朱 敏

近年來，我國新能源發(fā)展迅速，光伏和風(fēng)電裝機(jī)已經(jīng)雙雙位居世界首位。但新能源快速發(fā)展同時(shí)，消納問題日益凸顯，棄風(fēng)、棄光甚至棄核現(xiàn)象嚴(yán)重。2016年全國棄風(fēng)和棄光電量分別達(dá)到497億千瓦時(shí)和74億千瓦時(shí)，較上年分別增加了46.6%和85%；核電總計(jì)損失電量462億千瓦時(shí)，棄核率達(dá)19%，相當(dāng)于近7臺(tái)核電機(jī)組全年停運(yùn)。2017年，棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象有所好轉(zhuǎn)，但仍然不容樂觀。2017年棄風(fēng)電量419億千瓦時(shí)，棄光電量73億千瓦時(shí)，盡管同比增速有所下降，但棄風(fēng)率和棄光率依然達(dá)到12%和6%。深入分析我國新能源消納困難的成因，系統(tǒng)規(guī)劃和發(fā)展戰(zhàn)略失誤、市場(chǎng)機(jī)制及價(jià)格信號(hào)缺失、電力運(yùn)行調(diào)度機(jī)制存在障礙等人為因素仍是“罪魁禍?zhǔn)住?，因此，亟需完善新能源發(fā)展規(guī)劃和加快推進(jìn)電力體制改革。

新能源系統(tǒng)規(guī)劃和發(fā)展戰(zhàn)略失誤

雖然我國制定了多個(gè)新能源、可再生能源以及風(fēng)電、太陽能等專項(xiàng)規(guī)劃，也提出了明確的發(fā)展戰(zhàn)略導(dǎo)向，但從實(shí)踐看，依然存在較多問題及失誤：

首先，規(guī)劃目標(biāo)與實(shí)際偏差較大。電力規(guī)劃的系統(tǒng)性和指導(dǎo)作用偏弱化，以前規(guī)劃中提出的風(fēng)電2.1億千瓦、光伏1.05億千瓦的發(fā)展規(guī)模，既遠(yuǎn)低于實(shí)際發(fā)展規(guī)模和可能發(fā)展?jié)摿Γ驳陀凇犊稍偕茉窗l(fā)展“十三五”規(guī)劃實(shí)施的指導(dǎo)意見》中提出的建設(shè)規(guī)模。規(guī)模偏差一方面導(dǎo)致風(fēng)光開發(fā)布局失衡的情況，另一方面配合消納風(fēng)光的其他網(wǎng)源建設(shè)和輸送通道仍按照原來的規(guī)劃安排，加劇消納困難和矛盾。

其次，發(fā)展戰(zhàn)略導(dǎo)向失誤。從新能源項(xiàng)目建設(shè)布局看，“十一五”“十二五”期間國家和開發(fā)企業(yè)均偏重資源優(yōu)勢(shì)和集中開發(fā)模式，而加上風(fēng)光等資源開發(fā)與電力負(fù)荷明顯逆向分布的特點(diǎn)，造成2015年前后限電問題的凸顯和集中爆發(fā)。自“十二五”后半段，有關(guān)部門將風(fēng)光開發(fā)重點(diǎn)轉(zhuǎn)為分布式，無論是集中電站還是分布式發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)，都將消納尤其是就近利用放在第一位，但之前集中建設(shè)帶來的問題難以即刻緩解。2017年，“三北”地區(qū)風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)和年發(fā)電量占比分別達(dá)到74%和73%，光伏發(fā)電占比分別為58%和66%。

再次，新能源外送通道規(guī)劃建設(shè)不足。能源規(guī)劃沒有配套規(guī)劃輸電通道、配套規(guī)劃靈活電源，最終造成并網(wǎng)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(shí)，其中5條純輸送水電線路輸送電量1603億千瓦時(shí)，3條純輸送火電線路輸送電量253億千瓦時(shí)，3條風(fēng)火打捆輸送為主線路輸送電量478億千瓦時(shí)，風(fēng)光電量為124億千瓦時(shí)，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(shí)，其中純送水電線路6條，純送火電線路3條，3條風(fēng)火打捆輸送為主線路風(fēng)光電量在總輸送電量中占比約36%，外輸電量?jī)H為“三北”地區(qū)風(fēng)光上網(wǎng)電量約8%。新能源外送尤其是風(fēng)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(chǎn)能過剩嚴(yán)重。

2017年煤電等化石能源新增裝機(jī)超過4300萬千瓦，在全社會(huì)用電量增速為6.6%的情況下，火電利用小時(shí)數(shù)4209小時(shí)，同比增加23小時(shí)，增長(zhǎng)0.5%。煤電新增裝機(jī)超過新增電力負(fù)荷和用電量需要，而且在電力結(jié)構(gòu)調(diào)整和市場(chǎng)化進(jìn)程中其定位和運(yùn)行方式需要加快調(diào)整，無法延續(xù)原有模式運(yùn)行，否則電力清潔低碳轉(zhuǎn)型將成為空話。

市場(chǎng)機(jī)制及價(jià)格信號(hào)缺失

我國電力體制改革已經(jīng)歷較長(zhǎng)時(shí)期，但計(jì)劃電量、固定價(jià)格、分級(jí)市場(chǎng)、電網(wǎng)壟斷等為特征的體系近期仍占據(jù)一定地位，這樣的機(jī)制難以適應(yīng)新能源發(fā)展的需求，尤其是促進(jìn)新能源消納的價(jià)格機(jī)制很不完善，價(jià)格引導(dǎo)信號(hào)缺失，亟需規(guī)范和完善。

首先，電力市場(chǎng)發(fā)育不足。

風(fēng)光的波動(dòng)性導(dǎo)致在現(xiàn)有機(jī)制框架下，僅靠本地運(yùn)行調(diào)度優(yōu)化已經(jīng)不能解決市場(chǎng)消納問題，需依賴更大范圍市場(chǎng)消納。而目前電力運(yùn)行管理總體是以省為實(shí)體進(jìn)行管理，同時(shí)跨省跨區(qū)輸送未納入國家能源戰(zhàn)略制定的長(zhǎng)期跨地區(qū)送受電計(jì)劃，各地對(duì)接納新能源積極性不足。電力中長(zhǎng)期交易、現(xiàn)貨市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)等市場(chǎng)機(jī)制有待完善，我國已確定了清潔能源優(yōu)先發(fā)電制度和市場(chǎng)化交易機(jī)制，但真正落實(shí)尚有距離。此外，目前電網(wǎng)企業(yè)既擁有獨(dú)家買賣電的特權(quán)，又通過下屬的電力調(diào)度機(jī)構(gòu)直接組織和協(xié)調(diào)電力系統(tǒng)運(yùn)行，擁有電網(wǎng)所有權(quán)和經(jīng)營、輸電權(quán)，不利于市場(chǎng)主體自由公平交易。

其次，電價(jià)補(bǔ)貼退坡滯后。新能源發(fā)電定價(jià)方面，風(fēng)光等標(biāo)桿電價(jià)進(jìn)入電價(jià)補(bǔ)貼退坡軌道，但實(shí)際退坡的幅度滯后于產(chǎn)業(yè)發(fā)展形勢(shì)和成本下降，尤其是與國際招標(biāo)電價(jià)和國內(nèi)光伏領(lǐng)跑招標(biāo)電價(jià)等相比，更是拉開較大差距。風(fēng)電由于存在至少兩年的建設(shè)寬限期，新并網(wǎng)風(fēng)電項(xiàng)目的實(shí)際電價(jià)下降幅度有限，2017年新并網(wǎng)項(xiàng)目的度電補(bǔ)貼仍接近0.2元/千瓦時(shí)。分布式光伏的度電補(bǔ)貼在2013—2018年5年的時(shí)間內(nèi)僅降低0.05元/千瓦時(shí)，相當(dāng)于總收益降低5%左右，而同期光伏發(fā)電系統(tǒng)成本降低了1/3以上。較高的賬面投資回報(bào)率加上希望搶到高電價(jià)的意愿，刺激企業(yè)迅速投資集中光伏電站和分布式光伏，爭(zhēng)指標(biāo)，拿項(xiàng)目，搶并網(wǎng)，進(jìn)一步加大消納難度，擴(kuò)大補(bǔ)貼缺口。

再次，價(jià)格引導(dǎo)信號(hào)缺失。一些省區(qū)實(shí)施了多種形式的市場(chǎng)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(shí)數(shù)以內(nèi)的部分，且交易電價(jià)可能低至每千瓦時(shí)幾分錢，如河北2017年以棄風(fēng)電量進(jìn)行清潔能源供暖，風(fēng)電購電價(jià)僅為0.05元/千瓦時(shí)。電力輔助服務(wù)成本本應(yīng)納入電網(wǎng)購電費(fèi)用，或者作為電網(wǎng)系統(tǒng)平衡成本納入輸配電價(jià)中，但實(shí)際上新能源開發(fā)企業(yè)被迫降低收益。這些方式名為市場(chǎng)化交易，但實(shí)際價(jià)格主要為地方協(xié)調(diào)或主導(dǎo)電價(jià)，新能源開發(fā)企業(yè)實(shí)際收益受損。

最后，輸配電價(jià)不合理。2017

年11月，國家發(fā)展改革委啟動(dòng)了分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易機(jī)制試點(diǎn)，其中“過網(wǎng)費(fèi)”需要依據(jù)國家輸配電價(jià)改革有關(guān)規(guī)定制定。政策中明確“過網(wǎng)費(fèi)”應(yīng)考慮分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易雙方所占用的電網(wǎng)資產(chǎn)、電壓等級(jí)和電氣距離等，但實(shí)際操作中出現(xiàn)兩種相對(duì)極端的情況，一是按照文件規(guī)定直接相減，許多地方的過網(wǎng)費(fèi)僅0.015-0.05元/千瓦時(shí)，不足以反映真實(shí)成本，二是如廣東增城，過網(wǎng)費(fèi)僅僅在原有輸配電價(jià)基礎(chǔ)上降低0.02元/千瓦時(shí)，遠(yuǎn)低于成本且分布式發(fā)電在越低電壓等級(jí)配電網(wǎng)范圍內(nèi)發(fā)電和消納。過網(wǎng)費(fèi)越高，與實(shí)際成本趨勢(shì)相反，比價(jià)關(guān)系不合理，沒有解決之前分布式發(fā)電輸配電價(jià)的公平性問題。

電力運(yùn)行調(diào)度機(jī)制存在障礙

電力運(yùn)行調(diào)度機(jī)制存在的障礙主要體現(xiàn)在以下幾個(gè)方面：

首先，靈活調(diào)節(jié)電源比重過低。我國新能源資源富集地區(qū)具有調(diào)節(jié)性能的水電、抽水蓄能和燃?xì)怆娬镜褥`活電源比重不足，系統(tǒng)靈活性不足。如“三北”地區(qū)抽水蓄能、燃?xì)怆娬镜褥`活調(diào)節(jié)電源比重不足2%，特別是冬季由于供熱機(jī)組比重大，調(diào)峰能力十分有限。受設(shè)計(jì)、煤電電價(jià)機(jī)制等因素影響，我國燃煤機(jī)組最大調(diào)峰幅度普遍設(shè)定為50%。規(guī)程規(guī)范中常規(guī)機(jī)組的最小負(fù)荷和爬坡率指標(biāo)已經(jīng)落后于機(jī)組實(shí)際技術(shù)水平，也遠(yuǎn)遠(yuǎn)落后于丹麥、德國等領(lǐng)先國家水平，特別是“三北”地區(qū)多為供熱機(jī)組，在冬季采取傳統(tǒng)“以熱定電”運(yùn)行方式，缺乏丹麥等國家熱電機(jī)組的先進(jìn)調(diào)節(jié)技術(shù)，造成熱電機(jī)組調(diào)峰能力受限。此外，國內(nèi)企業(yè)自備電廠裝機(jī)上億千瓦，這些自備電廠基本不參與電網(wǎng)調(diào)峰，甚至加大系統(tǒng)調(diào)峰壓力，擠占了新能源消納空間。

其次，新能源目標(biāo)引導(dǎo)機(jī)制缺乏實(shí)質(zhì)約束力。地方在消納新能源方面責(zé)任不清，大部分西部和北部省區(qū)在發(fā)展新能源方面仍存在“重發(fā)、輕網(wǎng)、不管用”的問題，大部分東中部省市仍然以當(dāng)?shù)鼗痣姙橹?，沒有為輸入西南和“三北”地區(qū)的新能源發(fā)電充分?jǐn)U大市場(chǎng)空間。國家自2016年開始實(shí)施新能源目標(biāo)引導(dǎo)制度，并按年度公布全國新能源電力發(fā)展監(jiān)測(cè)評(píng)價(jià)報(bào)告，重點(diǎn)是各?。▍^(qū)、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(dǎo)制度，而非約束性機(jī)制，也沒有配套獎(jiǎng)懲措施，缺乏實(shí)質(zhì)約束力。如陜西2016年非水可再生能源消納占比僅為3.8%，距2020年的引導(dǎo)性目標(biāo)差距為6.2個(gè)百分點(diǎn)，而西北電網(wǎng)內(nèi)部聯(lián)絡(luò)網(wǎng)架較強(qiáng)，且甘肅和新疆大量棄風(fēng)棄光，僅靠西北電網(wǎng)內(nèi)部打破省間壁壘，陜西新能源消納提升空間也應(yīng)該很大。

再次，電力運(yùn)行機(jī)制不適應(yīng)新能源發(fā)展。風(fēng)電、光伏發(fā)電大規(guī)模消納需要火電、水電等常規(guī)機(jī)組提供大量調(diào)峰、調(diào)壓、備用等輔助服務(wù)，但目前尚未建立合理的利益調(diào)整機(jī)制，新能源電力參與電力系統(tǒng)調(diào)峰服務(wù)的機(jī)制、權(quán)責(zé)和貢獻(xiàn)認(rèn)定及補(bǔ)償機(jī)制不清。電網(wǎng)調(diào)度機(jī)構(gòu)主要以年、月、周、日為周期制定電力運(yùn)行計(jì)劃，優(yōu)化日前、日內(nèi)和實(shí)時(shí)調(diào)度運(yùn)行的潛力還沒有充分挖掘，而風(fēng)電、光伏大規(guī)模接入，極大增加了日內(nèi)調(diào)度計(jì)劃調(diào)整的頻度和工作量，需要優(yōu)化調(diào)度運(yùn)行、提高風(fēng)光消納的技術(shù)手段和管理措施。我國電力用戶參與需求響應(yīng)仍處于試點(diǎn)階段，改善電網(wǎng)負(fù)荷特性、增加負(fù)荷側(cè)調(diào)峰能力的市場(chǎng)潛力還沒有得到挖掘，支持新能源并網(wǎng)消納的靈活負(fù)荷利用基本空白。

對(duì)癥下藥，優(yōu)化新能源布局和加快推進(jìn)電力體制改革

新能源消納問題反映了我國現(xiàn)行電力規(guī)劃、體制機(jī)制和調(diào)度運(yùn)行模式越來越不適應(yīng)其發(fā)展，亟需對(duì)癥下藥，完善新能源發(fā)展規(guī)劃和加快推進(jìn)電力體制改革。

首先，要進(jìn)一步優(yōu)化布局。

在棄風(fēng)、棄光嚴(yán)重地區(qū)，應(yīng)該立刻停止上馬新的風(fēng)電、光伏等新能源項(xiàng)目；引導(dǎo)風(fēng)電、光伏向南發(fā)展，靠近需求端。《可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》已經(jīng)明確提出，鼓勵(lì)發(fā)展分布式光伏并支持在中東部地區(qū)建設(shè)微風(fēng)風(fēng)電和海上風(fēng)電項(xiàng)目。這些舉措一方面能夠保持中國新能源產(chǎn)業(yè)穩(wěn)定發(fā)展，另一方面化解消納難題。對(duì)于西北、華北、東北“三北”等當(dāng)前嚴(yán)重棄風(fēng)、棄光的地區(qū)，在停止新建項(xiàng)目的同時(shí)，應(yīng)當(dāng)加快新能源電力外送通道和抽水蓄能等配套調(diào)峰能力建設(shè)，同時(shí)引導(dǎo)部分能耗較高的產(chǎn)業(yè)配套布局，促進(jìn)新能源本地消納。

其次，優(yōu)化電力系統(tǒng)調(diào)度運(yùn)行。制定保障新能源優(yōu)先發(fā)電的實(shí)施細(xì)則，統(tǒng)籌水電流域綜合監(jiān)測(cè)和梯級(jí)聯(lián)合優(yōu)化運(yùn)行，發(fā)揮電力系統(tǒng)的靈活性和大電網(wǎng)的統(tǒng)籌協(xié)調(diào)作用。配套相關(guān)可再生能源并網(wǎng)運(yùn)行和優(yōu)先調(diào)度管理辦法，在年度發(fā)電量計(jì)劃中優(yōu)先考慮可再生能源發(fā)電量計(jì)劃，為風(fēng)電等可再生能源留出足夠的消納空間。同時(shí)，盡快建立約束制度和監(jiān)管機(jī)制，加大對(duì)可再生能源電力并網(wǎng)運(yùn)行和全額保障性收購監(jiān)管力度。

最后，加快構(gòu)建全國統(tǒng)一電力市場(chǎng)。建立有利于打破省間壁壘、促進(jìn)新能源跨區(qū)跨省消納的電價(jià)機(jī)制和清潔能源配額制度，下達(dá)各省清潔能源消費(fèi)比重硬指標(biāo)。建議通過強(qiáng)制義務(wù)將國務(wù)院確定的非化石能源發(fā)展目標(biāo)分解到各級(jí)政府、電網(wǎng)公司和發(fā)電企業(yè)，并將其作為強(qiáng)制性考核目標(biāo)，才能有效明確發(fā)展責(zé)任，最終達(dá)成目標(biāo)、兌現(xiàn)承諾。建議國家能源主管部門逐步由目標(biāo)引導(dǎo)制過渡到強(qiáng)制性配額制，盡快出臺(tái)綠證交易實(shí)施細(xì)則，結(jié)合可再生能源配額制考核要求，加快推動(dòng)綠證交易進(jìn)程，推動(dòng)電力市場(chǎng)化交易。