我国可再生能源“三弃”状况的现状、挖潜及未来解析

日前，记者从国家能源局了解到，今年前三季度，全国弃水、弃风、弃光局面有所好转，可再生能源电力整体消纳水平逐步提高。其中，弃风率同比下降6.7个百分点，弃光率同比下降4个百分点。

近年来，我国可再生能源产业在蓬勃发展的同时，一直备受弃水、弃风、弃光等问题的困扰，如何有效缓解弃水、弃风、弃光状况，关乎能源转型，更关乎人们赖以生存的碧水蓝天。本报记者多方采访获得前三季度“三弃”状况缓解所取得的各方经验，试图为新能源消纳带来有益的启示，并为探索电能清洁发展之路提供宝贵经验。

现状

前三季度“三弃”状况得到有效缓解

我国清洁能源发展呈现集中开发为主、分散式开发为辅、就地消纳和跨区输送并重的特点。我国目前电源结构性矛盾突出，系统调峰能力不足；新能源资源与用电负荷逆向分布；市场化机制尚不健全，省间壁垒难以根本消除等因素，都在不同程度上制约着新能源的消纳与发展。前三季度全国范围内的“三弃”状况有所好转，但清洁能源消纳难题仍然存在。

冬季的内蒙古通辽市晴空万里，寒风凛冽。在王恺眼中，这风是大自然的馈赠。正是有了源源不断的风，远处高大的白色风机才能转个不停，王恺的心里也能多一份安稳。

“风机转着，发电指标才能完成。”作为华能新能源蒙东分公司生产部的员工，王恺最担心的就是风机停摆。参加工作几年来，“弃风”这个词一直是王恺难以摆脱的困扰，“就风力发电而言，内蒙古拥有得天独厚的区位优势，全区风能技术可开发量占据全国50%以上。但风电场建了起来，风电却不知道如何消纳。区内消纳能力有限，电力外送通道紧缺，这些不利因素成了阻碍风电发展的主要原因。”

但在今年，王恺对内蒙古弃风状况的缓解充满信心。这一方面来源于国网内蒙古东部电力有限公司在赤峰、通辽等地开展的风电供暖试点工作，7家风电企业为92.9万平方米建筑供暖，整个供暖季可消纳风电5000万度。“另一方面，今年6月投产的500千伏升压站切切实实解决了开鲁地区风电基地的消纳问题，再加上扎鲁特—青州±800千伏特高压直流工程具备了送电条件，解决东北‘窝电’问题指日可待！”

王恺的感受，也在相关统计数据上得到体现：在国家能源局综合司11月14日发布的《关于2017年前三季度缓解弃水弃风弃光状况的通报》（以下简称《通报》）中，内蒙古风电的弃风率同比减少了7个百分点。

内蒙古弃风状况的改善并非个例。仔细翻阅《通报》，不难发现，今年前三季度，全国弃水、弃风、弃光的局面总体呈现出好转趋势。其中，弃水电量同比减少35亿度，弃风电量同比减少103亿度，弃光、弃风率分别同比下降6.7个百分点与4个百分点。

对此，国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧在接受本报记者采访时表示，“三弃”问题在前三季度的缓解，有赖于新能源新增装机容量的明显放缓、电力需求增长超出预期，以及新能源跨省跨区交易的大幅度增加，“今年前三季度，电网的市场平台功能得到充分发挥，北京电力交易中心完成新能源省间交易电量375亿度，同比增长43.5%。”她说。

然而，可再生能源消纳状况有所好转，并不意味着我国能源转型的道路畅通无阻。以风电、光伏发电为代表的新能源产业为例：截至今年9月底，我国风电、光伏发电并网容量分别达到1.57亿千瓦、1.2亿千瓦；今年前三季度风电、光伏的发电量也分别达到2128亿度、857亿度。然而在新能源产业蓬勃发展的背后，长期存在的弃风、弃光问题不容忽视：据国家能源局公布的数据显示，今年前三季度，我国弃风、弃光电量分别为295.5亿度、51亿度。

综合来看，我国清洁能源发展呈现集中开发为主、分散式开发为辅、就地消纳和跨区输送并重的特点。在李琼慧看来，我国目前电源结构性矛盾突出，系统调峰能力不足；新能源资源与用电负荷逆向分布；市场化机制尚不健全，省间壁垒难以根本消除等因素，都在不同程度上制约着新能源的消纳与发展。

今年3月，全国两会政府工作报告提出，要抓紧解决机制和技术问题，优先保障清洁能源发电上网，有效缓解弃水、弃风、弃光状况。经过几个月的努力，虽然前三季度全国范围内的“三弃”状况有所好转，但清洁能源消纳难题仍然存在。

就目前而言，冬季是风电、光伏发电消纳利用难度最大的时期。面对局部地区弃风、弃光反弹的压力及西南水电的消纳困难，国家能源局要求各级能源管理部门和电网企业全力以赴，采取有效措施，2017年各地区均要努力实现可再生能源弃电量和弃电率的“双降”。

挖潜

国家电网跨省跨区输电规模将达2.5亿千瓦

今年1月至10月，国家电网公司经营区域内，消纳风电、太阳能发电分别同比增长26.2%和77.8%，弃风、弃光电量同比下降18.1%，弃风、弃光率下降6.2个百分点。未来，国家电网公司将着力构建特高压直流“西电东送”大通道和特高压交流“三华”受端同步电网，依托大电网构建大市场，推动西南水电、西部北部新能源集约规模开发，到2020年使国家电网接入清洁能源装机能力达到5.5亿千瓦，跨省跨区输电规模达到2.5亿千瓦。

根据国家发改委去年年底发布的《可再生能源发展“十三五”规划》，到2020年，我国可再生能源发电装机将达到6.8亿千瓦，发电量1.9亿度，占全部发电量的27%。面对可再生能源持续不断的增长趋势，进一步解决弃水、弃风、弃光问题，已经成为各级政府、电网企业、发电企业的一项重点工作。

对此，国家电网公司在今年年初，围绕电力市场交易、外送通道建设、调峰能力建设、市场机制研究等工作，提出进一步促进新能源消纳的20项具体措施。如今，这些措施已经初见成效。

在太阳能资源丰富的青海省，光伏发电的累计并网容量已经达到785万千瓦，今年前三季度，青海电网光伏发电量达82亿度，与新疆并居全国第二。面对新能源的消纳压力，国网青海省电力公司首先采取的措施，便是在省内寻找渠道，促进新能源发电的省内消纳。

11月24日，当记者在青海省盐湖化工有限公司(以下简称“盐湖化工”)见到该公司电热厂厂长王峰林时，他为记者算了一笔账：今年1至11月，盐湖化工一期5万千瓦自备发电机组一直处于停运状态，通过省内直接电力交易，公司共计购电5.15亿度，节省电费7033万元，相当于每度电节省电费近0.14元。

“今年以来，我们通过自备电厂关停置换的方式促进新能源在青海省内的消纳，同时分三个批次组织了双边交易、集中竞价交易，涉及全省电解铝、铁合金等九个行业的重点用电企业，共有213家发电企业、54家电力用户参与交易，成交电量232亿度，占用户全年用电量的近40%。”青海省电力交易中心有限公司交易处副处长温振江告诉记者。

这样的尝试最大限度地挖掘了清洁能源在青海省内的消纳渠道，有效缓解了青海电网的新能源消纳压力。据国家能源局统计数据显示，今年前三季度，青海全省弃光电量4.8亿度，弃光率为5.5%，同比下降2.8个百分点。

但是，从全国范围内看，西北、西南等清洁能源富裕地区的经济社会发展水平，与中东部地区相比，尚存在较大差距，这也意味着清洁能源生产地的电力消费能力十分有限。因此，要实现清洁能源的充分利用，仍然需要利用大电网、构建大市场，在更大范围内优化清洁能源资源配置。

就在今年6月，酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程成功投运。这条连接甘肃、湖南两省，长达2383公里的输电线路，不光标志着湖南走进了特高压时代，也为酒泉地区千万千瓦级风电基地提供了一条稳定的消纳渠道。据了解，酒泉—湖南特高压工程每年可向湖南输送电能400亿度，相当于6个长沙电厂的年发电量，可满足湖南电网全年四分之一的用电需求。

如今，在国家电网公司经营范围内，共运行着“八交八直”16条特高压线路。这些线路如同清洁能源的搬运工，源源不断地将西北、西南、东北地区的清洁电能运往中东部负荷中心，为清洁能源跨省跨区外送提供了强有力的网架支持。

据了解，今年1月至10月，国家电网公司经营区域内，消纳风电、太阳能发电分别同比增长26.2%和77.8%，弃风、弃光电量同比下降18.1%，弃风、弃光率下降6.2个百分点。未来，国家电网公司将着力构建特高压直流“西电东送”大通道和特高压交流“三华”受端同步电网，依托大电网构建大市场，推动西南水电、西部北部新能源集约规模开发，到2020年使国家电网接入清洁能源装机能力达到5.5亿千瓦，跨省跨区输电规模达到2.5亿千瓦。

未来

能源消纳期待更多激励政策

未来，国家将根据相关发展目标，结合各省实际情况，按年度确定各省级区域全社会用电量中可再生能源电力消费量最低比重指标，并完善可再生能源电力绿色证书及交易机制，形成促进可再生能源电力生产和消费的新发展模式。

从温振江口中，记者还了解到青海电网促进清洁能源消纳的另外一项亮点举措：“我们在促进清洁能源本地消纳的基础上，努力寻找省外市场，推动清洁能源跨省跨区交易。今年3月，国网青海电力促请青海省政府分别与江苏、湖北省政府签订了5亿度外送电量框架协议。”

“通过电力交易平台，青海电网借助灵绍和灵宝两条直流通道，将富余光伏等新能源电量外送至江苏和湖北。”温振江告诉记者，电力外送的时间集中在每天上午9点至下午5点，是青海光伏发电时段，送出的主要是调峰受阻电量。

这样的电力交易一方面提升了青海电网光伏发电的利用小时数，有效控制了弃光率，另一方面也有效缓解了江苏、湖北两省在高峰时段的用电压力。截至11月底，青海累计外送江苏和湖北电量分别为6.56亿度和3.35亿度。“这也就意味着从3月到11月，平均每月有超过1亿度清洁能源电量外送至江苏、湖北两省。”温振江解释道。

青海电网在电力交易方面的尝试也与国家解决“三弃”问题的思路不谋而合。就在《通报》发布的前一天，11月13日，国家发改委、国家能源局发布《解决弃水弃风弃光问题实施方案》(以下简称《方案》)，其中便提到了推进可再生能源电力参与市场化交易、加快电力市场建设步伐等具体举措。

目前，我国电力市场化交易机制尚不健全，新能源跨省跨区消纳过程中存在的省间壁垒难以消除。

“在我国，电力长期以来按省域平衡，风电等新能源以就地消纳为主，缺乏跨省跨区消纳政策和电价机制。特别是面对电力供大于求，常规电源电力跨省跨区消纳尚存壁垒，新能源由于没有配套的国家计划，加之出力具有随机性等问题，跨省跨区消纳的壁垒更加突出。”李琼慧认为，打破省间壁垒，让新能源消纳回归市场，建立电力交易市场化机制，是解决当前“三弃”问题的关键所在。

在这一方面，《方案》提出要充分挖掘跨省跨区输电通道的输送能力，将送端地区解决弃水、弃风、弃光问题与受端地区压减燃煤消费相衔接，扩大跨区跨省消纳可持续能源电力现货交易。下一步，还将围绕日内分时电价形成机制，启动南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等第一批电力现货市场试点，逐步构建中长期交易与现货市场相结合的电力市场体系。

此外，在电力市场建设步伐不断加快的背景下，《方案》中“实行可再生能源电力配额制”的举措也得到了业内人士的广泛关注，被看成是此次《方案》的一大亮点。

在李琼慧看来，配额制的实行，是除固定上网电价外，国家在促进可再生能源消纳方面采取的又一项激励政策，“这意味着国家在可再生能源消纳激励政策方面发生了重大转变。”她说。

未来，国家将根据相关发展目标，结合各省实际情况，按年度确定各省级区域全社会用电量中可再生能源电力消费量最低比重指标，并完善可再生能源电力绿色证书及交易机制，形成促进可再生能源电力生产和消费的新发展模式。