中国弃风弃光问题原因分析及对策与建议

李新航 饶淑玲

1北京天润新能投资有限公司

2中国社会科学院大学（研究生院）

0 弃风弃光现状概述

截至2018年底，中国风电、光伏累计装机容量分别达到了184GW和174．63GW，合计约占国内全部装机容量9%[1]。风电、光伏对电力系统渗透率不断提高，同时，出现了风电、光伏发电送出和消纳困难的问题。提升可再生能源利用率、降低弃风、弃光率已引起社会高度关注。

近年来，为了解决可再生能源消纳问题，国家发展改革委和国家能源局等部门先后采取了一系列措施，取得了显著效果。2018年，可再生能源消纳持续显著好转，去年全国平均水能利用率达到95%以上，风电利用率达到93%，同比提高5%，光伏利用率达到97%，同比提高2．8%[1][2]。

我国解决可再生能源消纳问题虽成效显著，但从弃风、弃光总量看，仍超过200亿kwh的基数，超过某些国家大半年的全国用电量。

1 中国弃风弃光问题的原因分析

经综合分析，弃风、弃光的客观原因体现在电源、电网、负荷三个系统要素上，深层次的矛盾是涉及多方的利益博弈。

1.1 电源、电网、负荷的客观限制因素

在电源方面，风、光优质资源主要分布在“三北”地区，新能源装机容量较大。目前，“三北”地区电源结构依旧是煤电占主导地位。区域内大部分地区经济欠发达，消纳能力有限，导致了弃风、弃光的发生。采暖季供热机组“以热定电”运行，导致系统调峰能力下降，限制了风电、光伏的消纳需求。部分地区大型电力用户自备燃煤电厂，装机规模较大，不承担电力调峰责任，也限制了风电、光伏电量在区域内的消纳。

在电网方面，我国资源与负荷呈逆向分布的特征。电力的长距离输送是唯一的选择，而长距离输电又离不开特高压电网。但是，“三北”地区已建成的特高压电网主要以煤电输送为主，部分特高压通道因网源规划不协调、受纳电网不积极等因素影响只能低负荷运行，输电通道与联网通道的调峰互济能力远远没有充分发挥，对于风电、光伏消纳的促进作用十分有限。此外，电力系统现有机制也不能满足可再生能源消纳需求。目前，电力运行调度依旧延续传统的计划方式，火电年度发电量计划为刚性计划。发电计划由政府经济主管部门在年初即已制定并下发，电网只能在年度、月度、日前发电计划的框架下做局部优化，调整的空间小、灵活性低，无法保障可再生能源电力优先上网。

在负荷方面，伴随经济结构的调整，新增用电需求缓慢，电网负荷峰谷差呈现加大趋势，要求电力系统具备更高的灵活性，不利于可再生能源电量的消纳，电力需求侧管理有待进一步加强。

1.2 深层次的利益博弈

目前，中国电力市场还没有形成市场化的解决机制，利益壁垒尚未消除，电力改革任重道远[3][4]。弃风、弃光也反映出我国电力市场中，主导电源煤电与可再生能源、地方利益与部门利益、省际利益等诸多深层次的利益博弈。

对煤电企业而言，近年来年利用小时数不断降低，电煤成本增大，加之支付治理大气污染的环保费用，企业经营十分困难，已出现煤电企业破产清算的情形。如让出火电上网电量空间，无疑是自掘坟墓。而存量煤电实施灵活性改造，为清洁能源调峰，对处于距退役较远的煤电企业来说，既需要大额投资又有可能影响自身的发电量，自然缺乏主动性。

对电网企业而言，收购风电、光伏的价格与煤电相同，而火电有刚性计划的要求，若优先调度风电和光伏发电，可能会增加系统的安全风险，在缺失硬性要求的前提下，缺乏优先消纳清洁能源电量的主动性。

对各级地方政府而言，火电建设投资非常大，对于地方GDP的拉动、促进就业方面效应十分明显。尤其2014年底，火电项目审批权由国家发展改革委下放到省一级政府，地方由此纷纷上马大量的煤电建设和扩容项目。在我国经济进入新常态的情况下，全社会用电量处于中低速增长，电力新增需求急剧下降，电源总体装机容量却保持较高速度的增长。火电新增装机容量远远高于风电、光伏新增装机容量。煤电产能的发展过快，进一步加剧了电力产能过剩，也进一步加大了传统能源发电与可再生能源电力争夺市场的空间。

此外，对受纳端的地方政府而言，省内煤电价格低于外省清洁能源价格，而且优先消纳本省煤电还可以增加当地的财政收入。尤其在产煤大省，煤电还能带动产业链上下游的发展，化解自身煤炭产能过剩的局面，对消纳外省乃至区域外的可再生能源缺乏兴趣，有的地区甚至为了保护火电的利益出现风电收益补贴火电的情形。

2 可再生能源消纳政策实施面临的问题

针对大规模的弃风、弃光，以及中国西南区域的弃水问题，国家能源局自2016年起先后下发了《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》等专项文件。弃风、弃光现象虽然得到了明显的缓解，但因相关专项文件没有对可再生能源电力消纳实行约束性的要求，也没有形成可再生能源消纳的保障性机制，仍存在反弹的可能性。

2019年5月，国家发展改革委和能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（以下简称《通知》），正式建立了可再生能源电力配额制，并最终定名为“可再生能源电力消纳保障机制”，明确在各省级区域用电量中可再生能源电力消费量最低比重指标和激励指标的硬性要求。《通知》强调由供/售电企业和电力用户协同承担消纳责任，并出台相应考核、惩戒措施，全力推进保障机制落地。《通知》要求自2020年1月1日起，全面进行监测评价和正式考核，消纳保障机制的实施效果有待进一步的观察。

在可再生能源上网电价方面，风电、光伏指导电价逐年下调，补贴逐步减少。根据国家发展改革委2019年最新发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》，2020年新核准风电最低指导电价在部分地区已低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘电价）。目前，风电最低上网电价已出现低于当地燃煤机组标杆上网电价的情形。

在促进可再生能源消纳的同时，国家发展改革委和能源局陆续出台了化解煤电产能过剩的相关政策。2016年3月，国家发展改革委和能源局先后印发《关于促进我国煤电有序发展的通知》《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险的通知》《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能工作的通知》，对煤电的疯狂扩张出台了“急刹车”的限制政策。但有关数据表明，“急刹车”文件发布之后的两个月内，全国范围仍有1 550万kw煤电项目开工建设、1 500万kw煤电项目环评得到受理，说明“缓核缓建”政策在实际落实中存在滞后效应。此后，国家能源局于2016年8月下发《进一步规范电力项目建设秩序的通知》，明确对于存在违规开工建设且拒不停工、不接受相关部门处理等违规行为的电力项目,主管部门可视情况对项目单位实施限批新建电力项目、开展自用及外送煤电项目优选工作时不予考虑等措施,银行及金融机构也应依法停止贷款支持。2017年07月26日，国家发展改革委、国家能源局等16部委联合印发了《关于推进供给侧结构性改革，防范化解煤电产能过剩风险的意见》，为煤电行业防范化解产能过剩风险、转型升级发展提供了行动指南。自2016至2018年，火电装机容量增速为5．51%、4．3%和3%[5]，预计2019年煤电新增装机容量仍将保持低速增长，煤电调控“急刹车”的短期调控效果得到显现，但是煤电产能过剩的形势依然严峻。经测算，“十三五”末煤电总装机容量达到规划目标后，至2030年，国内基本上无需再新增任何煤电装机即可满足全社会用电需求。

3 进一步解决弃风弃光问题的对策建议

3.1 深刻认识能源绿色转型的趋势

从电源的长期发展看，提升可再生能源在能源供给中的比例，不仅是时代的要求，也是国家实现可持续发展的必然要求。能源绿色低碳化的发展趋势不以人的意志为转移。我国能源的绿色转型正在加速推进。能源绿色转型的核心是能源供应主体的转变，也即意味着煤电等传统能源供给方式必然逐步退场。综合考虑中国资源禀赋、历史条件等因素，在未来十年乃至二十年内，煤电依旧是我国电力供给的主导电源。在可再生能源逐步实现平价上网的背景下，煤电不应成为能源未来发展的主要方向。但是，在我们系统谋划能源转型时，行业内并没有做好煤电需要尽早进入平台期、去产能阶段的心理准备，甚至为了维护自身的利益进行抵触。一般观点认为，我国煤电装机容量应在2030年达峰，之后进入发展平台期并逐步去产能[6]。但在经济新常态的情况下，煤电发展应做好阶段性的进入发展平台期的心理准备。

3.2 持续推进电力体制机制改革

加快电力市场改革，从计划体制向市场机制过渡是解决弃风、弃光问题的根本办法。建立由市场决定的价格机制，构建中长期交易为主、现货交易为辅的完整电力市场体系，以准确的价格信号解决市场化资源配置不充分问题。扩大交易主体覆盖范围，允许清洁能源以资产组合等方式在较大范围内与大用户、自备电厂负荷等主体签订中长期交易合约。全面推进辅助服务的市场机制建设，在深挖系统运行灵活性，保障可再生能源并网同时，从利益机制上促进煤电的转型，为煤电灵活性改造和战略备用型机组塑造市场环境。市场机制的改革创新，促进煤电转变角色并适应新的定位，不仅增强了可再生能源发展与传统化石能源高效利用之间的互补性，也为可再生能源发展铺平道路。

3.3 严格落实可再生能源消纳保障机制

实施可再生能源电力消纳保障机制是我国可再生能源全面进入“平价”阶段的必要措施，也是电力市场改革的重要一步。从近期看，保障机制的“落实”是关键。保障机制要求各省级能源主管部门牵头制定本省的消纳实施方案，落实消纳责任权重，这是保障机制能否贯彻落实最重要的一环。各省具体的实施方案与各个市场主体的切身利益关系最为紧密，是理顺各方利益关系的核心。与此同时，地方政府及地方能源主管部门应自觉抑制化石能源电力，尤其是煤电的建设，切实调整能源生产和消费结构，积极拓宽可再生能源电力的消纳途径，包括鼓励区域内自备电厂参与可再生能源电力消纳、实施电能替代、推广可再生能源电力供热等。

消纳保障机制设立的另一目的是形成更大范围的可再生能源消纳机制，突破省际间利益壁垒，实现可再生能源的跨省、跨区输送。但是，跨省、跨区可再生电力消纳涉及到省级电网企业和同等级消纳区域政府之间的协调和协商，机制的实施效果有很大的不确定性。为此，上一级政府应将可再生能源消纳情况列入对下一级政府工作考核的指标之一，加强消纳保障机制的奖惩力度。

3.4 持续推进电力供给侧改革，促进煤电转型发展

在风电、光伏成本显著下降的情况下，部分区域已经接近煤电的发电成本（如考虑碳减排成本，风电、光伏更优），未来2至3年将实现全面平价上网，运行期内基本不依赖淡水资源（虽然水资源在当前经济社会发展中的约束性并不显著，但同样是需要重视的关键性问题），边际成本极低。风电、光伏等可再生能源必将成为电力系统中最主要的电力供应来源之一。这就要求我们结合当前经济形势，科学、合理规划各类电源布局和新增装机规模，根据各类电源自身特点，科学定位电源功能。在电力系统规划的基础上，优先发展可再生能源。“十四五”时期也要继续执行当前的煤电调控政策，严控煤电总体产能规模，并在可再生能源富集区域建立火电封存和退出机制，鼓励现有煤电机组进行灵活性改造，同步淘汰落后产能，促进煤电转型升级和结构优化。

3.5 大力发展中东部地区分布式电源

从资源分布以及本地消纳条件的角度看，促进风电、光伏在中东部地区发展分布式电源是十分现实的选择。目前，德国在风、光资源量不比中国东部省份优越的情况下，平均每km2土地的风电装机有150kw，而我国东部省份的平均值小于20kw，具有相当大的潜力。在今后一段时期，分布式可再生能源电源建设应成为我国尤其是东部地区电源发展的重要发展方向之一。应将东部地区分布式电源建设纳入“十四五”电力发展的总体规划方案并制定相关配套政策，如审批手续、电价、电力系统接入，建立科学、合理的市场交易机制等。

我们在考虑技术革新的前提下，推动分布式电源、微电网、增量配电网实现大发展，数量众多的微电网组成区域电网，进而形成全国大电网，将对现有电网拓扑结构革命性的改变，也将改变当前的电力市场交易环境。目前，主干智能电网与局域的配电网、微网相结合，共同发展。我们建议依据分布式电源不同比例的并网情况研究，制定中长期的不同层级的电网发展规划，细化电源布局与电网发展的目标与路径，实现电源、电网间的协调发展。

3.6 完善可再生能源发展的保障体系

相比传统电源，虽然风电、光伏自带光环，但是在市场环境中处于相对弱势地位。目前，业内普遍认为风电、光伏技术成本下降空间相对有限，进一步的成本下降较大程度上依赖于土地税费、税收政策、融资成本、消纳保障等非技术手段。否则，在补贴下降的大趋势下，可再生能源企业尤其是处于产业核心的整机制造企业、光伏组件制造企业将面临很大的生存压力，只能依靠低价竞争获得市场，十分不利于可再生能源的可持续发展。在努力全面实现“平价上网”的同时，我们应适时研究并出台相应的配套扶持政策，建立可再生能源发展的保障体系。

4 结语

过去的十年，在国家大力推动可再生能源发展的背景下，中国可再生能源发展取得了巨大的成就，也培育了门类齐全、具备国际竞争能力的新能源产业集群，为中国能源的绿色、低碳发展奠定了坚实的基础。但由于市场、管理以及规划等方面的原因，导致可再生能源保持较高速度发展的同时，也出现了比较普遍的弃风、弃光问题。本文对这些问题进行了系统、深入的总结和分析，并针对缓解弃风、弃光问题，提出了一些具体的措施和建议，为我国主管部门制定可再生能源政策提供参考和借鉴。