新能源消納形勢逼人
總結“十二五”新能源發(fā)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(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展。
據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，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(jīng)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(nèi)解決“棄風、棄光”問題成為新能源發(fā)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(zhuǎn)。
從區(qū)域分布來看，“三北”地區(qū)是棄風棄光的重災區(qū)，西北地區(qū)尤為突出。根據(jù)國家能源局西北監(jiān)管局數(shù)據(jù)，2016年，西北五省（區(qū)）棄風率33.3%、棄光率19.8%。2017年，大部分棄風限電嚴重地區(qū)的形勢有所好轉(zhuǎn)，西北五?。▍^(qū)）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%?？傮w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(zhuǎn)移，新增風電、太陽能裝機中，中東部地區(qū)約占58%和56%，并以分布式開發(fā)、就地消納為主。伴隨著新能源布局的調(diào)整，“三北”地區(qū)新能源外送的后路已經(jīng)基本被封死，其存量電力的消納壓力仍然非常大。
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(jīng)濟發(fā)展進入新常態(tài)，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(fā)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(fā)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(xiàn)為源荷不匹配和新舊能源地域重合。一方面，新能源發(fā)電資源中心與用電需求負荷中心呈現(xiàn)空間錯配，風電和光伏發(fā)電資源主要集中在三北地區(qū)，而電力負荷中心集中在華東、華南、華中地區(qū)，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(qū)作為我國最重要的煤炭產(chǎn)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(qū)輸電通道，但目前我國通道建設滯后，輸出能力不足，電網(wǎng)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(qū)新能源裝機合計1.63億千瓦，國家規(guī)劃的９個千萬千瓦風電基地有７個在“三北”地區(qū)，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(diào)峰能力不足，季節(jié)性矛盾增大
現(xiàn)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(fā)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(tǒng)以傳統(tǒng)煤電為主力電源，調(diào)峰能力不足，靈活性改造不夠，常規(guī)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(qū)燃煤熱電比例高，調(diào)峰電源建設條件差，冬季供暖期調(diào)峰困難，棄風棄光問題嚴重。
4、缺乏統(tǒng)一市場，省間壁壘阻消納
我國電網(wǎng)整體來說屬于壟斷經(jīng)營，實施分省管理，電力消納都以省內(nèi)消納為主，只有當省內(nèi)發(fā)電量不夠時，才會接納外省電量。傳統(tǒng)火電在我國各省都處于優(yōu)勢地位，對地方政府來說，其稅收、就業(yè)等相較于新能源發(fā)電更有優(yōu)勢。當前新常態(tài)下，國內(nèi)電力需求增長放緩，各類能源發(fā)電裝機依然增長過快的情況下，各省內(nèi)部發(fā)電機組的利用小時數(shù)都普遍下降，東部沿海省份也出現(xiàn)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。
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(nèi)“三北”地區(qū)向東部地區(qū)，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(diào)峰設施建設。作為目前最具經(jīng)濟型的大規(guī)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(tài)、景觀的綜合效應；與此同時，應建立“三北”地區(qū)新能源發(fā)電與南方抽水蓄能的直接聯(lián)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(xiàn)資源的高效配置。
三是加強區(qū)域主網(wǎng)架建設，加強電網(wǎng)間的互聯(lián)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(fā)展需求，適度超前建設配電網(wǎng)，實現(xiàn)新能源消納和發(fā)展在發(fā)電、儲電、輸電、配電系統(tǒng)化建設。
2、提高技術和管理水平
一是優(yōu)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(diào)峰能力、快速爬坡能力和快速啟停能力。與此同時實現(xiàn)多元互補的發(fā)電系統(tǒng)，推動風光水、風光熱的規(guī)?；慕M合上網(wǎng)，由不同電源的實體電廠捆綁成為聚合式發(fā)電的虛擬單位電廠，從而提高電網(wǎng)的可接入程度。
二是提高精準預測能力。由于新能源“靠天”發(fā)電，只有當預測精度在一定范圍內(nèi)變化時，才可以提高系統(tǒng)接納的容量。
三是提高調(diào)度能力。調(diào)度問題既是技術問題，也是體制問題。只有打破電力調(diào)度以分省就地平衡的模式，才是利用區(qū)域外的電源進行調(diào)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(fā)電的補貼規(guī)模。新能源消納問題的根本是產(chǎn)能過剩，除了低效高污染的傳統(tǒng)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(guī)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(yè)降低成本、推動平價上網(wǎng)，最終實現(xiàn)以價格優(yōu)勢和正外部性優(yōu)勢并舉以與火電競爭。
二是實現(xiàn)發(fā)電權轉(zhuǎn)移和發(fā)電量拍賣。鼓勵新能源電力企業(yè)積極參與發(fā)電權交易，建議將新能源發(fā)電的補貼資金分割成小單位進行出售，向火電企業(yè)拍賣發(fā)電量，出讓的發(fā)電量向新能源企業(yè)轉(zhuǎn)移。這樣既能實現(xiàn)新能源發(fā)電量的消納又能較少火電企業(yè)的損失。
三是努力提高新能源發(fā)電的調(diào)峰能力，實現(xiàn)新能源發(fā)電與火電的公平競爭。由于新能源發(fā)電在其投資后的邊際生產(chǎn)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(yōu)勢。
四是加快建立電力現(xiàn)貨和期貨交易市場。因為火電受煤價的波動影響較大，生產(chǎn)成本難以控制，所以只有現(xiàn)貨市場和期貨市場的建立才能讓新能源發(fā)電生產(chǎn)邊際成本較低的優(yōu)勢充分的發(fā)揮出來。
