02可再生能源消納困難原因分析

可再生能源限電問題反映了我國(guó)現(xiàn)行電力規(guī)劃、運(yùn)行和體制機(jī)制模式越來越不適應(yīng)其發(fā)展，以及體制機(jī)制方面的深層次矛盾。主要在下面幾個(gè)方面：

(一)電力部門規(guī)劃的系統(tǒng)性和指導(dǎo)作用弱，項(xiàng)目建設(shè)規(guī)模和布局一定程度失衡

雖然我國(guó)頒布了能源、電力、可再生能源以及風(fēng)電、太陽能等系列“十三五”發(fā)展規(guī)劃，但就實(shí)施情況看，電力規(guī)劃的系統(tǒng)性和指導(dǎo)作用偏弱化，規(guī)劃中提出的風(fēng)電、光伏發(fā)電的發(fā)展規(guī)模(2.1億千瓦、1.05億千瓦)，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)模和布局(風(fēng)電2.4億千瓦，光伏為1.6億千瓦+不限規(guī)模分布式光伏)。規(guī)模偏差一方面存在風(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)和運(yùn)行仍按照原來的規(guī)劃安排，加劇消納困難和矛盾。

從可再生能源項(xiàng)目建設(shè)布局看，“十一五”、“十二五”期間國(guó)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，而風(fēng)光等資源和開發(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%。

從其他電源建設(shè)看，雖然近兩年實(shí)施了淘汰、停建、緩建煤電的措施，但煤電裝機(jī)量仍很大，產(chǎn)能過剩情況嚴(yán)峻，未來風(fēng)險(xiǎn)仍存在，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)，僅增加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。

(二)電網(wǎng)規(guī)劃和通道建設(shè)難以滿足可再生能源發(fā)電和送出需要

目前可再生能源開發(fā)的原則是就地消納為主，但加強(qiáng)超高壓特高壓通道建設(shè)仍應(yīng)持續(xù)進(jìn)行：

一是對(duì)于緩解和解決歷史原因造成的當(dāng)前棄風(fēng)棄光棄水等限電問題有效，

二是從未來發(fā)展角度，西部和北部開發(fā)可再生能源仍有一定優(yōu)勢(shì)且對(duì)西部發(fā)展有積極作用，

三是特高壓電網(wǎng)通道建設(shè)應(yīng)是國(guó)家電力和能源發(fā)展戰(zhàn)略的重要組成和支撐。

但能源規(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(guó)11條特高壓線路共輸送電量2334億千瓦時(shí)，可再生能源占比74%，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26%。

國(guó)家可再生能源中心依據(jù)電網(wǎng)企業(yè)提供的資料進(jìn)行了初步統(tǒng)計(jì)，2017年，全國(guó)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%。

從2016、2017年數(shù)據(jù)看，可再生能源外送尤其是風(fēng)光外送消納的總電量和比例有限，在外送通道中電量比例有一定提升但線路輸送電量仍以火電為主。技術(shù)是一方面因素，機(jī)制體制上需要突破和解決的問題更多。

(三)地方消納責(zé)任不清，可再生能源目標(biāo)引導(dǎo)機(jī)制需要更強(qiáng)化的措施予以落實(shí)

地方在發(fā)展可再生能源方面責(zé)任不清，大部分西部和北部省區(qū)在發(fā)展可再生能源方面仍存在“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)鼗痣姙橹鳎瑳]有為輸入西南和“三北”地區(qū)的可再生能源發(fā)電充分?jǐn)U大市場(chǎng)空間。

國(guó)家自2016年開始實(shí)施可再生能源目標(biāo)引導(dǎo)制度，并按年度公布全國(guó)可再生能源電力發(fā)展監(jiān)測(cè)評(píng)價(jià)報(bào)告，重點(diǎn)是各省(區(qū)、市)全部可再生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年其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，陜西非水可再生能源消納提升空間也應(yīng)該很大。

(四)電力消納市場(chǎng)和機(jī)制沒有完全落實(shí)

電力體制改革已經(jīng)邁開步伐，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)可再生能源發(fā)展的需求。

水電的豐余枯缺特點(diǎn)和風(fēng)光的波動(dòng)性在現(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)輸送未納入到國(guó)家能源戰(zhàn)略制定的長(zhǎng)期跨地區(qū)送受電計(jì)劃中，各地對(duì)接納可再生能源積極性不足。

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(guó)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)行使直接組織和協(xié)調(diào)電力系統(tǒng)運(yùn)行，擁有電網(wǎng)所有權(quán)和經(jīng)營(yíng)、輸電權(quán)，不利于市場(chǎng)主體自由公平交易。

(五)促進(jìn)消納的價(jià)格機(jī)制和其他經(jīng)濟(jì)激勵(lì)機(jī)制的目的和作用參差不齊，亟需規(guī)范和完善

可再生能源發(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(guó)際招標(biāo)電價(jià)和國(guó)內(nèi)光伏領(lǐng)跑招標(biāo)電價(jià)等相比更是拉開較大差距。

如，風(fēng)電電價(jià)水平調(diào)整雖然達(dá)到一定的下降幅度，但由于存在至少2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)投資水平降低了三分之一以上。

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)，如果不采取有效措施，2018年國(guó)內(nèi)光伏發(fā)電市場(chǎng)將重現(xiàn)2017年的情況，將進(jìn)一步加大消納難度，擴(kuò)大補(bǔ)貼缺口。

近年來國(guó)家和地方通過市場(chǎng)化措施促進(jìn)可再生能源本地和跨區(qū)消納，也取得了一定的效果，但從可再生能源開發(fā)企業(yè)角度，實(shí)際收益反而下降。如東北電力輔助服務(wù)，其成本本應(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)際上可再生能源開發(fā)企業(yè)被迫降低收益。

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，但交易電量是在可再生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，如甘肅省2016年風(fēng)光市場(chǎng)交易電量104億千瓦時(shí)，其中本地交易電量48億千瓦時(shí)，占本省非水可再生能源消納電量的36%。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)。

這些方式以市場(chǎng)化交易名義，但實(shí)際價(jià)格主要為地方協(xié)調(diào)或主導(dǎo)電價(jià)，可再生能源開發(fā)企業(yè)實(shí)際收益受損，進(jìn)而增加了可再生能源電價(jià)補(bǔ)貼退坡的難度。

分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易機(jī)制和試點(diǎn)需要落實(shí)實(shí)施。2017年11月，國(guó)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(guó)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)高于成本且分布式發(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，沒有解決之前的分布式發(fā)電輸配電價(jià)的公平性問題。

(六)電力系統(tǒng)靈活資源和調(diào)節(jié)能力未能充分挖掘和發(fā)揮作用，電力運(yùn)行機(jī)制存在障礙因素

我國(guó)可再生能源資源富集地區(qū)的具有調(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。

第二，受設(shè)計(jì)、煤電電價(jià)機(jī)制等因素影響，我國(guó)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(guó)等領(lǐng)先水平，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(guó)家的熱電機(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。

第三，國(guó)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，擠占了可再生能源消納空間。

電力運(yùn)行機(jī)制存在不適應(yīng)可再生能源發(fā)展的因素：

第一，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。

第二，電網(wǎng)側(cè)集中預(yù)測(cè)預(yù)報(bào)系統(tǒng)并有效用于改善日內(nèi)和實(shí)時(shí)等短期電力系統(tǒng)調(diào)度。

第三，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，可再生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(目前全部視為棄風(fēng)棄光)。

第四，我國(guó)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，支持可再生能源并網(wǎng)消納的靈活負(fù)荷利用基本空白。