2017年3月5日，第十二届全国人民代表大会第五次会议上，国务院总理李克强在《政府工作报告》中提出“抓紧解决机制和技术问题，优先保障可再生能源发电上网，有效缓解弃水、弃风、弃光状况”，首次提及“弃水、弃风、弃光”问题。此外，“两会”期间，众多代表及委员提案也涉及可再生能源消纳问题。除煤电发展受到普遍关注外，可再生能源也日益受到重视。
笔者结合近期可再生能源领域政策及环境变化，对新能源消纳问题评论如下：
(1)“十二五”以来，受国家政策影响，可再生能源装机规模大幅增加。但由于可再生能源的不稳定性、我国能源资源分布不均衡及电力系统各主体不同利益诉求导致可再生能源并网消纳困难，部分地区出现了严重的“弃水、弃风、弃光”问题。
(2)2016年2月起，国家多次发文限制可再生能源富余地区核准及新建项目，上游制造商、发电企业及市场均对此次会议目标有一定预期。
(3)解决可再生能源消纳问题，需要做到“去产能”和“补短板”并进，不能仅通过“去产能”(限制能源富余地区投产规模)解决，更要“电力外送通道建设”、“煤电机组灵活性改造”、“增强调峰能源建设”、“辅助服务市场补偿机制”、“需求侧管理”和“储能系统”等“补短板”措施。
一、“两会”声音之可再生能源消纳问题
《政府工作报告》：抓紧解决机制和技术问题，优先保障可再生能源发电上网，有效缓解弃水、弃风、弃光状况。
国家能源局局长努尔˙白克力：解决好弃风弃光问题是一个复杂的系统工程，最根本、最主要的途径，还是要做好能源系统的统筹优化。第一，加快电力系统调峰能力建设;第二，调整优化发展布局;第三，推进电力系统运行模式变革。力争“十三五”末“三北”弃风、弃光率控制在5%以内。
国家电网副总经济师王抒祥：水电要科学开发，网源要协调好，水电开发的规划和电网建设的规划，还有市场的需求，需要协调发展。
河北省政协农业委员会主任杨玉成：大力发展风电、光伏，加大财政补贴，降低群众使用新能源成本。
大唐集团董事长陈进行：煤电应主动为可再生能源发展“让路”，应为可再生能源发展提供“托底”，提供调峰等辅助服务，保障系统的安全稳定运行。
协鑫集团董事长朱共山：《可再生能源法》中部分规范和制度已不再适应当前可再生能源的发展阶段，建议通过修改《可再生能源法》，建立清洁电力的强制上网和优先上网制度，从法律制度上保证保障性收购。
二、可再生能源消纳问题的成因及影响
“十二五”以来，受国家政策影响，可再生能源装机规模大幅增加。但由于可再生能源的不稳定性、我国能源资源分布不均衡及电力系统各主体不同利益诉求导致可再生能源并网消纳困难，部分地区出现了严重的“弃水、弃风、弃光”问题
自“十二五”开始，国家加快发展可再生能源，尤其加大了风电、光伏等资源丰富地区的可再生能源发电机组建设。《能源“十二五”发展规划》预计2015年风电、光伏发电累计装机规模分别为1亿千瓦及0.21亿千瓦。但可再生能源补贴退坡的影响下，风电与光伏发电出现了大规模“抢装潮”——2015年末实际规模分别为1.31亿千瓦与0.42亿千瓦，远超预期。这一势头在2016年得以保持。
但是与煤电不同，可再生能源发电量在全部电源发电量中占比较低，装机的快速增长并非导致消纳问题的主要原因。可再生能源消纳困难主要受其不稳定的属性、能源资源分布不均衡及电力系统各主体不同利益诉求等因素影响：
首先，可再生能源的不稳定性导致电网无法令全部可再生能源发电机组并网。具体而言，可再生能源受天气等自然因素影响较大，且无法自主调节发电能力，及时响应用户侧的需求：当可再生能源出力小时面临用电负荷高，且无其他电源及时出力时，将严重损害电网运行;当若可再生能源出力大时面临用电负荷低时，可再生能源只能舍弃。
其次，我国可再生能源资源分布十分不平衡，如四川、云南等西南地区水能资源丰富;东北、西北、华北等“三北”地区风能资源丰富;新疆、宁夏、甘肃、青海、陕西等西北五省光能资源丰富。但上述资源丰富区域普遍经济水平较低、电力需求较差。因此，电网内部消纳与外部输送能力均较差进一步限制了可再生能源发电并网量。
此外，还有电力系统各主体不同利益诉求导致可再生能源发电机组无法全部并网。具体地，对于火电机组而言，可再生能源发电需要火电等可调节电源作为调峰机组，但其他机组进行调峰会明显减少其利用小时数而相关辅助服务补偿机制缺位，这使得可再生能源发电配套调峰机组的数量与积极性不足;对于地方政府而言，一方面，发电厂作为拉动地方经济、创造税收的重要一环，各地方电网接受电力富余区域电量的能力与积极性不足;另一方面，受设备增值税抵扣、优惠政策等影响，运行期全寿期煤电创造税收远高于可再生能源发电[附注1]，地方政府更希望煤电机组优先并网。
受上述因素影响，我国部分地区可再生能源消纳问题严重：2016年，四川弃水电量142亿千瓦时(弃水率5%)、云南预计弃水电量400亿千瓦时(弃水率19%);甘肃弃风电量104亿千瓦时(弃风率43%)、新疆弃风电量137亿千瓦时(弃风率38%)、吉林弃风电量29亿千瓦时(弃风率30%)和内蒙古弃风电量124亿千瓦时(弃风率21%);西北五省(区)弃光电量70.42亿千瓦时(弃光率19.81%)，其中新疆、甘肃、宁夏、青海、陕西弃光率分别为32.23%、30.45%、7.15%、8.33%与6.89%。仅上述部分即超过1,000亿千瓦时，相当于2016年第一产业用电量，可再生能源发电消纳问题日趋严重。
三、此次会议目标在市场预期之内
可再生能源消纳问题一直受到舆论广泛关注。2016年2月起，国家多次发文限制可再生能源富余地区核准、新建项目，上游制造商、发电企业及市场均对此次会议目标有一定预期。
风电方面，2016年2月起，国家发改委、国家能源局连发《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》、《关于做好2016年度风电消纳工作有关要求的通知》、《关于下达2016年全国风电开发建设方案的通知》、《关于印发〈可再生能源发电全额保障性收购管理办法〉的通知》、《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》、《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》多项文件，明确建立风电投资检测预警机制，并要求预警结果为红色的省份，国家能源局当年将不下达年度开发建设规模，地方暂缓核准新的风电项目。
2017年2月末，国家能源局发布《关于发布2017年度风电投资监测预警结果的通知》，“蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆(含兵团)等省(区)为风电开发建设红色预警区域，不得核准建设新的风电项目，并要采取有效措施着力解决弃风问题”。对此，笔者于3月1日发表评论，认为相关政策已实施近一年，各方对本次预警的预期较为充分，且弃风弃光现象严重影响企业经营效率，市场建设重心已有自发向东南地区转移的倾向，整体影响可控。
光伏方面，当前尚未建立预警考核机制，但国家亦在2016年5月发布《关于调查落实光伏发电相关建设条件的通知》，对弃光问题进行控制。此外，《关于印发〈可再生能源发电全额保障性收购管理办法〉的通知》同样明确了部分省份光伏最低保障性利用小时数。但整体上，相关政策在力度与细节上不及风电。2017年初发布的《能源发展“十三五”规划》明确要求“建立弃光率预警考核机制”，预计未来国家能源局也可能出台相应投资监测预警机制。
此外，在《能源发展“十三五”规划》与《电力发展“十三五”规划》基础上，《2017年能源工作指导意见》提出(水电方面)加强西南水电输电通道建设，及时分析预警水能利用和弃水情况;(风电方面)新增规模重心主要向中东部和南部地区倾斜，严格控制弃风限电地区新增并网项目，发布2017年度风电行业预警信息，对弃风率超过20%的省份暂停安排新建项目;(光伏方面)严格控制弃光严重地区新增规模，对弃光率超过5%的省份暂停安排新建光伏发电规模。
综上所述，虽然可再生能源发电消纳问题首次写入《政府工作报告》，但相关政策事实上已实施多年，上游制造商、发电企业及市场均对该内容有一定预期。
四、可再生能源消纳问题，“补短板”比“去产能”更重要
解决可再生能源消纳问题，需要做到“去产能”和“补短板”并进，不能仅通过“去产能”(限制能源富余地区投产规模)解决，更要“电力外送通道建设”、“煤电机组灵活性改造”、“增强调峰能源建设”、“辅助服务市场补偿机制”、“需求侧管理”和“储能系统”等“补短板”措施。
笔者根据可再生能源消纳问题的成因逐条分析以寻找其解决办法：
(一)对于可再生能源的不稳定性导致并网消纳困难的问题，应完善电力运行机制——增加调峰电源建设(包括对火电机组进行灵活性改造)、并进一步研究实施煤电机组参与调峰激励机制、建立健全辅助服务(市场)补偿机制、做好需求侧管理，并加强储能技术系统的研发;
(二)对于电网内部消纳与外部输送能力均较差限制可再生能源发电并网量的问题，应加强跨省跨区外送输电通道的建设，并做好省际间关于电价、电量等问题的协调;
(三)对于电力系统各主体不同利益诉求导致可再生能源无法并网的问题，需继续推动可再生能源发电建设重心的转移，并加强技术创新，降低成本，从而减少省际间利益博弈压力、降低光伏、风电等对财政补贴的依赖[附注2]。
事实上，《2017年能源工作指导意见》中的“补强能源系统短板”章节亦对可再生能源消纳问题提出了较为细致的解决方案，仅仅通过“去产能”(限制能源富余地区投产规模)无法解决可再生能源消纳问题，“补短板”也是解决能源消纳的重要方面。《能源发展“十三五”规划》、《电力发展“十三五”规划》与《2017年能源工作指导意见》多次强调了“补短板”的重要性，即完善电力运行机制、加强跨省跨区外送输电通道建设，并首次细化了具体项目。
对于完善电力运行机制：
(1)煤电机组灵活性改造方面，加大既有热电联产机组、燃煤发电机组调峰灵活性改造力度，“十三五”期间热电联产机组和纯凝机组煤电灵活性改造规模分别达到1.33亿千瓦和0.86亿千瓦。其中，“三北”地区热电联产机组和纯凝机组改造分别1.33亿千瓦和0.92亿千瓦，其他地区纯凝机组改造450万千瓦。改造完成后，增加调峰能力0.46亿千瓦，其中“三北”地区增加0.45万千瓦。
(2)增强调峰能源建设方面，除煤电机组灵活性改造外，加快大型抽水蓄能电站、龙头水电站等优质调峰电源建设，推进金沙江龙盘、金沙江岗托、雅砻江两河口、大渡河双江口等龙头水电站建设，“十三五”期间新增规模0.17亿千瓦;在华北、华东、南方、西北等大中型城市、气源有保障地区建设一批天然气调峰电站，“十三五”期间新增规模达0.05亿千瓦以上。
(3)辅助服务市场补偿机制方面，建立调峰、调频、调压等辅助服务市场，完善电力调峰成本补偿和价格机制。2016年启动东北地区辅助服务市场试点，成熟后全面推广。
(4)需求侧管理方面，进一步优化推广用户侧峰谷电价机制，探索实行可中断负荷电价，提高负荷侧大数据分析能力，引导用户错峰用电。2015年末启动北京市、河北省、江苏省、广东省及上海市电力需求侧管理城市综合试点。
(5)储能系统方面，开展大容量机电储能、熔盐蓄热储能、高效化学电池储能等多种储能示范应用。积极推进苏州辉腾、西藏尼玛、大连融科(部分)、比亚迪长沙园区、山西阳光、贵州毕节等储能项目建设。
对于加强跨省跨区外送输电通道建设：
统筹送受端需求，跨区送电具有可持续性，满足送端地区长远需要。重点实施大气污染防治行动12条输电通道及酒泉至湖南、准东至安徽、金中至广西输电通道;建成东北(扎鲁特)送电华北(山东)特高压直流输电通道，解决东北电力冗余问题;适时推进陕北(神府、延安)电力外送通道建设。“十三五”期间，新增“西电东送”输电能力1.3亿千瓦时，达到2.7亿千瓦左右。
综上，国家用部分地区可再生能源“去产能”政策倒逼地方解决可再生能源消纳问题，但要从根本上改善可再生能源消纳问题，需对上述“补短板”的政策切实落地并持续推进，短期内仍难较好改善。
[附注1]根据国际能源署全球能源展望组高级能源专家张树伟测算，在建设期，煤电与风电单位万元建设投资带来的总税收均在50~70万元之间，且风电建设期短，年度平均税收创造能力较煤电高(但煤电单位项目规模大);但在运行期，受设备增值税抵扣、优惠政策及可能存在的燃料增值税等影响，全寿期煤电税收为风电的1.5倍(福建)至10倍(宁夏)。
[附注2]根据张树伟测算，随着电力市场化改革的推进，煤电的年利用小时数很可能进一步下降。若基于煤电2500小时数/年，及取消风电的“三免三减排”政策，福建地区煤电与风电税收创造能力将可比，宁夏地区煤电与风电税收创造能力差别将缩小到3倍。
联系电话