中國棄風棄光問題原因分析及對策與建議

李新航 饒淑玲

1北京天潤新能投資有限公司

2中國社會科學院大學（研究生院）

0 棄風棄光現狀概述

截至2018年底，中國風電、光伏累計裝機容量分別達到了184GW和174．63GW，合計約占國內全部裝機容量9%[1]。風電、光伏對電力系統滲透率不斷提高，同時，出現了風電、光伏發電送出和消納困難的問題。提升可再生能源利用率、降低棄風、棄光率已引起社會高度關注。

近年來，為了解決可再生能源消納問題，國家發展改革委和國家能源局等部門先后采取了一系列措施，取得了顯著效果。2018年，可再生能源消納持續顯著好轉，去年全國平均水能利用率達到95%以上，風電利用率達到93%，同比提高5%，光伏利用率達到97%，同比提高2．8%[1][2]。

我國解決可再生能源消納問題雖成效顯著，但從棄風、棄光總量看，仍超過200億kwh的基數，超過某些國家大半年的全國用電量。

1 中國棄風棄光問題的原因分析

經綜合分析，棄風、棄光的客觀原因體現在電源、電網、負荷三個系統要素上，深層次的矛盾是涉及多方的利益博弈。

1.1 電源、電網、負荷的客觀限制因素

在電源方面，風、光優質資源主要分布在“三北”地區，新能源裝機容量較大。目前，“三北”地區電源結構依舊是煤電占主導地位。區域內大部分地區經濟欠發達，消納能力有限，導致了棄風、棄光的發生。采暖季供熱機組“以熱定電”運行，導致系統調峰能力下降，限制了風電、光伏的消納需求。部分地區大型電力用戶自備燃煤電廠，裝機規模較大，不承擔電力調峰責任，也限制了風電、光伏電量在區域內的消納。

在電網方面，我國資源與負荷呈逆向分布的特征。電力的長距離輸送是唯一的選擇，而長距離輸電又離不開特高壓電網。但是，“三北”地區已建成的特高壓電網主要以煤電輸送為主，部分特高壓通道因網源規劃不協調、受納電網不積極等因素影響只能低負荷運行，輸電通道與聯網通道的調峰互濟能力遠遠沒有充分發揮，對于風電、光伏消納的促進作用十分有限。此外，電力系統現有機制也不能滿足可再生能源消納需求。目前，電力運行調度依舊延續傳統的計劃方式，火電年度發電量計劃為剛性計劃。發電計劃由政府經濟主管部門在年初即已制定并下發，電網只能在年度、月度、日前發電計劃的框架下做局部優化，調整的空間小、靈活性低，無法保障可再生能源電力優先上網。

在負荷方面，伴隨經濟結構的調整，新增用電需求緩慢，電網負荷峰谷差呈現加大趨勢，要求電力系統具備更高的靈活性，不利于可再生能源電量的消納，電力需求側管理有待進一步加強。

1.2 深層次的利益博弈

目前，中國電力市場還沒有形成市場化的解決機制，利益壁壘尚未消除，電力改革任重道遠[3][4]。棄風、棄光也反映出我國電力市場中，主導電源煤電與可再生能源、地方利益與部門利益、省際利益等諸多深層次的利益博弈。

對煤電企業而言，近年來年利用小時數不斷降低，電煤成本增大，加之支付治理大氣污染的環保費用，企業經營十分困難，已出現煤電企業破產清算的情形。如讓出火電上網電量空間，無疑是自掘墳墓。而存量煤電實施靈活性改造，為清潔能源調峰，對處于距退役較遠的煤電企業來說，既需要大額投資又有可能影響自身的發電量，自然缺乏主動性。

對電網企業而言，收購風電、光伏的價格與煤電相同，而火電有剛性計劃的要求，若優先調度風電和光伏發電，可能會增加系統的安全風險，在缺失硬性要求的前提下，缺乏優先消納清潔能源電量的主動性。

對各級地方政府而言，火電建設投資非常大，對于地方GDP的拉動、促進就業方面效應十分明顯。尤其2014年底，火電項目審批權由國家發展改革委下放到省一級政府，地方由此紛紛上馬大量的煤電建設和擴容項目。在我國經濟進入新常態的情況下，全社會用電量處于中低速增長，電力新增需求急劇下降，電源總體裝機容量卻保持較高速度的增長。火電新增裝機容量遠遠高于風電、光伏新增裝機容量。煤電產能的發展過快，進一步加劇了電力產能過剩，也進一步加大了傳統能源發電與可再生能源電力爭奪市場的空間。

此外，對受納端的地方政府而言，省內煤電價格低于外省清潔能源價格，而且優先消納本省煤電還可以增加當地的財政收入。尤其在產煤大省，煤電還能帶動產業鏈上下游的發展，化解自身煤炭產能過剩的局面，對消納外省乃至區域外的可再生能源缺乏興趣，有的地區甚至為了保護火電的利益出現風電收益補貼火電的情形。

2 可再生能源消納政策實施面臨的問題

針對大規模的棄風、棄光，以及中國西南區域的棄水問題，國家能源局自2016年起先后下發了《關于建立監測預警機制促進風電產業持續健康發展的通知》《解決棄水棄風棄光問題實施方案》《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》等專項文件。棄風、棄光現象雖然得到了明顯的緩解，但因相關專項文件沒有對可再生能源電力消納實行約束性的要求，也沒有形成可再生能源消納的保障性機制，仍存在反彈的可能性。

2019年5月，國家發展改革委和能源局聯合印發《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》（以下簡稱《通知》），正式建立了可再生能源電力配額制，并最終定名為“可再生能源電力消納保障機制”，明確在各省級區域用電量中可再生能源電力消費量最低比重指標和激勵指標的硬性要求。《通知》強調由供/售電企業和電力用戶協同承擔消納責任，并出臺相應考核、懲戒措施，全力推進保障機制落地。《通知》要求自2020年1月1日起，全面進行監測評價和正式考核，消納保障機制的實施效果有待進一步的觀察。

在可再生能源上網電價方面，風電、光伏指導電價逐年下調，補貼逐步減少。根據國家發展改革委2019年最新發布的《關于完善風電上網電價政策的通知》，2020年新核準風電最低指導電價在部分地區已低于當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫銷、除塵電價）。目前，風電最低上網電價已出現低于當地燃煤機組標桿上網電價的情形。

在促進可再生能源消納的同時，國家發展改革委和能源局陸續出臺了化解煤電產能過剩的相關政策。2016年3月，國家發展改革委和能源局先后印發《關于促進我國煤電有序發展的通知》《關于建立煤電規劃建設風險預警機制暨發布2019年煤電規劃建設風險的通知》《關于進一步做好煤電行業淘汰落后產能工作的通知》，對煤電的瘋狂擴張出臺了“急剎車”的限制政策。但有關數據表明，“急剎車”文件發布之后的兩個月內，全國范圍仍有1 550萬kw煤電項目開工建設、1 500萬kw煤電項目環評得到受理，說明“緩核緩建”政策在實際落實中存在滯后效應。此后，國家能源局于2016年8月下發《進一步規范電力項目建設秩序的通知》，明確對于存在違規開工建設且拒不停工、不接受相關部門處理等違規行為的電力項目,主管部門可視情況對項目單位實施限批新建電力項目、開展自用及外送煤電項目優選工作時不予考慮等措施,銀行及金融機構也應依法停止貸款支持。2017年07月26日，國家發展改革委、國家能源局等16部委聯合印發了《關于推進供給側結構性改革，防范化解煤電產能過剩風險的意見》，為煤電行業防范化解產能過剩風險、轉型升級發展提供了行動指南。自2016至2018年，火電裝機容量增速為5．51%、4．3%和3%[5]，預計2019年煤電新增裝機容量仍將保持低速增長，煤電調控“急剎車”的短期調控效果得到顯現，但是煤電產能過剩的形勢依然嚴峻。經測算，“十三五”末煤電總裝機容量達到規劃目標后，至2030年，國內基本上無需再新增任何煤電裝機即可滿足全社會用電需求。

3 進一步解決棄風棄光問題的對策建議

3.1 深刻認識能源綠色轉型的趨勢

從電源的長期發展看，提升可再生能源在能源供給中的比例，不僅是時代的要求，也是國家實現可持續發展的必然要求。能源綠色低碳化的發展趨勢不以人的意志為轉移。我國能源的綠色轉型正在加速推進。能源綠色轉型的核心是能源供應主體的轉變，也即意味著煤電等傳統能源供給方式必然逐步退場。綜合考慮中國資源稟賦、歷史條件等因素，在未來十年乃至二十年內，煤電依舊是我國電力供給的主導電源。在可再生能源逐步實現平價上網的背景下，煤電不應成為能源未來發展的主要方向。但是，在我們系統謀劃能源轉型時，行業內并沒有做好煤電需要盡早進入平臺期、去產能階段的心理準備，甚至為了維護自身的利益進行抵觸。一般觀點認為，我國煤電裝機容量應在2030年達峰，之后進入發展平臺期并逐步去產能[6]。但在經濟新常態的情況下，煤電發展應做好階段性的進入發展平臺期的心理準備。

3.2 持續推進電力體制機制改革

加快電力市場改革，從計劃體制向市場機制過渡是解決棄風、棄光問題的根本辦法。建立由市場決定的價格機制，構建中長期交易為主、現貨交易為輔的完整電力市場體系，以準確的價格信號解決市場化資源配置不充分問題。擴大交易主體覆蓋范圍，允許清潔能源以資產組合等方式在較大范圍內與大用戶、自備電廠負荷等主體簽訂中長期交易合約。全面推進輔助服務的市場機制建設，在深挖系統運行靈活性，保障可再生能源并網同時，從利益機制上促進煤電的轉型，為煤電靈活性改造和戰略備用型機組塑造市場環境。市場機制的改革創新，促進煤電轉變角色并適應新的定位，不僅增強了可再生能源發展與傳統化石能源高效利用之間的互補性，也為可再生能源發展鋪平道路。

3.3 嚴格落實可再生能源消納保障機制

實施可再生能源電力消納保障機制是我國可再生能源全面進入“平價”階段的必要措施，也是電力市場改革的重要一步。從近期看，保障機制的“落實”是關鍵。保障機制要求各省級能源主管部門牽頭制定本省的消納實施方案，落實消納責任權重，這是保障機制能否貫徹落實最重要的一環。各省具體的實施方案與各個市場主體的切身利益關系最為緊密，是理順各方利益關系的核心。與此同時，地方政府及地方能源主管部門應自覺抑制化石能源電力，尤其是煤電的建設，切實調整能源生產和消費結構，積極拓寬可再生能源電力的消納途徑，包括鼓勵區域內自備電廠參與可再生能源電力消納、實施電能替代、推廣可再生能源電力供熱等。

消納保障機制設立的另一目的是形成更大范圍的可再生能源消納機制，突破省際間利益壁壘，實現可再生能源的跨省、跨區輸送。但是，跨省、跨區可再生電力消納涉及到省級電網企業和同等級消納區域政府之間的協調和協商，機制的實施效果有很大的不確定性。為此，上一級政府應將可再生能源消納情況列入對下一級政府工作考核的指標之一，加強消納保障機制的獎懲力度。

3.4 持續推進電力供給側改革，促進煤電轉型發展

在風電、光伏成本顯著下降的情況下，部分區域已經接近煤電的發電成本（如考慮碳減排成本，風電、光伏更優），未來2至3年將實現全面平價上網，運行期內基本不依賴淡水資源（雖然水資源在當前經濟社會發展中的約束性并不顯著，但同樣是需要重視的關鍵性問題），邊際成本極低。風電、光伏等可再生能源必將成為電力系統中最主要的電力供應來源之一。這就要求我們結合當前經濟形勢，科學、合理規劃各類電源布局和新增裝機規模，根據各類電源自身特點，科學定位電源功能。在電力系統規劃的基礎上，優先發展可再生能源。“十四五”時期也要繼續執行當前的煤電調控政策，嚴控煤電總體產能規模，并在可再生能源富集區域建立火電封存和退出機制，鼓勵現有煤電機組進行靈活性改造，同步淘汰落后產能，促進煤電轉型升級和結構優化。

3.5 大力發展中東部地區分布式電源

從資源分布以及本地消納條件的角度看，促進風電、光伏在中東部地區發展分布式電源是十分現實的選擇。目前，德國在風、光資源量不比中國東部省份優越的情況下，平均每km2土地的風電裝機有150kw，而我國東部省份的平均值小于20kw，具有相當大的潛力。在今后一段時期，分布式可再生能源電源建設應成為我國尤其是東部地區電源發展的重要發展方向之一。應將東部地區分布式電源建設納入“十四五”電力發展的總體規劃方案并制定相關配套政策，如審批手續、電價、電力系統接入，建立科學、合理的市場交易機制等。

我們在考慮技術革新的前提下，推動分布式電源、微電網、增量配電網實現大發展，數量眾多的微電網組成區域電網，進而形成全國大電網，將對現有電網拓撲結構革命性的改變，也將改變當前的電力市場交易環境。目前，主干智能電網與局域的配電網、微網相結合，共同發展。我們建議依據分布式電源不同比例的并網情況研究，制定中長期的不同層級的電網發展規劃，細化電源布局與電網發展的目標與路徑，實現電源、電網間的協調發展。

3.6 完善可再生能源發展的保障體系

相比傳統電源，雖然風電、光伏自帶光環，但是在市場環境中處于相對弱勢地位。目前，業內普遍認為風電、光伏技術成本下降空間相對有限，進一步的成本下降較大程度上依賴于土地稅費、稅收政策、融資成本、消納保障等非技術手段。否則，在補貼下降的大趨勢下，可再生能源企業尤其是處于產業核心的整機制造企業、光伏組件制造企業將面臨很大的生存壓力，只能依靠低價競爭獲得市場，十分不利于可再生能源的可持續發展。在努力全面實現“平價上網”的同時，我們應適時研究并出臺相應的配套扶持政策，建立可再生能源發展的保障體系。

4 結語

過去的十年，在國家大力推動可再生能源發展的背景下，中國可再生能源發展取得了巨大的成就，也培育了門類齊全、具備國際競爭能力的新能源產業集群，為中國能源的綠色、低碳發展奠定了堅實的基礎。但由于市場、管理以及規劃等方面的原因，導致可再生能源保持較高速度發展的同時，也出現了比較普遍的棄風、棄光問題。本文對這些問題進行了系統、深入的總結和分析，并針對緩解棄風、棄光問題，提出了一些具體的措施和建議，為我國主管部門制定可再生能源政策提供參考和借鑒。