可再生能源消纳获得阶段性进展

　　可再生能源行将成为我国第二大电源，发展的核心已由开发侧转移至系统侧，新能源电源发展布局与系统消纳能力密切相干。本周四，国家能源局发布的《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（以下简称《通知》）明确，2018年度风电建设管理将消纳工作作为重要条件。

　　其实，早在2017年政府工作报告就把解决弃风、弃光、弃水（即“3弃”）问题列为重点任务，国家发改委、国家能源局于2017年11月联合印发的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》又明确通过实行可再生能源电力配额制、落实可再生能源优先发电制度、推进可再生能源电力参与市场化交易等措施，确保弃水弃风弃光电量和限电比例逐年下落，到2020年，在全国范围内有效解决“3弃”问题。

　　由于措施得力，截止目前，“3弃”问题的解决取得了阶段性进展，可再生能源电力消纳能力显著提升。5月22日，国家能源局发布的《关于2017年度全国可再生能源电力发展监测评价的通报》显示，2017年，包含水电在内，全部可再生能源电力消纳量为16686亿千瓦时，同比增加10.8%，占全社会用电量的比重为26.5%，同比上升1.1个百分点。

　　强迫消纳+市场交易 弃风量和弃风率“双降”

　　公然数据显示，2017年全国弃风电量合计约422亿千瓦时，同比降低75亿千瓦时。全国平均弃风率约12. %，同比下落5.2个百分点。这是三年内弃风电量和弃风率第一次实现“双降”。

　　数据来源：国家能源局 东北、华北、西北（简称“三北”）地区弃风电量占全国弃风电量的98.4%。国发能研院、绿能智库梳理发现，2017年受风电投资监测预警机制约束，风电企业和资本对三北地区风电投资建设减少，使得这些地区建设增速明显放缓。另一方面，国家出台一系列增进风电消纳的政策，增加多条外送通道保障可再生能源发电优先上，12条特高压线路输送可再生能源电量1900亿千瓦时，有效减缓了弃风状况。

　　虽然在政府引导（强制消纳）+市场选择（交易手段）等非常规手段的推动下，2017年度弃风率有所下降，但距离《清洁能源消纳行动计划（年）征求意见稿》中明确的，2018年弃风率低于12%，2019年弃风率力争8%左右，2020年弃风率5%左右的目标，还有很大差距。

　　国发能研院、绿能智库认为：在风电产业即将步入平价上之际，《通知》将解决弃风限电，消除非技术本钱作为项目竞争的前提条件，要求所参与竞争的项目必须具备接和消纳条件，确保项目建成后到达最低保障收购年利用小时数（或弃风率不超过5%），再次表明了主管部门解决弃风难题的决心。

　　其实，经过近20年的发展，风电产业已逐渐显现出从替换能源，向主流能源发展的态势。2017年，全国风电发电量 057亿千瓦时，占到非化石电源发电量的15.7%。而在新的发展态势下，尽快解决消纳问题，实现平价上，才能开创风电的未来。

　　重心转移+电改 助力光伏消纳

　　在政策措施的大力支持下，2017年全国弃光情况也有所好转。国家能源局统计数据显示，2017年全国弃光电量7 亿千瓦时，弃光率为6.0%，同比下落4. 个百分点。弃光主要集中在新疆和甘肃两省。其中，新疆（不含兵团）弃光电量28.2亿千瓦时，弃光率22%，同比下落9. 个百分点;甘肃弃光电量18.5亿千瓦时，弃光率20%，同比下降9.8个百分点。

　　数据来源：国家能源局 国发能研院、绿能智库分析发现，我国整体的弃光率之所以会进一步下降，主要有4方面缘由：电力需求的增长、新建范围的区域转移、特高压输电线路的助力及电改的作用。其中，电改对光伏消纳所起到的作用愈来愈突出。相干机构统计数据显示，通过电改，2017年，中国八大电力现货市场的风电和光伏电力交易总量为5.7亿千瓦时，其中80%产生在甘肃和新疆。

　　目前，在光伏发电装机超预期增长背景下，控制“弃光”严重地区的光伏开发节奏已成共识。但是减少“弃光“严重地区的光伏电站建设，将开发重心向中东南部地区转移，要建立在电安全可靠的前提下。同时，将新能源开发与增量配紧密联系，通过开发清洁能源微电示范项目，增进新能源就地消纳也是一种思路。

　　《中国电力发展报告2017》预计，采取综合措施后，未来三年，三北地区系统光伏消纳能力约1. 亿千瓦，其他地区系统光伏消纳能力约1.9亿千瓦。

　　采取综合措施后未来三年三北地区光伏消纳能力预测结果

　　数据来源：《中国电力发展报告2017》 伴随着光伏发电装机超预期增长，光伏财政补贴的缺口愈来愈大，国发能研院、绿能智库预计，未来三年结合财政补贴承受能力，加大光伏电站标杆电价调整力度。同时，加强宏观调控，控制光伏电站开发强度，新增规模向光伏扶贫等方面倾斜。

　　市场需求+外送 促进水电消纳

　　2017年，全国弃水电量515亿千瓦时，西南弃水率呈现下落趋势，尤其是在《关于增进西南地区水电消纳的通知》和《解决弃水弃风弃光问题实施方案》印发后，弃水状况得到明显改良，四川、云南两省弃水电量分别同比下降7.9%、15.2%，但仍占到全国弃水电量的 8 . %，水电消纳问题未根本解决。

　　数据来源：国家能源局 实际上，四川和云南两省的水电不具有完全消纳能力，特高压输电对弃水情况的减缓发挥了重要作用。以配合四川水电外送为例，2014年-2017年，特高压输电线路连续4年在汛期保持满功率运行，年输送电量超过1000亿千瓦时，约占四川水电发电量的40%。

　　但是，在各地已有本地电力供应渠道的情况下，外来特高压输电距离长，过费偏高，早就没有了搏击市场的价格优势。西部地区的火、风、光电也在斟酌外送到东北、华北、华东地区，留给川滇水电的外送空间有限。

　　与此同时，四川、云南两省主要流域大型水电站跨省（区）消纳触及地域范围广、市场主体多，单纯依靠地方政府、发电企业和电企业很难调和多方利益主体，亟需国家主导，统筹研究并协调落实雅砻江中游水电、金沙江上游水电等流域大型水电群消纳方向和电建设方案，并在全国电力计划中加以明确。

　　值得注意的是，市场需求不足才是川滇水电弃水电量高的主要原因。为此，国发能研院、绿能智库建议：创新市场交易机制，在当前跨省区交易基础上，根据国家能源发展战略和水电发电特性，在跨省区市场中设立水电交易品种，建立中长期交易和现货市场相结合的市场化消纳机制。