“十三五”以來，我國電源結構繼續優化，可再生能源裝機占比超過35%，可再生能源消納總體有所改善。但是，為了落實減少煤炭消費、增加清潔能源比重、推動能源革命的戰略任務，我國必須持續提高可再生能源裝機和電量比重，如果不進行能源電力發展的深層次體制和機制上的改變，則消納的難度將會越來越大，存在限電范圍擴大和限電量增加的風險。

可再生能源限電問題反映了我國現行電力規劃、運行和體制機制模式越來越不適應其發展，以及體制機制方面的深層次矛盾。

作者建議：

優化發展可再生能源基地，合理開發東中部可再生能源，建立完善便捷高效的東中部分布式可再生能源開發規劃、用地管理和建設運行監管制度。

通過加大實施清潔能源供暖、電能替代、發揮需求響應資源優勢等，增加可再生能源就近消納電量。

控制煤電新增規模，嚴格控制常規煤電轉為熱電聯產。在可再生能源資源富集地區適時研究火電封存和退出機制。

東中部地區以配電網下平衡消納為前置條件發展分布式可再生能源，建立完善便捷高效的東中部分布式可再生能源開發規劃、用地管理和建設運行監管制度。

優先建設以輸送可再生能源為主且受端地區具有消納市場空間的輸電通道。

完善可再生能源消納補償機制，在現貨電力市場完全建立前，合理界定輔助服務的范疇和要求，將輔助服務費用納入電網購電費用，或者作為電網系統平衡成本納入輸配電價中。

文丨時璟麗 趙勇強

國家發展和改革委員會能源研究所

01

可再生能源發展和消納現狀

“十三五”以來，我國電源結構繼續優化，可再生能源裝機占比超過35%。

據中電聯統計，2017年底全國發電裝機容量17.8億千瓦，同比增長7.6%。其中，水電裝機容量為3.41億千瓦（含抽水蓄能0.29萬千瓦），占全部裝機容量的19.2%；并網風電裝機容量1.64億千瓦，占全部裝機容量的9.2%；并網太陽能發電裝機容量1.30億千瓦，占全部裝機容量的7.3%。

可再生能源發電量繼續保持高速增長。

2017年全國全口徑發電量6.4萬億千瓦時，同比增長6.5%。其中，水電發電量1.2億千瓦時，同比增長1.7%，占全國發電量的18.6%，并網風電和并網太陽能發電量分別為3057億千瓦時和1182億千瓦時，同比分別增長26.3%和75.4%，合計占全國發電量的比重達到6.6%。

可再生能源消納總體有所改善，但解決限電難度愈加增大，存在限電范圍擴大和電量增加的風險。

通過落實可再生能源目標引導制度、實施可再生能源保障性收購制度、建立新能源消納和投資預警制度、優化電網運行調度和火電靈活性運行、推進本地區和跨省區電力市場化交易、推動清潔能源供暖等電能替代等多重組合措施，2017年可再生能源限電情況較2016年有所好轉，風光實現了限電率和限電量雙降。

2017年全國水電設備平均利用小時數為3579小時，同比降低40小時，棄水電量515億千瓦時。2017年全國風電利用小時數1948小時，同比增加203小時；棄風電量419億千瓦時，同比減少78億千瓦時，棄風率12%，同比降低5個百分點，棄風范圍限制在10個省區且均實現棄風率下降。

全國集中光伏電站年利用小時數為1204小時，同比增加74小時，棄光電量73億千瓦時，同比降低2億千瓦時，棄光率7%，同比降低4個百分點。除了黑龍江和遼寧光伏發電年利用小時數有所下降外，其他規定了風電和光伏發電最低保障性收購小時數地區的風光年利用小時數均有不同程度的增加。

圖1 2011-2017年棄風情況（數據來源：國家可再生能源中心）

但部分地區仍存在較高的限電比例，棄風率超過10%的地區是甘肅（棄風率33%）、新疆（29%）、吉林（21%）、內蒙古（15%）、黑龍江（14%），棄光率超過5%的地區是陜西、新疆、甘肅、青海、寧夏。從風電、光伏發電最低保障收購小時數上看，內蒙古、青海、河北、山西達到了規定的光伏發電最低保障收購小時數要求。新疆I類地區、內蒙古、遼寧、吉林IV類地區、黑龍江、河北、山西達到風電最低保障收購小時數要求。

為了落實減少煤炭消費、增加清潔能源比重、推動能源革命的戰略任務，我國必須持續提高可再生能源裝機和電量比重，但是如果不進行能源電力發展的深層次體制和機制上的改變，則消納的難度將會越來越大，存在限電范圍擴大和電量增加的風險。

如，2017年分布式光伏呈現爆發增長態勢，且部分地區在局域電網中達到較高滲透率，根據國網公司數據，2017年安徽省分布式光伏出力占區域網供負荷最大比例達到10%，浙江嘉興分布式光伏實時出力占地區網供實時負荷最大比例達到69%，安徽的亳州、宿州、阜陽等地市也達到50%左右。考慮2018年及以后這些地區分布式發電有可能繼續保持較大規模新增裝機，如果不能統籌解決好消納問題，則在東中部局部地區的部分時段也有可能出現限電。

02

可再生能源消納困難原因分析

可再生能源限電問題反映了我國現行電力規劃、運行和體制機制模式越來越不適應其發展，以及體制機制方面的深層次矛盾。主要在下面幾個方面：

（一）電力部門規劃的系統性和指導作用弱，項目建設規模和布局一定程度失衡

雖然我國頒布了能源、電力、可再生能源以及風電、太陽能等系列“十三五”發展規劃，但就實施情況看，電力規劃的系統性和指導作用偏弱化，規劃中提出的風電、光伏發電的發展規模（2.1億千瓦、1.05億千瓦），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》中提出的建設規模和布局（風電2.4億千瓦，光伏為1.6億千瓦+不限規模分布式光伏）。規模偏差一方面存在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運行仍按照原來的規劃安排，加劇消納困難和矛盾。

從可再生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，而風光等資源和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%。

從其他電源建設看，雖然近兩年實施了淘汰、停建、緩建煤電的措施，但煤電裝機量仍很大，產能過剩情況嚴峻，未來風險仍存在，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，僅增加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）電網規劃和通道建設難以滿足可再生能源發電和送出需要

目前可再生能源開發的原則是就地消納為主，但加強超高壓特高壓通道建設仍應持續進行：

一是對于緩解和解決歷史原因造成的當前棄風棄光棄水等限電問題有效，

二是從未來發展角度，西部和北部開發可再生能源仍有一定優勢且對西部發展有積極作用，

三是特高壓電網通道建設應是國家電力和能源發展戰略的重要組成和支撐。

但能源規劃沒有配套規劃輸電通道、配套規劃靈活電源，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，可再生能源占比74%，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26%。

國家可再生能源中心依據電網企業提供的資料進行了初步統計，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%。

從2016、2017年數據看，可再生能源外送尤其是風光外送消納的總電量和比例有限，在外送通道中電量比例有一定提升但線路輸送電量仍以火電為主。技術是一方面因素，機制體制上需要突破和解決的問題更多。

（三）地方消納責任不清，可再生能源目標引導機制需要更強化的措施予以落實

地方在發展可再生能源方面責任不清，大部分西部和北部省區在發展可再生能源方面仍存在“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”地區的可再生能源發電充分擴大市場空間。

國家自2016年開始實施可再生能源目標引導制度，并按年度公布全國可再生能源電力發展監測評價報告，重點是各省（區、市）全部可再生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2016年其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，陜西非水可再生能源消納提升空間也應該很大。

（四）電力消納市場和機制沒有完全落實

電力體制改革已經邁開步伐，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可再生能源發展的需求。

水電的豐余枯缺特點和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，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，各地對接納可再生能源積極性不足。

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。

（五）促進消納的價格機制和其他經濟激勵機制的目的和作用參差不齊，亟需規范和完善

可再生能源發電定價方面，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。

如，風電電價水平調整雖然達到一定的下降幅度，但由于存在至少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投資水平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，如果不采取有效措施，2018年國內光伏發電市場將重現2017年的情況，將進一步加大消納難度，擴大補貼缺口。

近年來國家和地方通過市場化措施促進可再生能源本地和跨區消納，也取得了一定的效果，但從可再生能源開發企業角度，實際收益反而下降。如東北電力輔助服務，其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，但實際上可再生能源開發企業被迫降低收益。

一些省區實施了多種形式的市場化交易，大方向正確，但交易電量是在可再生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，如甘肅省2016年風光市場交易電量104億千瓦時，其中本地交易電量48億千瓦時，占本省非水可再生能源消納電量的36%。河北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。

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，可再生能源開發企業實際收益受損，進而增加了可再生能源電價補貼退坡的難度。

分布式發電市場化交易機制和試點需要落實實施。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，不足以反映實成本，二是如廣東增城，過網費僅僅在原有輸配電價基礎上降低0.02元/千瓦時，遠高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。

（六）電力系統靈活資源和調節能力未能充分挖掘和發揮作用，電力運行機制存在障礙因素

我國可再生能源資源富集地區的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。

第二，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”運行方式，缺乏丹麥等國家的熱電機組的先進調節技術，造成熱電機組調峰能力受限。

第三，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，擠占了可再生能源消納空間。

電力運行機制存在不適應可再生能源發展的因素：

第一，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。

第二，電網側集中預測預報系統并有效用于改善日內和實時等短期電力系統調度。

第三，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，可再生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（目前全部視為棄風棄光）。

第四，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，支持可再生能源并網消納的靈活負荷利用基本空白。

03

促進可再生能源消納的建議

（一）改革電力發展機制，按照系統優化轉型原則實行規劃建設、廠網建設統籌協調

建議按照系統優化轉型原則研究制定中長期電力和電網規劃。

著眼中長期可再生能源開發和消納需求，研究提出我國中長期電力需求、電源布局、電力流向方案，論證全國中長期電網發展技術路線，制定中長期電網布局規劃，強化電網戰略規劃的權威性和約束力，引導可再生能源開發布局和建設時序，發揮電網在能源資源配置中的基礎性作用，適應高滲透率分布式可再生能源發電及新型負荷的快速發展，加快城鎮配電網規劃建設和轉型升級。

優化發展可再生能源基地，合理開發東中部可再生能源。

優化“三北”和西南地區可再生能源基地布局和結構，在電力系統規劃的基礎上優先建設可再生能源電站，重點建設風光水互補運行基地，在有條件的地區積極發展光熱發電等可調節可再生能源電源。不再新建常規燃煤電站，燃煤電站或熱電聯產項目通過靈活性改造在2020年前達到國際先進水平，全面推行燃氣機組和燃煤自備電廠參與系統調峰。

在加強規劃引領、健全監管、市場競爭和退出補貼的基礎上，東中部地區以配電網下平衡消納為前置條件發展分布式可再生能源，建立完善便捷高效的東中部分布式可再生能源開發規劃、用地管理和建設運行監管制度。

控制煤電新增規模，嚴格控制常規煤電轉為熱電聯產。

在可再生能源資源富集地區適時研究火電封存和退出機制。在可再生能源棄電嚴重地區切實執行所有電源的停建、緩建。嚴格控制系統調峰困難地區現役純凝煤電機組供熱改造，滿足采暖需求的供熱改造項目應同步安裝蓄熱裝置，確保系統調峰安全。不允許新建工業項目配套建設自備燃煤熱電聯產項目。

（二）發揮電網關鍵平臺作用，提升可再生能源輸電能力和比重，優化電力系統調度運行

發揮現有跨省跨區輸電通道輸送能力，在滿足系統運行安全、受端地區用電需求的前提下，減少網絡冗余，提高線路運行效率和管理水平，對可再生能源電力實際輸送情況開展監測評估。

在進行一定周期的監測評估基礎上，明確可再生能源電力與煤電聯合外送輸電通道中可再生能源占總輸送電量的比重指標。優先建設以輸送可再生能源為主且受端地區具有消納市場空間的輸電通道。

優化電網調度運行，充分發揮跨省區聯絡線調劑作用，建立省際調峰資源和備用的共享機制，促進送端地區與受端地區調峰資源互劑。利用大數據、云計算、“互聯網+”等先進技術，建立電網側集中預測預報體系，加強電網調度機構與發電企業在可再生能源發電功率預測方面的銜接協同。

（三）將目標引導制度提升并落實為實施可再生能源電力配額制度

建議強化目標引導制度實施，落實地方責任。

根據全國非化石能源占一次能源消費比重到2020、2030年分別達到15%、20%的目標，對各地區可再生能源比重目標完成情況進行定期監測和評價。

根據《可再生能源法》、能源戰略和發展規劃、非化石能源比重目標，綜合考慮各省（自治區、直轄市）可再生能源資源、電力消費總量、跨省跨區電力輸送能力等因素，按年度確定公布各省級區域全社會用電量中的可再生能源電力消費量最低比重要求。

各類電力相關主體共同承擔可再生能源發展責任，各省級電網企業及其他地方電網企業、配售電企業（含社會資本投資的增量配電網企業、自備電廠）負責完成本供電區域內可再生能源電力配額，電力生產企業的發電裝機和年發電量構成應達到規定的可再生能源比重要求，建立與配額制度配套的可再生能源電力綠色證書及交易機制。

（四）完善電力市場機制，發揮區域電網消納空間大和可再生能源邊際成本低的優勢

建議強化落實可再生能源全額保障性收購制度，在最低保障性收購小時數以外的電量，積極開展各種形式的市場交易。電力交易中心應發揮大范圍優化資源配置的優勢，開展跨省區交易。建立跨省區調峰市場化機制。利用不同省區用電負荷、可再生能源發電的錯時特性，挖掘跨省區調峰潛力，提升可再生能源消納能力。

加快推進第一批電力現貨市場試點建設，實現調度運行和市場交易有機銜接，形成體現時間和位置特性的電能量商品價格，為市場主體提供反映市場供需和生產成本的價格信號，促進發揮風電、光伏發電和水電邊際發電成本優勢，同時激勵風電、光伏發電等根據市場價格信號提升自身調節能力，減輕系統調峰壓力。通過加大實施清潔能源供暖、電能替代、發揮需求響應資源優勢等，增加可再生能源就近消納電量。

（五）完善可再生能源電價和消納激勵機制

完善可再生能源發電價格形成機制，跟蹤成本變化，適時適度降低新建可再生能源發電項目補貼強度，對風電、光伏發電等實現規模化發展的可再生能源發電，擴大招標定價范圍和規模以及開展平價上網試點。

開展上網側峰谷分時電價試點和可再生能源就近消納輸配電價試點，鼓勵各類用戶消納可再生能源電量。建立與配額制度配套的可再生能源電力證書及交易機制。

完善可再生能源消納補償機制，在現貨電力市場完全建立前，合理界定輔助服務的范疇和要求，將輔助服務費用納入電網購電費用，或者作為電網系統平衡成本納入輸配電價中。對跨省跨區輸電工程開展成本監測和重新核定輸電價格，在發電計劃完全放開前，允許對超計劃增量送電輸電價格進行動態調整。