伴隨著冬季燃煤供暖解禁、“煤改氣”加速以及電力需求增速放緩，新能源未來消納的整體形勢依然嚴峻

新能源消納難源于電力需求、資源空間配置、調峰能力、市場建設等多重因素影響

應加強跨省跨區輸電通道等硬件建設，提升技術和管理水平，并持之以恒的進行制度改革，推動新能源高質量發展

2017年，由于受經濟回暖、環保施壓和煤電去產能等多重因素的影響，預計全國棄風率、棄光率同比分別下降6.7和3.8個百分點。但是伴隨著冬季燃煤供暖解禁、天然氣更新加速以及經濟的不確定性，新能源未來消納的整體形勢依然嚴峻。

一、新能源消納形勢逼人

總結“十二五”新能源發展的軌跡，“重投資、輕消納”、“重千瓦、輕千瓦時”的特征十分明顯，消納問題制約著我國風電、光伏等新能源產業的健康發展。

據國家能源局數據，2016年，棄風、棄光電量分別達到497億千瓦時和74億千瓦時，較上年分別增加了46.6%和85%，直接經濟損失285億元。2017年，緩解棄水棄風棄光問題被列入《政府工作報告》的重點工作，在全國范圍內解決“棄風、棄光”問題成為新能源發展的主要議題，但全年棄風電量419億千瓦時，棄風率12%，棄光電量73億千瓦時，棄光率6%，棄風棄光形勢稍有好轉。

從區域分布來看，“三北”地區是棄風棄光的重災區，西北地區尤為突出。根據國家能源局西北監管局數據，2016年，西北五省（區）棄風率33.3%、棄光率19.8%。2017年，大部分棄風限電嚴重地區的形勢有所好轉，西北五省（區）棄風棄光率仍分別為24.6%和14.1%，其中，新疆和甘肅最為嚴重，新疆的棄風率、棄光率高達29.8%、21.6%，甘肅的棄風率、棄光率分別為32.7%和20.8%。總體上形勢仍不容樂觀，消納壓力依然很大。

此外，在棄風棄光的嚴峻形勢下，國家為了解決新能源供需存在的矛盾，十三五期間風電、光伏布局向東中部轉移，新增風電、太陽能裝機中，中東部地區約占58%和 56%，并以分布式開發、就地消納為主。伴隨著新能源布局的調整，“三北”地區新能源外送的后路已經基本被封死，其存量電力的消納壓力仍然非常大。

二、多因素疊加導致消納難

１、用電需求增速放緩，裝機增速大于負荷增速

“十二五”中期以來，隨著我國社會經濟發展進入新常態，電力需求增速顯著下滑。與此形成鮮明對比的是，在2015年以來社會總用電量增長乏力的情況下，2016年火電的新增裝機總量依然超過風電、太陽能發電的裝機總和，2017年火電占比依然高達61.9%，新增裝機預計約4000萬千瓦。新能源發電受到需求增長疲乏（社會總用電量）和供給強勢增長（火電機組）的兩端對向擠壓。

２、供需空間錯配，通道建設不足

供需空間配置矛盾主要表現為源荷不匹配和新舊能源地域重合。一方面，新能源發電資源中心與用電需求負荷中心呈現空間錯配，風電和光伏發電資源主要集中在三北地區，而電力負荷中心集中在華東、華南、華中地區，西北部分省份新能源裝機容量已大大超出其用電最大負荷。另一方面，新能源電源與火電供給地域重合，進一步加大了供給結構矛盾，“三北”地區作為我國最重要的煤炭產地，涵蓋了16個大型煤電基地中的14個。

化解空間錯配問題的關鍵是建設跨省跨區輸電通道，但目前我國通道建設滯后，輸出能力不足，電網建設配套滯后和電源高速增長之間的反差加劇了空間不平衡。截至2016年年底，“三北”地區新能源裝機合計1.63億千瓦，國家規劃的９個千萬千瓦風電基地有７個在“三北”地區，但電力外送能力只有3700萬千瓦，而且還要承擔煤電基地外送任務，遠遠不能滿足送出需要。

３、調峰能力不足，季節性矛盾增大

現階段風電、光伏由于受自然資源和儲電裝備技術的雙重制約，當前只能滿足負荷實時平衡、即發即用。但一方面風光能力富集的時間與用電負荷成反向，風大在夜間，但夜間用電負荷卻最低；另一方面，風能富集的冬春季也是北方用電負荷比較低的時間段。我國電力系統以傳統煤電為主力電源，調峰能力不足，靈活性改造不夠，常規火電機組在負荷低谷時段無法降低出力以接納新能源電力，特別是“三北”地區燃煤熱電比例高，調峰電源建設條件差，冬季供暖期調峰困難，棄風棄光問題嚴重。

４、缺乏統一市場，省間壁壘阻消納

我國電網整體來說屬于壟斷經營，實施分省管理，電力消納都以省內消納為主，只有當省內發電量不夠時，才會接納外省電量。傳統火電在我國各省都處于優勢地位，對地方政府來說，其稅收、就業等相較于新能源發電更有優勢。當前新常態下，國內電力需求增長放緩，各類能源發電裝機依然增長過快的情況下，各省內部發電機組的利用小時數都普遍下降，東部沿海省份也出現用電需求不足、火電亟待消納，棄水棄風棄光的情況，外購電力意愿不強。目前北京、廣州電力交易中心也主要負責落實國家計劃和西電東送，交易方式依然是計劃性的，全國市場建立尚待時日。

三、化解之路任重道遠

１、加強硬件設施能力

一是加強輸電通道建設。應加快建設諸如國內“三北”地區向東部地區，國際中國－中亞－歐洲、中國－南亞等一帶一路的沿線國家的輸電通道。

二是加強儲電調峰設施建設。作為目前最具經濟型的大規模儲能設施，抽水蓄能電站應與水利、城建相結合，以此形成灌溉、防洪、生態、景觀的綜合效應；與此同時，應建立“三北”地區新能源發電與南方抽水蓄能的直接聯系，尤其是在冬季北方棄電嚴重的情況下，南方也正是蓄水時期，以此實現資源的高效配置。

三是加強區域主網架建設，加強電網間的互聯互濟能力。推行模塊化和標準化建設，結合配售電改革和分布式新能源發展需求，適度超前建設配電網，實現新能源消納和發展在發電、儲電、輸電、配電系統化建設。

２、提高技術和管理水平

一是優化當前的電源結構。在當前裝機總體過剩的情況，需要充分挖掘火電機組的深度調峰能力、快速爬坡能力和快速啟停能力。與此同時實現多元互補的發電系統，推動風光水、風光熱的規模化的組合上網，由不同電源的實體電廠捆綁成為聚合式發電的虛擬單位電廠，從而提高電網的可接入程度。

二是提高精準預測能力。由于新能源“靠天”發電，只有當預測精度在一定范圍內變化時，才可以提高系統接納的容量。

三是提高調度能力。調度問題既是技術問題，也是體制問題。只有打破電力調度以分省就地平衡的模式，才是利用區域外的電源進行調峰消納。

３、通過制度改革拓展新能源的消納市場

一是應明確新能源發電的補貼規模。新能源消納問題的根本是產能過剩，除了低效高污染的傳統火電要為新能源電力讓路，當前政策導向應由確定新能源補貼范圍向補貼規模改變，形成裝機容量和補貼資金成反比的預期，引導新能源行業降低成本、推動平價上網，最終實現以價格優勢和正外部性優勢并舉以與火電競爭。

二是實現發電權轉移和發電量拍賣。鼓勵新能源電力企業積極參與發電權交易，建議將新能源發電的補貼資金分割成小單位進行出售，向火電企業拍賣發電量，出讓的發電量向新能源企業轉移。這樣既能實現新能源發電量的消納又能較少火電企業的損失。

三是努力提高新能源發電的調峰能力，實現新能源發電與火電的公平競爭。由于新能源發電在其投資后的邊際生產成本幾乎為零，如果能夠像火電一樣平滑送電，其天然的具有成本優勢。

四是加快建立電力現貨和期貨交易市場。因為火電受煤價的波動影響較大，生產成本難以控制，所以只有現貨市場和期貨市場的建立才能讓新能源發電生產邊際成本較低的優勢充分的發揮出來。

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