2015年我国可再生能源发电仍“相对过剩” 破解难题需综合施策

国家能源局近日发布数据，2015年我国可再生能源发电仍现“相对过剩”局面。数据显示，2015年底全国水电装机容量3.2亿千瓦，设备平均利用小时3621小时，同比降低48小时。与上年相比，一半省份水电设备平均利用小时同比下降。2015年底全国并网风电装机容量12934万千瓦，设备平均利用小时为1728小时，同比下降172小时。光伏方面，国家电网调度范围内累计弃光率为12.62%，全部集中在西北地区的甘肃、青海、新疆和宁夏。

现状：国家能源局要求“三北”地区做好可再生能源消纳工作

鉴于我国可再生能源发电仍存在“三弃”(弃水、弃风、弃光)问题，国家能源局近日发文，要求华北、东北、西北地区地区做好可再生能源消纳工作，充分挖掘可再生能源富集地区电能消纳潜力和电力系统辅助服务潜力，着力解决弃风、弃光问题，促进可再生能源与其他能源协调发展。具体要求如下：

一、做好可再生能源发电直接交易工作。国家能源局派出机构应当会同省级能源管理部门做好可再生能源直接交易工作，推动可再生能源就近消纳，鼓励可再生能源发电企业作为市场主体积极参与市场直接交易并逐步扩大交易范围和规模，鼓励超出可再生能源保障性利用小时数的发电量参与市场交易。鼓励可再生能源发电企业通过技术进步降低成本，提高市场竞争力。

二、做好风电等可再生能源清洁供暖工作。各省(区、市)能源管理部门应当会同国家能源局派出机构认真分析冬季供暖状况，结合风能资源特点和风电发展需求，研究利用冬季夜间风电替代燃煤锅炉进行清洁供暖，制定促进风电清洁供暖应用的政策和方案，积极开展相关试点和示范工作。

三、做好深化辅助服务补偿机制相关工作。针对“三北”地区电力系统灵活性不够的现状，以及风电和光伏发电随机性、波动性、间歇性的特点，国家能源局派出机构应当进一步完善“两个细则”，提高辅助服务补偿力度，完善推广电力调峰市场机制，通过深化辅助服务补偿机制挖掘当地电力系统调峰潜力。

四、建立自备电厂电量置换机制。国家能源局派出机构可通过建立电量置换机制进一步提高当地电力系统接纳可再生能源的能力，引导拥有自备电厂的企业在当地负荷低谷期降低自备电厂发电出力，使用可再生能源电量，在负荷高峰期组织等量自备电厂电量上网。

五、加强对热电联产机组调峰性能监管。国家能源局派出机构应当严格核定热电联产机组最小出力，优化热电联产机组开机方式，加强对热电比的监管，挖掘系统调峰潜力，鼓励热电联产机组通过增加蓄热装置以及其它途径提高负荷调节能力，会同省(区、市)能源管理部门协调电力调度机构和热力调度机构优化热电运行方式。

六、按区域统筹安排发电机组旋转备用。区域电网公司应当充分发挥区域内各省电力系统余缺互济作用，按区域统筹科学合理安排发电机组旋转备用，省电网企业应当积极配合。

七、充分挖掘设备潜力。可再生能源发电企业应当加强发电设备运行管理，加大先进技术应用力度，不断提高功率预测精度，积极优化风电、光伏发电和水电运行互补。电力调度机构应当充分挖掘调峰潜力，充分发挥抽水蓄能机组调节优势，充分发挥燃气机组与部分燃煤机组深度调峰、快速爬坡作用，不断提高可再生能源发电上网电量比重。

八、做好可再生能源外送工作。电力交易和调度机构应在保证安全和输电容量允许范围内，根据市场需求情况，按交易规则组织外送富裕的可再生能源电力，扩大消纳范围。

九、加强自备电厂管理。并网自备电厂要按照“两个细则”参与电网辅助服务考核与补偿，根据自身负荷和机组特性提供调峰等辅助服务，并按照相关规定参与费用分摊，获得收益。禁止公用电厂违规转为企业用户自备电厂。

分析：破解“三弃”难题仍需综合施策

“十三五”时期是我国新能源规模化发展的重要时期。国家积极推动能源生产和消费革命、加强生态文明建设的总体战略部署，提出2020年、2030年全国非石化能源占一次能源消费比重分别达到15%和20%的目标，并进一步明确了新能源在我国能源结构中的战略地位。站在时代变革的新起点上，我国可再生能源行业需要把握机遇，实现新突破。破解“三弃”困局，需从更高层面加强规划设计，盘活全国新能源生产、输送与消纳“一盘棋”。

业内人士指出，目前可再生能源发生“三弃”现象可归结为三大原因，规模大、用量少、送不出。过去10年，特别是“十二五”时期，我国新能源发展迅速。仅甘肃一省，自2010年以来，新能源装机就从147万千瓦猛增到1723万千瓦，算上火电、水电，全省电源总装机已达4408万千瓦，而2015年甘肃电网最大负荷仅1300万千瓦。由于经济欠发达，新疆、甘肃、内蒙古等新能源富集地区自身消纳能力有限，大量富余电能需要外送，而目前我国电源的发展速度已远远超过了电网的建设速度，两者之间的规划并不配套。因此，我国必须从更高层面加强规划设计，推动综合措施，盘活全国新能源生产、输送与消纳，全国形成“一盘棋”。

首先，要处理好发展速度与合理布局的关系。在“十二五”时期的迅猛发展后，新能源的发展步伐不能再一味求快了，而是要更注重稳中求进、合理布局、降低成本。以光伏为例，目前西部约占全国光伏发电装机总容量的70%，中东部仅占30%。在消纳与外送问题没有得到合理解决之前，政府应对大规模的光伏投资行为保持足够慎重，加强考核和审查，避免一拥而上的盲目行为。

第二，统筹配套电网建设，处理好电源建设与电网建设“齐步走”的关系。目前，国家电网公司已经启动了“四交四直”特高压工程建设，并将于2017年建成投运。届时，现有的新能源输送难题将基本得到解决。

第三，尽快出台可再生能源电力配额制，科学安排调峰、调频、储能配套能力。按照各省(区、市)的能源资源条件、经济总量、电力消费总量及电力输送能力，尽快制定跨省区可再生能源配额制度，使电力系统的运行机制、资源配置、运行区域为满足比例目标而进行强制性调整，确保可再生能源电力的市场消纳，为可再生能源的持续性发展提供制度性保障。

他山之石：德国弃风弃光率仅1%秘密何在?

德国的弃风弃光率仅1%左右，在高装机容量的前提下，可以达到如此高的消纳率，首先与德国完善的基础设施分不开，新能源的发展必是与电网建设相匹配，此外市场机制在德国新能源的消纳上也发挥了不可替代的作用。

由于可再生能源特别是风电，光伏等发电受气候与天气影响较大，在一天内可能波动幅度巨大，其不稳定性与不可靠性是造成其无法大规模消纳的重要因素。如果能提前相对精确预测出可再生能源特别是风电光伏的当日发电功率曲线与用电负荷曲线，那么就可以根据预测曲线提前安排火电等传统化石能源发电厂的发电计划，以达到最大幅度消纳新能源的目的。目前，德国的可再生能源高消纳利用率，首先就得益于各个输网公司对其控制区域内风电相对精确的预测。

第二，在输电领域，目前德国的四个大输电区域中，由相应的输网公司负责维持电网稳定。厂网分离之后输电公司必须向调频市场购买平衡电力，以平衡计划与实际之差。目前一次，二次，三次调频能量可以按需拍卖，其中除一次调频由于无法计量而按功率收取费用外，其余两种调频皆按功率与电量进行二元计费。由输网公司向相应的调节商支付。同时由于德国存在四大输电网区，各个输电区域之间也会在进行一些平衡。

第三，在上市交易环节，德国用市场化机制促进可再生能源发电消纳。通过鼓励可再生能源发电适应供求关系，鼓励发电商在供小于求、电价较高的时候多发电，甚至发电商会为光伏安装储能设备，从而主动使清洁能源的发电以需求为导向;以高额“管理奖金”的方式鼓励可再生能源发电商进行精准预测，弥补发电商进入交易市场，培养相应人才，预测、交易、结算等的管理成本;鼓励可再生能源发电远程监测调控装置的安装，在固定上网电价时期，可再生能源发电设备几乎没有加装远程测控装置，其发电量无法进行调节，进入市场化交易后，发电商有了动力为发电设备加装调控装置，而这些调控装置不仅使得发电更加以需求为导向，更为可再生能源发电参加调峰调频奠定了基础。

此外，德国还采取降低可再生能源分摊费、促进集成商的形成等市场化机制，调动各业务单元的积极性，同时带动可再生能源行业的健康发展。