可再生能源供需矛盾

2016年以来，由于全社会电力需求增速放缓以及火电争相上马，常规能源对可再生能源电力的挤出效应加剧。与此同时，可再生能源装机不断提速，进一步加剧了可再生能源的供需矛盾。到2016年底，全国可再生能源发电装机容量5.7亿千瓦，同比增长16.7%，其中太阳能发电、风电、水电装机量同比增长分别为81.6%、13.2%和3.9%。可再生能源装机量快速攀升的同时，其发电量也在不断增加。2016年全部能源发电同比增长仅5.2%，而可再生能源全年发电增速是全部能源发电增速的2倍多，达11.4%。其中，太阳能、风能、水力发电量增速均高于全部发电增长水平，太阳能发电同比增长72%，比上年加快4个百分点；风能发电同比增长30.1%，比上年加快14个百分点；水力发电同比增长6.2%，比上年加快1个百分点。

2016年“三北”地区风电、光伏装机占全国的77%、67%，但“三北”地区全社会用电量仅占全国的40%左右，可再生能源开发规模与当地消纳能力不匹配，直接造成当前可再生能源消纳受限。然而，可再生能源遭遇消纳难题，并非因为市场饱和。2016年，全国非水可再生能源电力消纳量为3717亿千瓦时，占全社会用电量比重仅为6.3%，即使包含水电在内的全部可再生能源电力消纳量也只占全社会用电量的比重为25.4%。尤其在《巴黎协定》应对气候变化的承诺及中国当前的环境约束下，可再生能源还有较大的发展空间。

（二）输送矛盾：电网输送通道存在局限及省间壁垒阻拦导致外送消纳受限

我国可再生能源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。

具体来说：① 配套电网规划建设滞后。如：西北地区风电光伏电站建设速度明显加快，但输电网和市场缺乏配套，导致其发电建设规模与本地负荷水平不匹配。② 电站建设与配套电网的建设和改造不协调。如：新疆达坂城地区是新疆风电建设的重点区域，当地盐湖220千伏变电站和东郊750千伏变电站改扩建施工，影响了风电的送出，造成了7亿千瓦时的弃风。③ 跨区输送容量不足。如：东北、西北电网目前的跨区输电能力为1610万千瓦，只有新能源装机容量（8559万千瓦）的19%。再例如，甘肃目前主要通过4条750千伏特高压交流线路向外送电，但输电能力仅330万～500万千瓦，并且与新疆和青海共用，明显与近2000万千瓦的新能源装机水平不匹配。

其次，可再生能源消纳存在省间壁垒致使外送市场受阻，各省间可再生能源资源和电源结构的互补性不能充分利用。虽然跨区送电量在逐年增长，但随着经济环境和供需形势的变化，同时因火电项目审批权下放到地方，出于对财政收入的考虑，地方利益博弈强烈。特别是一些以火电为主要电源的发达地区，为保当地火电机组运行，更是大幅压缩从外地输入可再生能源电力的空间。此外，由于水电开发成本的提高，火电标杆电价的下调，导致水电在受端省份价格优势逐步减小，甚至出现了“倒挂”现象，受端省份对于消纳水电

造成当前消纳难题的根本原因，积极性明显降低。

（三）调峰矛盾：火电调节技术升级慢及灵活调节电源占比低制约可再生能源消纳

可再生能源发电具有波动性、间歇性特点，通过提升电力系统调峰能力，可有效促进可再生能源消纳。我国电源调峰结构以常规火电为主，特别是风光富集地区更加突出，但火电调峰深度和速度都不及水电、燃气机组。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。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，未能真正发挥作用。此外，“三北”地区燃煤热电联产机组比重大，北方冬季取暖期大量热电机组须承担供暖任务，调峰能力一般仅在额定容量的20%左右，是造成“三北”地区取暖期大量弃风的重要原因。截至2016年底，“三北”地区热电装机容量约1.8亿千瓦，占“三北”地区自用煤电装机的50%以上。而且部分省区自备电厂装机规模较大，由于自备电厂多需配合企业生产活动，参与电力系统公共调峰能力不足，如新疆、内蒙古等地区大量自备电厂甚至不参与系统调峰，增加了可再生能源的消纳难度。其次，“三北”地区抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源占比低，系统级调峰建设严重滞后。截至2016年底，“三北”地区抽水蓄能电站装机规模697万千瓦，仅占“三北”地区电源总装机的1%；气电装机1620万千瓦，仅占“三北”地区电源总装机的2%，且已投产气电多为热电联产机组，调峰能力有限。灵活电源的最大调节能力与新能源的波动范围不匹配，严重制约了新能源消纳。而美国灵活调节电源占比在50%以上，西班牙在40%以上。

（四）调度矛盾：电力运行调度的传统“计划”方式挤压可再生能源发展空间

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，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。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。此外，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。加上与可再生能源电价相比，火电价格更具经济性，火电企业和地方政府更不愿意让出火电电量空间。以广东为例，根据2016年西电东送框架协议价格，云南送广东落地电价0.4505元/千瓦时，这与广东燃煤火电标杆电价相比已无优势。

（五）体制机制矛盾：可再生能源电力消纳的市场机制尚不健全

目前，我国电力市场化建设尚处于起步阶段，刚开始放开配电、售电环节，调峰补偿、价格响应等市场机制尚未建立。在电力市场化改革进程中，远距离送受电、区域电力市场等体制机制尚未健全，电网资源配置能力难以发挥。尤其水电的“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。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。发电计划尚未完全放开，部分地区未按风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数安排新能源发电。调峰和备用辅助服务市场机制尚未健全，电源承担调峰、备用任务的积极性不高，难以充分激励火电灵活性改造和调峰/储能电源的建设。现货市场尚未建立，可再生能源发电边际成本低的优势得不到充分发挥，同时大用户直供电合同的刚性执行在一定程度上固化了传统电源的市场份额，影响可再生能源电量消纳空间。

未来随着西南和三北地区可再生能源开发规模继续增长，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的发展。

三、国外可再生能源消纳经验借鉴

（一）多级市场协调配合

欧洲电力市场相对成熟，尽管不同国家电力市场不完全相同，但都采用了中长期交易、日前市场、日内市场、平衡市场等多级市场相结合的市场机制，促进新能源消纳。中长期交易为新能源预留消纳空间；日前市场竞价充分发挥新能源边际成本低的优势；日内市场和平衡市场协调配合，共同处理新能源波动性出力特性引起的系统不平衡电量。

如：英国新能源消纳以中长期双边交易（简称“OTC”）为主，目前OTC约占交易电量的85%。日前市场和日内市场是短期集中交易市场，主要由EPEX（原APX）和N2EX两家电力交易所分别进行组织，市场成员自愿参与，EPEX还建立了日内现货市场。平衡市场由英国国家电网公司负责组织，用市场化手段处理合同电量和实际电量之间的偏差电量，2015年平衡市场电量约占总电量的6%。此外，为应对近年来新能源快速发展、煤电退役等带来的供电安全问题，鼓励现有煤电、气电等转为备用电源，2013年英国提出在电量市场外设立容量市场。

德国为了满足新能源接入后市场对超短期交易的需求，2011年引入一种新的日内交易产品，即15分钟日内产品交易，采用连续竞价交易的模式，保证了有意愿的交易双方能够第一时间达成交易。15分钟产品交易有别于此前的小时级日内产品交易模式，其时限更短且交易更为灵活，很好地适应了高比例新能源、大出力时对交易时限和交易灵活度的新要求，提高了新能源的消纳水平。

不同于英国、丹麦参与北欧现货市场，日前市场、日内市场均在北欧电力交易所开展，跨国交易频繁，新能源在日前、日内市场交易电量占比较高；中长期多为金融合约，用于市场风险对冲，由金融机构组织，与系统运行无关；基于北欧四国运行信息系统，北欧四国平衡资源可跨国调用，丹麦电网公司根据系统不平衡量，调用平衡资源，保证系统实时平衡。

（二）倡导电力跨区跨国交易

为实现可再生能源在大范围内的优化配置，国外也积极倡导电力的跨区跨国交易，加强骨干电网和跨国联网的建设。以西班牙为例，西班牙风能资源主要集中在北部和南部的沿海地区，风电场也是以成片开发的大中规模电场为主，但其电力负荷主要集中在中部的马德里和东部的巴塞罗那地区。近年来，西班牙在电网建设方面主要以400千伏骨干电网架为主，按照规划，2016年西班牙风电装机容量达到3000万千瓦，并网规模进一步扩大。为此，西班牙计划继续加大高压等级输电网的建设力度。据了解，2009～2013年五年内西班牙累计投资40亿欧元用于电网建设。在加强国内电网建设的同时，西班牙还计划进一步加强对法国、葡萄牙等周边国家的联网建设。目前西班牙REE已经与法国电网公司（RTE）签署了合作协议，建设一条最大输送功率为216万千瓦的同塔双回输电线路，以加强与欧洲大陆电网的联系，实现更大规模的风电送出和消纳。

（三）新能源不参与竞价交易

在新能源不参与竞价交易的模式下，新能源发电以政府规定的固定电价上网，不参与竞价交易，电网企业按照法律规定的新能源优先收购政策，以固定电价收购新能源发电。基于固定上网电价和全额收购的新能源消纳模式中，新能源发电商无需承担调峰、备用容量费用支付等责任，可大大减轻新能源发电商的负担，促进新能源发展。

以德国为例，为激励新能源发电投资，促进新能源发展，在2012年之前，主要采用基于固定上网电价的电网消纳新能源模式。新能源发电无需承担常规发电需承担的调峰、备用容量费用支付等责任，而是由各配电网运营商管理，最终集成后由输电网运营商统一在实时电力市场上进行售卖。根据市场运营的透明性原则，输电网运营商必须发布其售卖的新能源发电的预测值和实际值。为了在日前市场中考虑这部分采用固定上网电价的新能源发电量，以便对输电网运营商在实时市场出售的新能源发电量有所预期，更加合理地安排发电计划，许多常规发电商和预测服务提供商都会自行对这部分新能源发电量进行预测。固定上网电价加全额购，是对新能源产业发展最直接有效的激励机制之一，操作简单、实施效果好，适用于新能源发展初期，促进新能源发展。但随着新能源发电规模增加，电网消纳新能源的压力将逐步增加。

（四）有溢价补贴的新能源直接参与电力市场

该模式下，新能源发电直接参与电力市场，在市场价格基础上获得一部分额外的补贴，且承担类似于常规电源的电力系统平衡义务。随着新能源发电规模的快速增加，新能源发电的波动性导致了电网运行压力持续增大，基于固定上网电价的新能源补贴额度也持续攀升，一些国家的新能源政策逐步转为对新能源提供溢价补贴方式，推动新能源参与市场交易。

以德国为例，为控制新能源发电补贴成本上升及由此带来的居民电价大幅上涨，缓解大规模新能源电力并网条件下的电网运行压力，自2012年引入有溢价补贴的新能源直接参与电力市场模式。该模式下，新能源直接参与市场，在电力市场价格的基础上，得到一部分额外补贴。采用市场溢价机制的新能源发电机组，必须参与类似于常规电源的调度平衡组，在调度的日前市场关闭前，由调度平衡组基于天气预报对新能源的发电出力进行预测，将新能源发电纳入调度平衡组的电力电量平衡。对于由新能源发电波动等不平衡功率造成的辅助服务成本由调度平衡组支付。

以西班牙为例，按照该国1997年的《电力法》规定，风电场上网电价可以在固定电价和溢价两种方式中选择其一，每年有一次选择权。其中，固定电价方式中，风电电价水平固定，为电力平均参考销售电价的90%，电网企业须按此价格水平收购风电，超过平均上网价格部分由国家补贴。溢价方式中，风电企业需按照电力市场竞争规则与其他电力一样竞价上网，但政府额外为上网风电提供溢价补贴，风电电价水平为“溢价补贴+电力市场价格”。风电溢价为平均参考销售电价的50%。西班牙鼓励风电场参与电力市场竞争，2005年之后，由于全球能源价格上涨，西班牙的电力销售电价以及电力上网价格也持续上涨，90%以上的风电企业选择溢价方式。

有溢价补贴的新能源直接参与电力市场模式，是新能源发电从全额收购逐步转为完全竞价上网的一种过渡方式。适用于新能源发电已达较大规模，发电成本已经显著下降，但其在市场中仍处于相对弱势阶段。通过推动新能源在有补贴的条件下参与电力市场，促进新能源提高自身技术水平，增强竞争力，并承担调峰等义务，缓解电网运行压力。但由于新能源在补贴条件下可以以零甚至负报价参与市场竞争，将可能拉低批发市场边际电价，影响其他发电主体的盈利，需要建立完善的电力市场架构，保证各方利益，保障系统安全。

（五）电量偏差处罚与调峰机制

由于可再生能源大多属于间歇性能源，预测其发电出力和实际出力总会有偏差。当系统偏差出现时，电力市场普遍会有相应的惩罚机制。为促进可再生能源电能的消纳，国外电力市场在处理可再生能源产生的偏差上与常规发电机组有所不同。以德州电力市场为例，在实时调度运行中，机组或电厂的实际出力是否偏离接受到的基点指令是对电厂考核的重要项目。对常规机组而言，其出力超过考虑辅助服务调用的基点指令值5%或5兆瓦（取二者中较小值）时，将受到偏差处罚。考虑到风电可控性差和市场对风电的接纳程度，对风电场的基点指令偏差处罚标准要宽松一些，只在弃风状态下风电场出力高于基点指令值10%以上时才予以处罚。

（六）对过剩的可再生能源发电实施奖惩机制

北欧电力市场要求参与市场竞价的风电企业预测各自的出力，预测误差将导致不平衡量，风电企业将为此受到惩罚。在平衡市场中，若不平衡量与系统不平衡量相反，则风电企业需要受到惩罚，按照目前现货市场价格结算。若不平衡量与系统不平衡量相同，则企业免受惩罚，按平衡市场出清价格结算。过剩的可再生能源发电将造成系统运行的问题，如：线路过载、调节备用不足等。针对上述情况，国外的输电运营商常采用实时限制发电的方式，给可再生能源发电机组减少出力的奖励，弥补机组减少出力的损失。爱尔兰在电力供应过剩时，如果风电机组减少系统出力，风电机组将通过电力市场获得奖励，风电机组获得的减少出力奖励，能100%覆盖该机组在电力市场的获利。

四、促进我国可再生能源消纳的相关建议

为促进可再生能源消纳，需要进一步通过相关支持政策和激励机制加大推进力度。加快外送通道建设，出台可再生能源配额制，明确地方政府的主体责任，并纳入地方政府绩效考核。逐步放开发用电计划，将发电权交易、直接交易等交易机制纳入电力市场体系等。加强抽水蓄能和燃气电站等调峰电源建设，提高电力系统的新能源消纳能力。具体措施如下：

（一）优化可再生能源规划建设及区域布局，把握好新增项目建设节奏

可再生能源的送受端省份、电源企业、电网公司等多个利益相关方需要在国家层面加强统一规划和统筹协调。以三峡电站消纳为例，通过国家统筹协调，目前三峡水电站在华中、华东、南方区的10个省份消纳，并纳入受端省份的发用电计划，电站基本无弃水。由国家主导，统筹研究可再生能源消纳方案和电网建设方案，并在全国电力规划中加以明确。尽快建立各地区可再生能源消纳情况实时监测及预测评估机制，在此基础上，结合技术进步、资源条件，优化可再生能源规划建设节奏及区域布局。严格控制弃风弃光严重地区的风电和光伏发电新增建设规模，尤其是在新疆、甘肃等“三北”地区。避免加重存量项目运行困难，适当把发展的重心转移到不弃风和不弃光的中东部和南方地区。根据“十三五”及中长期新增的系统可靠容量需求，应优先规划建设调峰电源。

（二）打破区域、省间壁垒，在可再生能源供给侧和消费侧做好平衡

对纳入规划的外省送电，国家能源主管部门应负责协调送受省（区/市）发电企业和电网企业签订中长期购售电合同，作为发用电计划的一部分落实到地方电力规划中。电网公司按照相关规划落实具体的电网建设方案，并组织实施。在消费侧，从政策机制、畅通外送、推广应用、技术提升等方面入手，扩大市场消纳空间，并做好资源的合理配置。立足各地资源禀赋，建立宏观调度机制，构建全国电力市场，促进可再生能源全国范围内消纳。此外，还要加强技术攻关，降低可再生能源发电、用电成本，并加快研究开发大型储能设备。在可再生能源电力供给侧，一方面要科学合理安排可再生能源建设布局，提高现有发电机组利用率，提升跨区调度和协同互济保供能力，同时也要避免“边建边弃”；另一方面要加大技术改造力度，让煤电、水电等传统电源与新能源运行系统相互兼容、和谐发展，建立健全常规能源为新能源调峰的辅助服务、补偿机制和市场机制。同时，逐步建立适应可再生能源大规模融入电力系统的新型电力运行机制，在可再生能源比例高的区域，建立智能化区域电力运行管理系统，消除可再生能源运行对传统电网安全运行的冲击。

（三）建立调峰参与激励机制，优化可再生能源系统调度

采取措施深度挖掘常规机组的调峰潜力，尤其是自备电厂和供暖期供热机组调节能力。结合电力体制改革，提高调峰电源在我国电源装机中的比重。从政策角度来说，主要是要推行合理的调峰辅助服务补偿机制，在区分不同机组类型和调峰能力的基础上，根据机组的不同调峰深度给予合理的补偿额度，以提高其参与深度调峰的积极性。全力推动现役煤电灵活性改造工程，优先对三北地区新能源消纳问题突出省区热电机组进行灵活性改造。其次，加大调控力度，充分发挥调度作用，实施全网统一调度，充分发挥大电网的作用，跨区域安排旋转备用容量和火电开机方式，深度挖掘系统调峰能力。充分利用大数据、云计算等技术，及时开展流域梯级、跨流域协调调度。进一步研究风电和光伏发电的技术特性，强化实时调度。创新跨省区联络线调度和考核模式，构建跨区域可再生能源协调控制机制，突破现有分层分区的调度交易模式，合理扩大调度平衡范围。提高线路运行管理和调度水平，在满足系统运行安全前提下，提高输电通道利用效率。

（四）鼓励负荷侧积极参与和就近消纳相结合，促进新能源系统消纳

从“十三五”及中长期来看，我国可再生能源电源规模将持续增加，为确保可再生能源充分消纳，在充分提高电源侧调节能力、电网侧配置外，还必须充分挖掘用户侧负荷参与可再生能源消纳能力。“十三五”期间，建议重点结合电力市场建设，推动可再生能源清洁取暖、电动汽车充电、电力储能、可调节工业负荷等负荷侧调节技术发展与工程实践，并逐步探索完善商业模式。大力推广清洁能源替代工程，加强可再生能源在工业、交通、建筑各领域的应用，提高可再生能源就近消纳的比重。特别是指导内蒙等地区扩大本地就近消纳，提高可再生能源保障性收购电量，并扩大直接交易。结合北方地区清洁取暖工作，进一步扩大风电清洁取暖规模。另外，在河北、吉林等地区开展风电制氢示范工程。

（五）加快推进电力体制改革及市场建设

“十三五”时期，为促进可再生能源消纳，应重点推动现货市场及辅助服务市场建设，在充分发挥可再生能源边际成本低的优势基础上，调动电力系统电源侧、负荷侧共同参与可再生能源消纳的积极性。进一步引入市场机制，建立辅助服务交易市场，通过经济手段激励自备机组、供热机组等参与调峰辅助服务。坚持以中长期交易为主、临时交易为辅的跨省跨区电力交易模式，完善与之配套的电价机制、协商机制和考核机制。加强政策引导，通过跨省发电权交易、将水电纳入可再生能源配额制等措施，鼓励中东部地区积极接受并优先消纳水电。

[1]我国弃水弃风弃光现状和原因[J]．中国能源,2016(1)．

[2]电力规划设计总院．中国电力发展报告（2017-2019）[R]．2017(2)．

[3]余水工．可再生能源艰难现状：水风电“三弃”背后原因深度探析[N]．2016(3)．

[4]欧美促进可再生能源消纳多措并举[J]．发电与空调,2017(2)．

[5]李琼慧．欧洲新能源消纳机制的启示[J]．国家电网杂志,2017(7)．

[6]陈发明．消纳新能源须有“一盘棋”观念[N],2017(5)．

为促进可再生能源消纳，需要进一步通过相关支持政策和激励机制加大推进力度。加快外送通道建设，出台可再生能源配额制，明确地方政府的主体责任，并纳入地方政府绩效考核。逐步放开发用电计划，将发电权交易、直接交易等交易机制纳入电力市场体系等。