我國新能源消納困難的原因及其對策

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。2016 年，全國棄風和棄光電量分別達到497 億千瓦時和74 億千瓦時，較2015 年分別增加了46. 6%和85%; 核電總計損失電量462 億度，棄核率達19%，相當于近7 臺核電機組全年停運。2017 年，棄風、棄光現象有所好轉，但仍然不容樂觀。2017年，棄風電量419 億千瓦時，棄光電量73 億千瓦時，盡管同比增速有所下降，但棄風率和棄光率依然達到12%和6%。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、電力運行調度機制存在障礙等因素仍是“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。
一、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。
二、市場機制及價格信號缺失
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。
三、電力運行調度機制存在障礙
這主要體現在以下幾個方面。
首先，靈活調節電源比重過低。我國新能源資源富集地區具有調節性能的水電、抽水蓄能和燃氣電站等靈活電源比重不足，系統靈活性不足。如“三北”地區抽水蓄能、燃氣電站等靈活調節電源比重不足2%，特別是冬季由于供熱機組比重大，調峰能力十分有限。受設計、煤電電價機制等因素影響，我國燃煤機組最大調峰幅度普遍設定為50%。規程規范中常規機組的最小負荷和爬坡率指標已經落后于機組實際技術水平，也遠遠落后于丹麥、德國等領先水平，特別是“三北”地區多為供熱機組，在冬季采取傳統“以熱定電”的運行方式，缺乏丹麥等國家熱電機組的先進調節技術，造成熱電機組調峰能力受限。此外，國內企業自備電廠裝機上億千瓦，這些自備電廠基本不參與電網調峰，甚至加大系統調峰壓力，擠占了新能源的消納空間。
其次，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。
再次，電力運行機制不適應新能源發展。風電、光伏發電大規模消納需要火電、水電等常規機組提供大量調峰、調壓、備用等輔助服務，但目前尚未建立合理的利益調整機制，新能源電力參與電力系統調峰服務的機制、權責和貢獻認定及補償機制不清。電網調度機構主要以年、月、周、日為周期制定電力運行計劃，優化日前、日內和實時調度運行的潛力還沒有充分挖掘，而風電、光伏大規模接入，極大增加了日內調度計劃調整的頻度和工作量，需要優化調度運行、提高風光消納的技術手段和管理措施。我國電力用戶參與需求響應仍處于試點階段，改善電網負荷特性、增加負荷側調峰能力的市場潛力還沒有得到挖掘，支持新能源并網消納的靈活負荷利用基本空白。
四、對癥下藥，優化新能源布局和加快推進電力體制改革
新能源消納問題反映了我國現行電力規劃、體制機制和調度運行模式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。
首先，要進一步優化布局。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。
其次，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。
最后，加快構建全國統一電力市場。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。建議國家能源主管部門逐步由目標引導制過渡到強制性配額制，盡快出臺綠證交易實施細則，結合可再生能源配額制考核要求，加快推動綠證交易進程，推動電力市場化交易。