／中電能源情報研究中心 封紅麗／

行業(yè)展望

我國可再生能源消納現(xiàn)狀及對策研究

／中電能源情報研究中心 封紅麗／

在可再生能源開發(fā)規(guī)模不斷擴大的同時，電力裝機增長與需求側(cè)用電增長不匹配。加之可再生能源消納市場培育不足，系統(tǒng)調(diào)峰能力有限、外送通道不暢等因素，可再生能源出力受限，棄水棄風(fēng)棄光現(xiàn)象嚴重，也成為目前可再生能源發(fā)展亟待解決的問題。該報告在詳細闡述可再生能源消納現(xiàn)狀并深入分析可再生能源消納難原因的基礎(chǔ)上，借鑒國外經(jīng)驗，提出我國可再生能源消納的建議，以供參考。

一、可再生能源消納現(xiàn)狀

（一）全國可再生能源消納總體概況

（1）全國可再生能源電力消納概況

2016年，包含水電在內(nèi)，全部可再生能源電力消納量為15058億千瓦時，較上年增加1433億千瓦時，占全社會用電量的比重為25.4%，同比上升0.9個百分點。2016年，可再生能源電力消納量排名前三的省市分別為廣東1902億千瓦時、四川1745億千瓦時和云南1147億千瓦時；非水可再生能源電力消納量排名前三的省市分別為內(nèi)蒙古398億千瓦時、山東302億千瓦時和河北293億千瓦時。

2016年，主要棄水棄風(fēng)棄光省份的可再生能源電力消納量及可再生能源電力消納占比分別為：四川1745億千瓦時（83.1%）、云南1147億千瓦時（81.3%）、內(nèi)蒙古428億千瓦時（16.4%）、新疆410億千瓦時（22.9%）、甘肅457億千瓦時（42.9%）、青海398億千瓦時（62.4%）、遼寧259億千瓦時（12.7%）、寧夏187億千瓦時（21.1%）、黑龍江141億千瓦時（15.7%）、吉林138億千瓦時（20.7%）。其中，四川和云南可再生能源消納占比較高，均在80%以上，主要是由于這兩個省份水資源充沛，水電占比較高。與之相對應(yīng)的棄風(fēng)棄光較嚴重的“三北”地區(qū)，可再生能源電力消納比重都相對較低，東三省和內(nèi)蒙基本都保持在20%以下。具體如圖1所示。

圖1 2016年全國各省市可再生能源和非水可再生能源電力消納量（億千瓦時）

圖2 2016年可再生能源消納比重低于全國水平的省市

2016年，全國可再生能源電力消納比重為25.4%，高于全國水平的省市有14個，其中超過50%以上的省市分別為西藏84.9%、四川83.1%、云南81.3%、青海62.4%。盡管新疆、寧夏、吉林、內(nèi)蒙古、遼寧可再生能源相對比較豐富，但消納比例相對偏低，均低于25%。具體如圖2所示。（2）全國非水可再生能源消納概況2016年，全國非水可再生能源電力消納量3717億千瓦時，主要消納省份分布在內(nèi)蒙古、山東、河北、江蘇、新疆、山西、云南、遼寧8?。ㄊ?區(qū)），共1949億千瓦時，約占全國的52%。其中，非水電可再生能源電力消納比重排名前三的省份分別為寧夏19.1%、青海18.3%和內(nèi)蒙古15.3%。具體如圖3所示。

圖3 2016年全國各省非水電可再生能源電力消納情況

2016年2月29日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于建立可再生能源開發(fā)利用目標(biāo)引導(dǎo)制度的指導(dǎo)意見》，也就是大家俗稱的配額制，提出了各省消費的電力中，可再生能源應(yīng)該達到的比例?？紤]電力消納、電網(wǎng)穩(wěn)定等因素，當(dāng)該省的非水可再生能源比例超過該省配額時，發(fā)展空間就可能受限；反之，低于配額值時，風(fēng)、光等可再生能源則存在一定的需求空間。

2016年，全國非水電可再生能源電力消納量比重為6.3%，與2020年9%的目標(biāo)還差2.7%。其中，6省（市/區(qū)）提前完成2020年非水電可再生能源電力消納量比重目標(biāo)，分別是寧夏、內(nèi)蒙古、吉林、青海、云南和山西。具體如圖4所示。一些經(jīng)濟大省距離非水電可再生能源電力消納比重目標(biāo)還有較大差距。

此外，值得注意的是，京津冀、河南、江蘇、浙江、山東、遼寧、陜西具備條件接納超額完成2020年目標(biāo)地區(qū)的非水電可再生能源電力，現(xiàn)有跨省跨區(qū)輸電通道未充分發(fā)揮輸送非水電可再生能源電力的作用。

圖4 2016和 2020年各省（區(qū)、市）非水電可再生能源電力消納量比重指標(biāo)情況

（3）特高壓線路輸送可再生能源情況

2016年，11條特高壓線路輸送電量2334億千瓦時，其中輸送可再生能源電量1725億千瓦時，占全部輸送電量的74%。國家電網(wǎng)公司覆蓋區(qū)的9條特高壓線路輸送電量1808億千瓦時，其中可再生能源電量1198億千瓦時，占全部輸送電量的66%；南方電網(wǎng)公司覆蓋區(qū)的2條特高壓線路輸送電量526億千瓦時，全部為可再生能源電量。具體見表1。

（二）全國棄水棄風(fēng)棄光情況

隨著經(jīng)濟發(fā)展進入新常態(tài)，我國電力需求增長逐步放緩，可再生能源消納面臨較大壓力。2016年，經(jīng)過各方努力和積極工作，全國消納新能源電力有較大幅度增加，水電、風(fēng)電、太陽能發(fā)電量分別同比增加6.2%、30.1%、72%，但因裝機容量增長較快，棄風(fēng)棄光棄水問題不斷惡化。全國棄風(fēng)電量497億千瓦時，棄風(fēng)率17%、比上年同期提高2個百分點；棄光電量74億千瓦時，棄光率10%、比上年同期下降1個百分點；棄水電量約501億千瓦時，同比增長85%。具體見表2。而且在火電利用小時大幅下降、大規(guī)模棄風(fēng)棄光棄水的同時，各類電源開發(fā)投產(chǎn)仍相對集中，風(fēng)電、光伏裝機規(guī)模增長較快，火電項目慣性投產(chǎn)，加之缺乏新能源消納的市場機制，系統(tǒng)調(diào)峰能力不足和部分外送通道建設(shè)未能按計劃實施，導(dǎo)致可再生能源消納受限。

表1 2016年特高壓線路輸送電量情況

2017年上半年，棄水棄風(fēng)棄光問題有明顯好轉(zhuǎn)。國家能源局最新數(shù)據(jù)顯示，棄風(fēng)率、棄光率分別下降了7個百分點和4.5個百分點。盡管可再生能源消納形勢有所好轉(zhuǎn)，然而解決棄水棄風(fēng)棄光問題依然任重道遠。具體棄水、棄風(fēng)、棄光情況見表2。

表2 2016年風(fēng)光水發(fā)電及棄電情況

（1）全國棄水情況

我國棄水問題主要集中在西南地區(qū)。2016年，全國棄水電量約501億千瓦時，同比增長85%。我國水電資源主要分布在四川、云南為代表的西南地區(qū)，兩省常規(guī)水電發(fā)電量占全國常規(guī)水電發(fā)電量的46.1%。但近年來，在水電裝機迅速增長和用電增速持續(xù)低迷的雙重壓力下，四川、云南等水電大省連續(xù)多年棄水。電力供給的階段性過剩，直接導(dǎo)致了西南水電棄水量逐漸擴大、愈演愈烈，總體呈上升趨勢。2016年，云南、四川兩省棄水已分別達到315億千瓦時、164億千瓦時，而300億千瓦時相當(dāng)于河北省一個月的全社會用電量。兩省總棄水電量達479億千瓦時，約占全國總棄水電量的96%。其中，云南省棄水電量同比增加高達106%，四川省棄水電量同比增加61%。具體如圖5所示。

圖5 2011～2016年我國四川和云南省棄水量（億千瓦時）

棄水電量通常由兩部分組成：一部分是豐水期用電高峰時段水電出力（一般指平均出力）超出用電負荷需要產(chǎn)生的水電棄水電量，可稱之為負荷高峰棄水。負荷高峰棄水說明水電裝機出現(xiàn)了盈余，這部分棄水大約占四川、云南兩省棄水總量的40%左右。另一部分是節(jié)假日或用電低谷時段產(chǎn)生的棄水電量，也被稱為節(jié)假日棄水或調(diào)峰棄水，這部分棄水約占兩省棄水總量的60%左右。調(diào)峰棄水與系統(tǒng)電源結(jié)構(gòu)和運行情況密切相關(guān)，很難完全消除。

棄水的根本原因在于，新增水電發(fā)電能力超過系統(tǒng)增加的消納能力。隨著我國經(jīng)濟發(fā)展進入新常態(tài)，用電需求增長明顯放緩?！笆濉逼陂g，四川、云南用電量年均增速分別為5.2%、7.5%，遠低于“十一五”的10.4%、12.5%。而兩省的新增裝機卻高速增長。據(jù)統(tǒng)計，“十二五”期間，四川省水電投產(chǎn)3976萬千瓦，年均增長18.6%，相當(dāng)于新增了近兩個三峽電站；云南省“十二五”期間整體裝機翻了一番，增加4310萬千瓦，年均增長達17%。與此同時，由于水電建設(shè)周期長，兩省大部分在建水電項目已于“十一五”期間開工建設(shè)，目前處于集中投產(chǎn)期，造成新增水電發(fā)電能力遠超市場需求。

2016年，四川省用電量增速轉(zhuǎn)正為5.5%。雖然用電量增速增長有所回升，但遠遠匹配不上裝機增長的步伐。四川包括水電在內(nèi)的清潔能源開發(fā)不斷提速。2016年，四川電網(wǎng)全網(wǎng)新增裝機434.6萬千瓦，其中水電292.4萬千瓦，同比增長4.35%，增速階段性放緩；新增風(fēng)電66.3萬千瓦，同比增長90.3%；新增光伏62.6萬千瓦，同比增長169%，新能源裝機規(guī)模成倍增長。

國家能源局2015年發(fā)布的《水電基地棄水問題駐點四川監(jiān)管報告》顯示，如按照2015～2020年四川最大負荷同比增速為4%左右預(yù)測，四川棄水電量將于2020年達到最大值，約350億千瓦時，占當(dāng)年水電發(fā)電量的8.64%。如按照2015年最大負荷達到3950萬千瓦，在此基礎(chǔ)上每年增加7.0%左右預(yù)測，2017年將成為四川水電棄水最為嚴重的年份，約190億～200億千瓦時，占當(dāng)年水電發(fā)電量的5.18%～5.45%。數(shù)據(jù)顯示，“十三五”期間，四川將建成全國最大水電開發(fā)基地，同時還將推進風(fēng)能、太陽能等新能源開發(fā)。除水電新增約1600萬千瓦裝機外，還將新增1060萬千瓦新能源裝機。如果不解決水電消納問題，棄水電量還將加劇。

此外，四川外送能力不足。四川本省電量供過于求，將有大量富余電力需要外送。截至2016年底，四川省電力總裝機9108萬千瓦，而四川電網(wǎng)最大用電負荷僅為3283.6萬千瓦，目前最大外送能力只有2850萬千瓦，加之新能源裝機爆發(fā)式的增長，四川水電“富余”狀況將進一步加劇，供需矛盾也更加突出。雖然“十三五”時期四川首條水電外送通道——川渝電網(wǎng)第三條通道正式建成投運，四川省的電力外送能力獲得200萬千瓦的提升，但也只是杯水車薪并不能實質(zhì)性解決四川水電消納難題。

與四川相比，云南棄水更加嚴重，2016年棄水電量高達315億千瓦時。根本原因也是電力供過于求。數(shù)據(jù)顯示，2014年和2015年云南新增水電裝機約1400萬千瓦，而用電負荷卻減少100萬千瓦，扣除外送容量后，新增水電裝機超出本地市場需求1000萬千瓦以上。受宏觀經(jīng)濟形勢影響，“十二五”后期云南電力需求增速放緩，電源開發(fā)建設(shè)與電力市場培育脫節(jié)情況較為明顯。2016年，云南電力總裝機8337萬千瓦，同比增長11.9%，其中水電裝機高達6096萬千瓦，同比增長7.9%，水電和其他可再生能源占全省總裝機容量的比重達83.4%。而2016年云南用電量同比下降1.95%。由于云南已有水電外送輸電通道豐期已基本滿負荷，外送通道不暢，每年的棄電量約占三分之一。加上風(fēng)能和太陽能等可再生能源裝機及發(fā)電量增長較快，擠占水電發(fā)電空間。值得關(guān)注的是，2016年四川沒有棄風(fēng)電量，云南棄風(fēng)電量僅6億千瓦時，棄風(fēng)率約4%，兩省水電與風(fēng)電需協(xié)調(diào)發(fā)展。

隨著金沙江、雅礱江、瀾滄江、大渡河等流域的大型電站陸續(xù)投產(chǎn)，目前川滇兩省已有的電力外送通道容量5320萬千瓦將不能滿足。由于外送通道不暢，水電資源并不能在全國范圍內(nèi)有效配置。目前跨區(qū)的電力調(diào)送主要靠政府協(xié)商，受納地區(qū)如果增加外來電量，即需相應(yīng)減少本地發(fā)電企業(yè)電量。很多地方為保護本地發(fā)電企業(yè)，對于外來電一直限制。目前全國統(tǒng)一電力市場未建成，省與省之間仍存在用電壁壘，因此西南水電外送受阻導(dǎo)致供需矛盾加劇，水電消納進一步惡化。

（2）全國棄風(fēng)情況

我國棄風(fēng)問題主要集中在“三北”地區(qū)，西北地區(qū)最為嚴重。2016年，全國棄風(fēng)電量497億千瓦時，“三北”地區(qū)棄風(fēng)電量占98.7%，其中西北地區(qū)棄風(fēng)電量占比53%，平均棄風(fēng)率33%；華北地區(qū)棄風(fēng)電量占比27%，平均棄風(fēng)率14%；東北地區(qū)棄風(fēng)電量占比19%，平均棄風(fēng)率18%。

圖6 2011～2016年全國棄風(fēng)情況

從數(shù)據(jù)分析看，近幾年棄風(fēng)限電情況時好時壞。具體如圖6所示。從2010年開始，風(fēng)電市場開始轉(zhuǎn)折，風(fēng)電產(chǎn)業(yè)的主要矛盾從原有爭取大規(guī)模和高速度的風(fēng)電裝機量，轉(zhuǎn)向如何消納風(fēng)電與建設(shè)速度之間的矛盾，棄風(fēng)限電成為新問題，并愈加明顯。隨后，棄風(fēng)限電的狀況開始逐漸嚴重起來。2011年，全國平均棄風(fēng)限電達16%，損失電量123億千瓦，相當(dāng)于損失66億元電費。2016年，棄風(fēng)電量刷新了歷史最高水平，約為2014年的4倍。這是繼2012年后棄風(fēng)率再次達17%，較去年同期增加了2個百分點，連續(xù)3年增加。

圖7 2016年各省棄風(fēng)情況

棄風(fēng)現(xiàn)象主要發(fā)生在新疆、甘肅、內(nèi)蒙古、吉林、黑龍江、遼寧、寧夏等11個地區(qū)，陜西首次出現(xiàn)棄風(fēng)現(xiàn)象。具體如圖7所示。甘肅、新疆、內(nèi)蒙古、吉林和黑龍江5個地區(qū)，3年棄風(fēng)量接近800億千瓦時，相當(dāng)于天津市2015年全年的用電量。其中，甘肅省的棄風(fēng)率更是從2014年的11%飆升到2016年的43%，棄風(fēng)電量104億千瓦時；新疆棄風(fēng)率38%，較上年同期增加6個百分點，棄風(fēng)電量137億千瓦時；吉林棄風(fēng)率30%，棄風(fēng)電量29億千瓦時；內(nèi)蒙古棄風(fēng)率21%，同比增加3個百分點，棄風(fēng)電量124億千瓦時。

我國棄風(fēng)電量主要集中在北方冬季取暖期，“三北”地區(qū)約70%的棄風(fēng)電量發(fā)生在冬季取暖期。其中取暖期后夜低谷時段棄風(fēng)電量占取暖期全部棄風(fēng)電量的80%左右。風(fēng)電裝機規(guī)模較大的甘肅、新疆等地，中午光伏大發(fā)時段存在棄風(fēng)現(xiàn)象。

為此，國家能源局2017年2月發(fā)布2017年風(fēng)電投資監(jiān)測預(yù)警，要求內(nèi)蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆（含兵團）六?。▍^(qū)）不得核準(zhǔn)建設(shè)新的風(fēng)電項目，并要采取有效措施著力解決棄風(fēng)問題。

2017年第一季度，全國棄風(fēng)限電情況明顯好轉(zhuǎn)。一季度，全國風(fēng)電上網(wǎng)電量687億千瓦時，同比增長26%；平均利用小時數(shù)468小時，同比增加46小時；風(fēng)電棄風(fēng)電量135億千瓦時，比去年同期減少57億千瓦時，棄風(fēng)限電情況明顯好轉(zhuǎn)。一季度，風(fēng)電平均利用小時數(shù)較高的省份是四川（962小時）、云南（939小時）、福建（817小時）和廣西（682小時）；平均利用小時較低的省份是吉林（278小時）、甘肅（305小時）、黑龍江（307小時）和新疆（317小時）。棄風(fēng)率超過30%的省份分別為吉林44%、甘肅36%、黑龍江36%、新疆34%。具體見表3。

表3 2017年一季度風(fēng)電并網(wǎng)運行情況

2017年上半年，全國棄風(fēng)限電情況繼續(xù)保持好轉(zhuǎn)態(tài)勢。根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2017年上半年棄風(fēng)率下降了7個百分點。上半年，全國風(fēng)電發(fā)電量1490億千瓦時，同比增長21%；平均利用小時數(shù)984小時，同比增加67小時；風(fēng)電平均利用小時數(shù)較高的地區(qū)是云南、四川、福建和天津，分別是1592小時、1498小時、1225小時和1208小時。上半年，風(fēng)電棄風(fēng)電量235億千瓦時，同比減少91億千瓦時，大部分棄風(fēng)限電嚴重地區(qū)的形勢均有所好轉(zhuǎn)，其中新疆、甘肅、遼寧、吉林、寧夏棄風(fēng)率下降超過10個百分點，黑龍江、內(nèi)蒙古棄風(fēng)率下降超過5個百分點。

（3）全國棄光情況

我國棄光問題全部集中在“三北”地區(qū)，西北地區(qū)最為突出。2016年，全年光伏限電74億千瓦時，全國平均棄光率約10%。隨著我國光伏裝機規(guī)模不斷增長，我國棄光率不斷增加，棄光范圍繼續(xù)擴大。全國平均棄光率由2013年的1%提高到2016年的10%，棄光問題出現(xiàn)的省區(qū)由初期的1個（甘肅?。U大到7個（甘肅、新疆、青海、寧夏、陜西、內(nèi)蒙古和河北）。具體如圖8所示。

圖8 2013～2016年全國平均棄光率變化趨勢

光伏限電分布范圍相對于風(fēng)電更為集中，主要在西北五省和蒙西，其中新疆29.1億千瓦時、甘肅25.8億千瓦時、青海8.1億千瓦時、內(nèi)蒙古5.4億千瓦時、寧夏4.0億千瓦時、陜西1.4億千瓦時、河北0.2億千瓦時。具體如圖9所示。僅西北五?。▍^(qū)）棄光電量就達68.4億千瓦時。西北地區(qū)棄光電量由2015年的49億千瓦時增加至2016年的近70億千瓦時，棄光率提高了6個百分點。

2016年，僅國網(wǎng)范圍內(nèi)棄風(fēng)棄光電量就達到了465億千瓦時，主要集中在西北和東北地區(qū)。從分布上看，新能源開發(fā)主要集中在“三北”地區(qū)，風(fēng)電、光電裝機容量分別占全國的77%和41%，規(guī)模大，當(dāng)?shù)厥袌隹臻g卻有限，難以就地消納。從輸送能力上看，“三北”地區(qū)跨省區(qū)輸電能力僅有新能源裝機總量的22%，電力市場的建設(shè)也仍處于起步階段，難以適應(yīng)新能源大規(guī)模交易、外送的需要。

國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2017年一季度光伏發(fā)電量214億千瓦時，同比增加80%。全國棄光限電約23億千瓦時。寧夏、甘肅棄光率大幅下降，分別為10%、19%，比去年同期分別下降約10個和20個百分點；青海、陜西、內(nèi)蒙古三?。▍^(qū)）的棄光率有所增加，分別為9%、11%、8%；新疆（含兵團）棄光率仍高達39%。

圖9 2016年分地區(qū)棄光電量及棄光率情況

2017年上半年，全國棄光限電情況也有所好轉(zhuǎn)。國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2017年上半年棄光率下降了4.5個百分點。上半年，全國光伏發(fā)電量518億千瓦時，同比增長75%。全國棄光電量37億千瓦時，棄光率同比下降4.5個百分點，棄光主要集中在新疆和甘肅，其中：新疆棄光電量17億千瓦時，棄光率26%，同比下降6個百分點；甘肅棄光電量9.7億千瓦時，棄光率22%，同比下降近10個百分點。

二、可再生能源消納難原因分析

一方面是資源分布矛盾，我國可再生能源富集地區(qū)集中在電力負荷能力相對較弱的“三北”地區(qū)，近些年裝機擴張規(guī)模遠遠超出了區(qū)域內(nèi)消納能力，致使電力裝機增長與用電需求增長反差不斷加大。另一方面，則是資源輸送矛盾。近些年我國新能源發(fā)展速度超過了跨區(qū)輸電通道的建設(shè)速度，從而導(dǎo)致有電送不出的“窩電”現(xiàn)象。

從深層次上看，棄水、棄風(fēng)、棄光問題反映了我國現(xiàn)行電力發(fā)展和運行模式尚不適應(yīng)可再生能源的發(fā)展，反映了我國電力運行機制、電力市場體制的深層次矛盾。主要體現(xiàn)在下面幾方面。

（一）供需矛盾：用電需求放緩及可再生裝機不斷提速加劇可再生能源供需矛盾

2016年以來，由于全社會電力需求增速放緩以及火電爭相上馬，常規(guī)能源對可再生能源電力的擠出效應(yīng)加劇。與此同時，可再生能源裝機不斷提速，進一步加劇了可再生能源的供需矛盾。到2016年底，全國可再生能源發(fā)電裝機容量5.7億千瓦，同比增長16.7%，其中太陽能發(fā)電、風(fēng)電、水電裝機量同比增長分別為81.6%、13.2%和3.9%。可再生能源裝機量快速攀升的同時，其發(fā)電量也在不斷增加。2016年全部能源發(fā)電同比增長僅5.2%，而可再生能源全年發(fā)電增速是全部能源發(fā)電增速的2倍多，達11.4%。其中，太陽能、風(fēng)能、水力發(fā)電量增速均高于全部發(fā)電增長水平，太陽能發(fā)電同比增長72%，比上年加快4個百分點；風(fēng)能發(fā)電同比增長30.1%，比上年加快14個百分點；水力發(fā)電同比增長6.2%，比上年加快1個百分點。

2016年“三北”地區(qū)風(fēng)電、光伏裝機占全國的77%、67%，但“三北”地區(qū)全社會用電量僅占全國的40%左右，可再生能源開發(fā)規(guī)模與當(dāng)?shù)叵{能力不匹配，直接造成當(dāng)前可再生能源消納受限。然而，可再生能源遭遇消納難題，并非因為市場飽和。2016年，全國非水可再生能源電力消納量為3717億千瓦時，占全社會用電量比重僅為6.3%，即使包含水電在內(nèi)的全部可再生能源電力消納量也只占全社會用電量的比重為25.4%。尤其在《巴黎協(xié)定》應(yīng)對氣候變化的承諾及中國當(dāng)前的環(huán)境約束下，可再生能源還有較大的發(fā)展空間。

（二）輸送矛盾：電網(wǎng)輸送通道存在局限及省間壁壘阻攔導(dǎo)致外送消納受限

我國可再生能源主要集中開發(fā)投產(chǎn)在西部低負荷地區(qū)，在當(dāng)?shù)叵{的同時，仍需要外送，而在現(xiàn)有電力電網(wǎng)規(guī)劃、建設(shè)和運行方式下，電源電網(wǎng)統(tǒng)籌協(xié)調(diào)不足，電力輸送通道在建設(shè)進度、輸送容量、輸送對象上都難以滿足可再生能源電力發(fā)展需求。

具體來說：① 配套電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)滯后。如：西北地區(qū)風(fēng)電光伏電站建設(shè)速度明顯加快，但輸電網(wǎng)和市場缺乏配套，導(dǎo)致其發(fā)電建設(shè)規(guī)模與本地負荷水平不匹配。② 電站建設(shè)與配套電網(wǎng)的建設(shè)和改造不協(xié)調(diào)。如：新疆達坂城地區(qū)是新疆風(fēng)電建設(shè)的重點區(qū)域，當(dāng)?shù)佧}湖220千伏變電站和東郊750千伏變電站改擴建施工，影響了風(fēng)電的送出，造成了7億千瓦時的棄風(fēng)。③ 跨區(qū)輸送容量不足。如：東北、西北電網(wǎng)目前的跨區(qū)輸電能力為1610萬千瓦，只有新能源裝機容量（8559萬千瓦）的19%。再例如，甘肅目前主要通過4條750千伏特高壓交流線路向外送電，但輸電能力僅330萬～500萬千瓦，并且與新疆和青海共用，明顯與近2000萬千瓦的新能源裝機水平不匹配。

其次，可再生能源消納存在省間壁壘致使外送市場受阻，各省間可再生能源資源和電源結(jié)構(gòu)的互補性不能充分利用。雖然跨區(qū)送電量在逐年增長，但隨著經(jīng)濟環(huán)境和供需形勢的變化，同時因火電項目審批權(quán)下放到地方，出于對財政收入的考慮，地方利益博弈強烈。特別是一些以火電為主要電源的發(fā)達地區(qū)，為保當(dāng)?shù)鼗痣姍C組運行，更是大幅壓縮從外地輸入可再生能源電力的空間。此外，由于水電開發(fā)成本的提高，火電標(biāo)桿電價的下調(diào)，導(dǎo)致水電在受端省份價格優(yōu)勢逐步減小，甚至出現(xiàn)了“倒掛”現(xiàn)象，受端省份對于消納水電

造成當(dāng)前消納難題的根本原因，積極性明顯降低。

（三）調(diào)峰矛盾：火電調(diào)節(jié)技術(shù)升級慢及靈活調(diào)節(jié)電源占比低制約可再生能源消納

可再生能源發(fā)電具有波動性、間歇性特點，通過提升電力系統(tǒng)調(diào)峰能力，可有效促進可再生能源消納。我國電源調(diào)峰結(jié)構(gòu)以常規(guī)火電為主，特別是風(fēng)光富集地區(qū)更加突出，但火電調(diào)峰深度和速度都不及水電、燃氣機組。目前我國火電機組（熱電機組）的調(diào)峰現(xiàn)狀遠低于國際水平，仍沿用20世紀(jì)80年代初的火電調(diào)節(jié)指標(biāo)進行運行考核，大量中小火電機組、熱電機組仍舊采用傳統(tǒng)技術(shù)方案和運行方式，沒有針對新的需求進行改造升級提升靈活性，技術(shù)潛力沒有充分釋放，遠低于國際領(lǐng)先水平。國際經(jīng)驗證明，需求側(cè)響應(yīng)是增加電力靈活性的重要手段，但我國需求側(cè)響應(yīng)還處于研究示范階段，未能真正發(fā)揮作用。此外，“三北”地區(qū)燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)機組比重大，北方冬季取暖期大量熱電機組須承擔(dān)供暖任務(wù)，調(diào)峰能力一般僅在額定容量的20%左右，是造成“三北”地區(qū)取暖期大量棄風(fēng)的重要原因。截至2016年底，“三北”地區(qū)熱電裝機容量約1.8億千瓦，占“三北”地區(qū)自用煤電裝機的50%以上。而且部分省區(qū)自備電廠裝機規(guī)模較大，由于自備電廠多需配合企業(yè)生產(chǎn)活動，參與電力系統(tǒng)公共調(diào)峰能力不足，如新疆、內(nèi)蒙古等地區(qū)大量自備電廠甚至不參與系統(tǒng)調(diào)峰，增加了可再生能源的消納難度。其次，“三北”地區(qū)抽水蓄能、燃氣電站等靈活調(diào)節(jié)電源占比低，系統(tǒng)級調(diào)峰建設(shè)嚴重滯后。截至2016年底，“三北”地區(qū)抽水蓄能電站裝機規(guī)模697萬千瓦，僅占“三北”地區(qū)電源總裝機的1%；氣電裝機1620萬千瓦，僅占“三北”地區(qū)電源總裝機的2%，且已投產(chǎn)氣電多為熱電聯(lián)產(chǎn)機組，調(diào)峰能力有限。靈活電源的最大調(diào)節(jié)能力與新能源的波動范圍不匹配，嚴重制約了新能源消納。而美國靈活調(diào)節(jié)電源占比在50%以上，西班牙在40%以上。

（四）調(diào)度矛盾：電力運行調(diào)度的傳統(tǒng)“計劃”方式擠壓可再生能源發(fā)展空間

目前，電力運行調(diào)度很大程度上延續(xù)傳統(tǒng)計劃方式，各類電廠年運行小時數(shù)主要依據(jù)年發(fā)電計劃確定，各地經(jīng)濟運行主管部門甚至對每一臺機組下達發(fā)電量計劃，由于火電年度電量計劃為剛性計劃，調(diào)度為了完成火電年度計劃不得不限制可再生能源發(fā)電的電量空間。這種“計劃”方式，不能適應(yīng)新能源波動性特點和需要，無法保障可再生能源發(fā)電優(yōu)先上網(wǎng)。盡管《可再生能源法》規(guī)定，“優(yōu)先調(diào)度和全額保障性收購可再生能源發(fā)電”，但可再生能源優(yōu)先調(diào)度受到原有電力運行機制和剛性價格機制的限制，難以落實節(jié)能優(yōu)先調(diào)度等行政性規(guī)定。此外，目前我國電網(wǎng)企業(yè)既擁有獨家買賣電的特權(quán)，又通過下屬的電力調(diào)度機構(gòu)行使直接組織和協(xié)調(diào)電力系統(tǒng)運行，擁有電網(wǎng)所有權(quán)和經(jīng)營、輸電權(quán)，具有壟斷性，不利于市場主體自由公平交易。加上與可再生能源電價相比，火電價格更具經(jīng)濟性，火電企業(yè)和地方政府更不愿意讓出火電電量空間。以廣東為例，根據(jù)2016年西電東送框架協(xié)議價格，云南送廣東落地電價0.4505元/千瓦時，這與廣東燃煤火電標(biāo)桿電價相比已無優(yōu)勢。

（五）體制機制矛盾：可再生能源電力消納的市場機制尚不健全

目前，我國電力市場化建設(shè)尚處于起步階段，剛開始放開配電、售電環(huán)節(jié)，調(diào)峰補償、價格響應(yīng)等市場機制尚未建立。在電力市場化改革進程中，遠距離送受電、區(qū)域電力市場等體制機制尚未健全，電網(wǎng)資源配置能力難以發(fā)揮。尤其水電的“豐余枯缺”特點和風(fēng)電的“波動性”在現(xiàn)有機制框架下，僅靠本地運行調(diào)度優(yōu)化已經(jīng)不能解決市場消納問題。而目前我國的電力運行管理總體是以省為實體進行管理，同時跨省跨區(qū)輸送未納入到國家能源戰(zhàn)略制定的長期跨地區(qū)送受電計劃中，各地對接納可再生能源積極性不足。發(fā)電計劃尚未完全放開，部分地區(qū)未按風(fēng)電、光伏發(fā)電最低保障收購年利用小時數(shù)安排新能源發(fā)電。調(diào)峰和備用輔助服務(wù)市場機制尚未健全，電源承擔(dān)調(diào)峰、備用任務(wù)的積極性不高，難以充分激勵火電靈活性改造和調(diào)峰/儲能電源的建設(shè)?，F(xiàn)貨市場尚未建立，可再生能源發(fā)電邊際成本低的優(yōu)勢得不到充分發(fā)揮，同時大用戶直供電合同的剛性執(zhí)行在一定程度上固化了傳統(tǒng)電源的市場份額，影響可再生能源電量消納空間。

未來隨著西南和三北地區(qū)可再生能源開發(fā)規(guī)模繼續(xù)增長，市場消納空間逐漸成為可再生能源消納的最大瓶頸，現(xiàn)有以“電量計劃”、“固定價格”、“電網(wǎng)壟斷”等為特征的體系已不能適應(yīng)可再生能源的發(fā)展。

三、國外可再生能源消納經(jīng)驗借鑒

（一）多級市場協(xié)調(diào)配合

歐洲電力市場相對成熟，盡管不同國家電力市場不完全相同，但都采用了中長期交易、日前市場、日內(nèi)市場、平衡市場等多級市場相結(jié)合的市場機制，促進新能源消納。中長期交易為新能源預(yù)留消納空間；日前市場競價充分發(fā)揮新能源邊際成本低的優(yōu)勢；日內(nèi)市場和平衡市場協(xié)調(diào)配合，共同處理新能源波動性出力特性引起的系統(tǒng)不平衡電量。

如：英國新能源消納以中長期雙邊交易（簡稱“OTC”）為主，目前OTC約占交易電量的85%。日前市場和日內(nèi)市場是短期集中交易市場，主要由EPEX（原APX）和N2EX兩家電力交易所分別進行組織，市場成員自愿參與，EPEX還建立了日內(nèi)現(xiàn)貨市場。平衡市場由英國國家電網(wǎng)公司負責(zé)組織，用市場化手段處理合同電量和實際電量之間的偏差電量，2015年平衡市場電量約占總電量的6%。此外，為應(yīng)對近年來新能源快速發(fā)展、煤電退役等帶來的供電安全問題，鼓勵現(xiàn)有煤電、氣電等轉(zhuǎn)為備用電源，2013年英國提出在電量市場外設(shè)立容量市場。

德國為了滿足新能源接入后市場對超短期交易的需求，2011年引入一種新的日內(nèi)交易產(chǎn)品，即15分鐘日內(nèi)產(chǎn)品交易，采用連續(xù)競價交易的模式，保證了有意愿的交易雙方能夠第一時間達成交易。15分鐘產(chǎn)品交易有別于此前的小時級日內(nèi)產(chǎn)品交易模式，其時限更短且交易更為靈活，很好地適應(yīng)了高比例新能源、大出力時對交易時限和交易靈活度的新要求，提高了新能源的消納水平。

不同于英國、丹麥參與北歐現(xiàn)貨市場，日前市場、日內(nèi)市場均在北歐電力交易所開展，跨國交易頻繁，新能源在日前、日內(nèi)市場交易電量占比較高；中長期多為金融合約，用于市場風(fēng)險對沖，由金融機構(gòu)組織，與系統(tǒng)運行無關(guān)；基于北歐四國運行信息系統(tǒng)，北歐四國平衡資源可跨國調(diào)用，丹麥電網(wǎng)公司根據(jù)系統(tǒng)不平衡量，調(diào)用平衡資源，保證系統(tǒng)實時平衡。

（二）倡導(dǎo)電力跨區(qū)跨國交易

為實現(xiàn)可再生能源在大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置，國外也積極倡導(dǎo)電力的跨區(qū)跨國交易，加強骨干電網(wǎng)和跨國聯(lián)網(wǎng)的建設(shè)。以西班牙為例，西班牙風(fēng)能資源主要集中在北部和南部的沿海地區(qū)，風(fēng)電場也是以成片開發(fā)的大中規(guī)模電場為主，但其電力負荷主要集中在中部的馬德里和東部的巴塞羅那地區(qū)。近年來，西班牙在電網(wǎng)建設(shè)方面主要以400千伏骨干電網(wǎng)架為主，按照規(guī)劃，2016年西班牙風(fēng)電裝機容量達到3000萬千瓦，并網(wǎng)規(guī)模進一步擴大。為此，西班牙計劃繼續(xù)加大高壓等級輸電網(wǎng)的建設(shè)力度。據(jù)了解，2009～2013年五年內(nèi)西班牙累計投資40億歐元用于電網(wǎng)建設(shè)。在加強國內(nèi)電網(wǎng)建設(shè)的同時，西班牙還計劃進一步加強對法國、葡萄牙等周邊國家的聯(lián)網(wǎng)建設(shè)。目前西班牙REE已經(jīng)與法國電網(wǎng)公司（RTE）簽署了合作協(xié)議，建設(shè)一條最大輸送功率為216萬千瓦的同塔雙回輸電線路，以加強與歐洲大陸電網(wǎng)的聯(lián)系，實現(xiàn)更大規(guī)模的風(fēng)電送出和消納。

（三）新能源不參與競價交易

在新能源不參與競價交易的模式下，新能源發(fā)電以政府規(guī)定的固定電價上網(wǎng)，不參與競價交易，電網(wǎng)企業(yè)按照法律規(guī)定的新能源優(yōu)先收購政策，以固定電價收購新能源發(fā)電。基于固定上網(wǎng)電價和全額收購的新能源消納模式中，新能源發(fā)電商無需承擔(dān)調(diào)峰、備用容量費用支付等責(zé)任，可大大減輕新能源發(fā)電商的負擔(dān)，促進新能源發(fā)展。

以德國為例，為激勵新能源發(fā)電投資，促進新能源發(fā)展，在2012年之前，主要采用基于固定上網(wǎng)電價的電網(wǎng)消納新能源模式。新能源發(fā)電無需承擔(dān)常規(guī)發(fā)電需承擔(dān)的調(diào)峰、備用容量費用支付等責(zé)任，而是由各配電網(wǎng)運營商管理，最終集成后由輸電網(wǎng)運營商統(tǒng)一在實時電力市場上進行售賣。根據(jù)市場運營的透明性原則，輸電網(wǎng)運營商必須發(fā)布其售賣的新能源發(fā)電的預(yù)測值和實際值。為了在日前市場中考慮這部分采用固定上網(wǎng)電價的新能源發(fā)電量，以便對輸電網(wǎng)運營商在實時市場出售的新能源發(fā)電量有所預(yù)期，更加合理地安排發(fā)電計劃，許多常規(guī)發(fā)電商和預(yù)測服務(wù)提供商都會自行對這部分新能源發(fā)電量進行預(yù)測。固定上網(wǎng)電價加全額購，是對新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展最直接有效的激勵機制之一，操作簡單、實施效果好，適用于新能源發(fā)展初期，促進新能源發(fā)展。但隨著新能源發(fā)電規(guī)模增加，電網(wǎng)消納新能源的壓力將逐步增加。

（四）有溢價補貼的新能源直接參與電力市場

該模式下，新能源發(fā)電直接參與電力市場，在市場價格基礎(chǔ)上獲得一部分額外的補貼，且承擔(dān)類似于常規(guī)電源的電力系統(tǒng)平衡義務(wù)。隨著新能源發(fā)電規(guī)模的快速增加，新能源發(fā)電的波動性導(dǎo)致了電網(wǎng)運行壓力持續(xù)增大，基于固定上網(wǎng)電價的新能源補貼額度也持續(xù)攀升，一些國家的新能源政策逐步轉(zhuǎn)為對新能源提供溢價補貼方式，推動新能源參與市場交易。

以德國為例，為控制新能源發(fā)電補貼成本上升及由此帶來的居民電價大幅上漲，緩解大規(guī)模新能源電力并網(wǎng)條件下的電網(wǎng)運行壓力，自2012年引入有溢價補貼的新能源直接參與電力市場模式。該模式下，新能源直接參與市場，在電力市場價格的基礎(chǔ)上，得到一部分額外補貼。采用市場溢價機制的新能源發(fā)電機組，必須參與類似于常規(guī)電源的調(diào)度平衡組，在調(diào)度的日前市場關(guān)閉前，由調(diào)度平衡組基于天氣預(yù)報對新能源的發(fā)電出力進行預(yù)測，將新能源發(fā)電納入調(diào)度平衡組的電力電量平衡。對于由新能源發(fā)電波動等不平衡功率造成的輔助服務(wù)成本由調(diào)度平衡組支付。

以西班牙為例，按照該國1997年的《電力法》規(guī)定，風(fēng)電場上網(wǎng)電價可以在固定電價和溢價兩種方式中選擇其一，每年有一次選擇權(quán)。其中，固定電價方式中，風(fēng)電電價水平固定，為電力平均參考銷售電價的90%，電網(wǎng)企業(yè)須按此價格水平收購風(fēng)電，超過平均上網(wǎng)價格部分由國家補貼。溢價方式中，風(fēng)電企業(yè)需按照電力市場競爭規(guī)則與其他電力一樣競價上網(wǎng)，但政府額外為上網(wǎng)風(fēng)電提供溢價補貼，風(fēng)電電價水平為“溢價補貼+電力市場價格”。風(fēng)電溢價為平均參考銷售電價的50%。西班牙鼓勵風(fēng)電場參與電力市場競爭，2005年之后，由于全球能源價格上漲，西班牙的電力銷售電價以及電力上網(wǎng)價格也持續(xù)上漲，90%以上的風(fēng)電企業(yè)選擇溢價方式。

有溢價補貼的新能源直接參與電力市場模式，是新能源發(fā)電從全額收購逐步轉(zhuǎn)為完全競價上網(wǎng)的一種過渡方式。適用于新能源發(fā)電已達較大規(guī)模，發(fā)電成本已經(jīng)顯著下降，但其在市場中仍處于相對弱勢階段。通過推動新能源在有補貼的條件下參與電力市場，促進新能源提高自身技術(shù)水平，增強競爭力，并承擔(dān)調(diào)峰等義務(wù)，緩解電網(wǎng)運行壓力。但由于新能源在補貼條件下可以以零甚至負報價參與市場競爭，將可能拉低批發(fā)市場邊際電價，影響其他發(fā)電主體的盈利，需要建立完善的電力市場架構(gòu)，保證各方利益，保障系統(tǒng)安全。

（五）電量偏差處罰與調(diào)峰機制

由于可再生能源大多屬于間歇性能源，預(yù)測其發(fā)電出力和實際出力總會有偏差。當(dāng)系統(tǒng)偏差出現(xiàn)時，電力市場普遍會有相應(yīng)的懲罰機制。為促進可再生能源電能的消納，國外電力市場在處理可再生能源產(chǎn)生的偏差上與常規(guī)發(fā)電機組有所不同。以德州電力市場為例，在實時調(diào)度運行中，機組或電廠的實際出力是否偏離接受到的基點指令是對電廠考核的重要項目。對常規(guī)機組而言，其出力超過考慮輔助服務(wù)調(diào)用的基點指令值5%或5兆瓦（取二者中較小值）時，將受到偏差處罰?？紤]到風(fēng)電可控性差和市場對風(fēng)電的接納程度，對風(fēng)電場的基點指令偏差處罰標(biāo)準(zhǔn)要寬松一些，只在棄風(fēng)狀態(tài)下風(fēng)電場出力高于基點指令值10%以上時才予以處罰。

（六）對過剩的可再生能源發(fā)電實施獎懲機制

北歐電力市場要求參與市場競價的風(fēng)電企業(yè)預(yù)測各自的出力，預(yù)測誤差將導(dǎo)致不平衡量，風(fēng)電企業(yè)將為此受到懲罰。在平衡市場中，若不平衡量與系統(tǒng)不平衡量相反，則風(fēng)電企業(yè)需要受到懲罰，按照目前現(xiàn)貨市場價格結(jié)算。若不平衡量與系統(tǒng)不平衡量相同，則企業(yè)免受懲罰，按平衡市場出清價格結(jié)算。過剩的可再生能源發(fā)電將造成系統(tǒng)運行的問題，如：線路過載、調(diào)節(jié)備用不足等。針對上述情況，國外的輸電運營商常采用實時限制發(fā)電的方式，給可再生能源發(fā)電機組減少出力的獎勵，彌補機組減少出力的損失。愛爾蘭在電力供應(yīng)過剩時，如果風(fēng)電機組減少系統(tǒng)出力，風(fēng)電機組將通過電力市場獲得獎勵，風(fēng)電機組獲得的減少出力獎勵，能100%覆蓋該機組在電力市場的獲利。

四、促進我國可再生能源消納的相關(guān)建議

為促進可再生能源消納，需要進一步通過相關(guān)支持政策和激勵機制加大推進力度。加快外送通道建設(shè)，出臺可再生能源配額制，明確地方政府的主體責(zé)任，并納入地方政府績效考核。逐步放開發(fā)用電計劃，將發(fā)電權(quán)交易、直接交易等交易機制納入電力市場體系等。加強抽水蓄能和燃氣電站等調(diào)峰電源建設(shè)，提高電力系統(tǒng)的新能源消納能力。具體措施如下：

（一）優(yōu)化可再生能源規(guī)劃建設(shè)及區(qū)域布局，把握好新增項目建設(shè)節(jié)奏

可再生能源的送受端省份、電源企業(yè)、電網(wǎng)公司等多個利益相關(guān)方需要在國家層面加強統(tǒng)一規(guī)劃和統(tǒng)籌協(xié)調(diào)。以三峽電站消納為例，通過國家統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，目前三峽水電站在華中、華東、南方區(qū)的10個省份消納，并納入受端省份的發(fā)用電計劃，電站基本無棄水。由國家主導(dǎo)，統(tǒng)籌研究可再生能源消納方案和電網(wǎng)建設(shè)方案，并在全國電力規(guī)劃中加以明確。盡快建立各地區(qū)可再生能源消納情況實時監(jiān)測及預(yù)測評估機制，在此基礎(chǔ)上，結(jié)合技術(shù)進步、資源條件，優(yōu)化可再生能源規(guī)劃建設(shè)節(jié)奏及區(qū)域布局。嚴格控制棄風(fēng)棄光嚴重地區(qū)的風(fēng)電和光伏發(fā)電新增建設(shè)規(guī)模，尤其是在新疆、甘肅等“三北”地區(qū)。避免加重存量項目運行困難，適當(dāng)把發(fā)展的重心轉(zhuǎn)移到不棄風(fēng)和不棄光的中東部和南方地區(qū)。根據(jù)“十三五”及中長期新增的系統(tǒng)可靠容量需求，應(yīng)優(yōu)先規(guī)劃建設(shè)調(diào)峰電源。

（二）打破區(qū)域、省間壁壘，在可再生能源供給側(cè)和消費側(cè)做好平衡

對納入規(guī)劃的外省送電，國家能源主管部門應(yīng)負責(zé)協(xié)調(diào)送受?。▍^(qū)/市）發(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)簽訂中長期購售電合同，作為發(fā)用電計劃的一部分落實到地方電力規(guī)劃中。電網(wǎng)公司按照相關(guān)規(guī)劃落實具體的電網(wǎng)建設(shè)方案，并組織實施。在消費側(cè)，從政策機制、暢通外送、推廣應(yīng)用、技術(shù)提升等方面入手，擴大市場消納空間，并做好資源的合理配置。立足各地資源稟賦，建立宏觀調(diào)度機制，構(gòu)建全國電力市場，促進可再生能源全國范圍內(nèi)消納。此外，還要加強技術(shù)攻關(guān)，降低可再生能源發(fā)電、用電成本，并加快研究開發(fā)大型儲能設(shè)備。在可再生能源電力供給側(cè)，一方面要科學(xué)合理安排可再生能源建設(shè)布局，提高現(xiàn)有發(fā)電機組利用率，提升跨區(qū)調(diào)度和協(xié)同互濟保供能力，同時也要避免“邊建邊棄”；另一方面要加大技術(shù)改造力度，讓煤電、水電等傳統(tǒng)電源與新能源運行系統(tǒng)相互兼容、和諧發(fā)展，建立健全常規(guī)能源為新能源調(diào)峰的輔助服務(wù)、補償機制和市場機制。同時，逐步建立適應(yīng)可再生能源大規(guī)模融入電力系統(tǒng)的新型電力運行機制，在可再生能源比例高的區(qū)域，建立智能化區(qū)域電力運行管理系統(tǒng)，消除可再生能源運行對傳統(tǒng)電網(wǎng)安全運行的沖擊。

（三）建立調(diào)峰參與激勵機制，優(yōu)化可再生能源系統(tǒng)調(diào)度

采取措施深度挖掘常規(guī)機組的調(diào)峰潛力，尤其是自備電廠和供暖期供熱機組調(diào)節(jié)能力。結(jié)合電力體制改革，提高調(diào)峰電源在我國電源裝機中的比重。從政策角度來說，主要是要推行合理的調(diào)峰輔助服務(wù)補償機制，在區(qū)分不同機組類型和調(diào)峰能力的基礎(chǔ)上，根據(jù)機組的不同調(diào)峰深度給予合理的補償額度，以提高其參與深度調(diào)峰的積極性。全力推動現(xiàn)役煤電靈活性改造工程，優(yōu)先對三北地區(qū)新能源消納問題突出省區(qū)熱電機組進行靈活性改造。其次，加大調(diào)控力度，充分發(fā)揮調(diào)度作用，實施全網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度，充分發(fā)揮大電網(wǎng)的作用，跨區(qū)域安排旋轉(zhuǎn)備用容量和火電開機方式，深度挖掘系統(tǒng)調(diào)峰能力。充分利用大數(shù)據(jù)、云計算等技術(shù)，及時開展流域梯級、跨流域協(xié)調(diào)調(diào)度。進一步研究風(fēng)電和光伏發(fā)電的技術(shù)特性，強化實時調(diào)度。創(chuàng)新跨省區(qū)聯(lián)絡(luò)線調(diào)度和考核模式，構(gòu)建跨區(qū)域可再生能源協(xié)調(diào)控制機制，突破現(xiàn)有分層分區(qū)的調(diào)度交易模式，合理擴大調(diào)度平衡范圍。提高線路運行管理和調(diào)度水平，在滿足系統(tǒng)運行安全前提下，提高輸電通道利用效率。

（四）鼓勵負荷側(cè)積極參與和就近消納相結(jié)合，促進新能源系統(tǒng)消納

從“十三五”及中長期來看，我國可再生能源電源規(guī)模將持續(xù)增加，為確?？稍偕茉闯浞窒{，在充分提高電源側(cè)調(diào)節(jié)能力、電網(wǎng)側(cè)配置外，還必須充分挖掘用戶側(cè)負荷參與可再生能源消納能力。“十三五”期間，建議重點結(jié)合電力市場建設(shè)，推動可再生能源清潔取暖、電動汽車充電、電力儲能、可調(diào)節(jié)工業(yè)負荷等負荷側(cè)調(diào)節(jié)技術(shù)發(fā)展與工程實踐，并逐步探索完善商業(yè)模式。大力推廣清潔能源替代工程，加強可再生能源在工業(yè)、交通、建筑各領(lǐng)域的應(yīng)用，提高可再生能源就近消納的比重。特別是指導(dǎo)內(nèi)蒙等地區(qū)擴大本地就近消納，提高可再生能源保障性收購電量，并擴大直接交易。結(jié)合北方地區(qū)清潔取暖工作，進一步擴大風(fēng)電清潔取暖規(guī)模。另外，在河北、吉林等地區(qū)開展風(fēng)電制氫示范工程。

（五）加快推進電力體制改革及市場建設(shè)

“十三五”時期，為促進可再生能源消納，應(yīng)重點推動現(xiàn)貨市場及輔助服務(wù)市場建設(shè)，在充分發(fā)揮可再生能源邊際成本低的優(yōu)勢基礎(chǔ)上，調(diào)動電力系統(tǒng)電源側(cè)、負荷側(cè)共同參與可再生能源消納的積極性。進一步引入市場機制，建立輔助服務(wù)交易市場，通過經(jīng)濟手段激勵自備機組、供熱機組等參與調(diào)峰輔助服務(wù)。堅持以中長期交易為主、臨時交易為輔的跨省跨區(qū)電力交易模式，完善與之配套的電價機制、協(xié)商機制和考核機制。加強政策引導(dǎo)，通過跨省發(fā)電權(quán)交易、將水電納入可再生能源配額制等措施，鼓勵中東部地區(qū)積極接受并優(yōu)先消納水電。

[1]我國棄水棄風(fēng)棄光現(xiàn)狀和原因[J]．中國能源,2016(1)．

[2]電力規(guī)劃設(shè)計總院．中國電力發(fā)展報告（2017-2019）[R]．2017(2)．

[3]余水工．可再生能源艱難現(xiàn)狀：水風(fēng)電“三棄”背后原因深度探析[N]．2016(3)．

[4]歐美促進可再生能源消納多措并舉[J]．發(fā)電與空調(diào),2017(2)．

[5]李瓊慧．歐洲新能源消納機制的啟示[J]．國家電網(wǎng)雜志,2017(7)．

[6]陳發(fā)明．消納新能源須有“一盤棋”觀念[N],2017(5)．

為促進可再生能源消納，需要進一步通過相關(guān)支持政策和激勵機制加大推進力度。加快外送通道建設(shè)，出臺可再生能源配額制，明確地方政府的主體責(zé)任，并納入地方政府績效考核。逐步放開發(fā)用電計劃，將發(fā)電權(quán)交易、直接交易等交易機制納入電力市場體系等。