我国新能源消纳困难的原因及其对策
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摘 要：随着社会经济的不断发展，工业生产和人们的日常生活不断加大了对新能源的需求。为迎合社会发展需求，我国新能源产业发展极为快速，而新能源生产过剩问题是新能源不断发展过程中所必须重视的问题。这些问题在水力发电与风力发电这种新能源发展过程中尤为突出。怎样消纳生产过剩的新能源就成为了当前社会重点关注的问题。鉴于此，本文将从影响新能源消纳的主要原因出发，并对此提出了相应的解决措施。
关键词：新能源;消纳困难;原因;对策
1 引言
一直以来，我国对可再生能源行业的高度关注，可再生能源并网运行情况逐步改善，能源是现代社会持续运行的基础，是人类生产生活的动力来源。能源问题历来和经济发展、生态环境、气候变化等息息相关，为了确保能源安全，积极应对生态环境变化，推行可持续发展的新能源已经成为社会的普遍共识。因为各种各样的因素影响，新能源消纳问题一直是推行新能源普及战略的重大难题，各种矛盾的凸显已经引起了各界的广泛关注。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，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、政策等因素仍是“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。
2 我国当前新能源消纳现状概要
近年来，随着我国新能源快速发展，光伏与风电装机容量在国际上占首位。但是由于新能源的快速发展，消纳问题也越来越突显，弃风弃光甚至弃核问题显著。2016年，我国弃风电量总达497亿千瓦时，弃光电量达74亿千瓦时，相对2015年分别增长了46.6%与85%;核电共损失电量达462亿千瓦时，弃核率达19%，等同于大概有7台核电机组全年停运。2017年，我国弃风弃电现象有所改观，弃风电量419亿千瓦时，弃光电量73亿千瓦时，概率分别为12%与6%，相对上年下降了约5个百分点。风电利用小时数也在逐步上升，从1742小时提升到1948小时，然而整体情况依然不容乐观。2017年1月9日，国家电网召开发布会，首次提到2020年根本解决我国新能源消纳问题，将弃风弃光率控制在5%之内。在2019年第一季度，我国平均弃风率4%，其中新疆弃风率15.2%，甘肃弃风率9.5%，内蒙古弃风率7.4%;我国弃光率2.7%，弃光主要集中在新疆、甘肃和青海，式中，新疆（不含兵团）弃光率12%，甘肃弃光率7%，青海弃光率5%。从并网运行角度来看，弃风弃光问题原因有：新能源规划较为集中，电网调峰能力不足;外送通道建设与电源建设规模不匹配，电网送出能力限;电网存在薄弱环节，部分区域受网架约束影响等原。从并网运行角度来看，弃风弃光问题原因有：全国统一市场机制不健全，新能源电力跨省消纳容量仅占全网新能源总发电量的14%;需求侧资源参与提供电力辅助服务的机制处于试点阶段，影响了新能源的消纳。除了以上原因，新能源的消纳还需要考虑热电耦合问题。当冬季温度降低时，热电厂就会投入运行，热电厂发电量的持续提升也会带来风光新能源的消纳问题，使得弃风弃光问题愈发严重。
2017年，全社会用电量达63077亿千瓦时，相对2016年上升了6.55%。2017年风力发电达3056亿千瓦时，相对2016年上升26.8%，占比也从4.0%上升到4.8%。按照《风电发展“十三五”规划》，预计到2020年，非化石能源占一次能源消费比重达15%，全国风电年发电量达4200亿千瓦时，占到总发电量6%。而当前风电消纳比例只有4.8%，相距6%目标价值存在一定的发展空间。
3 我国新能源消纳困难的原因
3.1 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，火電利用小时数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。 3.2 市场机制及价格
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時数以内的部分，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。
3.3 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。
3.4 政策方面
首先是新能源跨省跨区消纳体制不健全。在目前经济增速减缓、产能过剩背景下，为了保护本省发电企业利益，部分省与省之前壁垒逐渐凸显。我国电力一直以来是按省域平衡，如果没有特殊政策规定，发电电量就是以本省消纳为主。我国部分大型水电基地在一开始建设时，就确认了明确外送方向与消纳份额，以此保障本省电量充分消纳，新能源发电没有明确的跨省消纳方案。在目前各地新能源生产普遍过剩和用电需求不足的形势下，各省消纳外省电力意愿普遍较低。其次是发、输及用电价政策不够完善。发电侧通常没有谷峰电价，难以体现发电侧供求联系，就是影响到新能源边际成本优势的发挥。
4 新能源消纳问题的处理方法
新能源消纳问题反映了我国现行电力规划、体制机制和政策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。
4.1 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。
4.2 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。 4.3 加强市场与计划的结合
化解新能源消纳问题的根本方式是市场与计划并重。一则，在将来很长的一段时间内，我国都将可能处于市场和计划并存的电力市场过渡阶段，计划依然是解决新能源消纳问题的主要方式;二则，以省为实体的管理模式可能会在较长一段时间内使省与省之间存在壁垒现象，尤其是在用电负荷上涨趋势缓慢的情况下，更加凸显了这种矛盾，从而影响到市场化机制作用的发挥。因此有必要坚持计划与市场并重措施，强化计划指导作用，充分发挥市场资源优化配置作用，推进新能源消纳。
4.4 健全相应的政策措施，推进新能源消纳
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標。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。在发电阶段创建可再生能源灵活电价体制，颁布自备电厂和电网调峰方面的价格调节措施;在输电环节创建新能源跨省跨区消纳与交易制度;在用电环节出台可中断负荷和电供热等相关激励举措;在运行环节健全和推广调峰辅助服务市场规则，提升考核补充力度。化解新能源消纳的制度保障措施是健全有关政策。《可再生能源法》出台以来，政府就一直没有颁布国家层面的新能源跨省跨区消纳、调峰、补偿、灵活电价以及可中断负荷等方面的政策，因此有必要尽快健全和落实有关政策和体制。
5 结束语
总之，需要加强电厂能量提供能力，增强发电效率，促使火电机组改进，提升电厂峰值供应能力;扩大新能源利用范围，充分发挥新能源优势，并融合“互联网+”思维，设计有效的能源调度体制。最后，还需要联合政府制定有关律法，规范行业。实施上述措施，能在较大程度上提高我国新能源消纳能力，化解当前新能源消纳浪费现象，有效促进我国新能源更好发展。
参考文献：
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