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我国弃水弃风弃光严重现状及原因浅析
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　　国家发改委和国家能源局近日下发的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》（下称《方案》）提出，2017 年可再生能源电力受限严重地区弃水弃风弃光状况要实现明显缓解，确保弃水弃风弃光电量和限电比例逐年下降，到 2020 年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。
　　《方案》要求，具备电力消纳市场空间的省（自治区、直辖市）要结合跨省跨区输电通道尤其是特高压输电通道能力积极接纳区外输入电力，主动压减本地区燃煤发电，为扩大可再生能源利用腾出市场空间。同时，把防范化解煤电产能过剩风险与促进可再生能源有序发展有机结合，可再生能源弃电严重地区要切实完成 2017 年淘汰、停建、缓建煤电任务，确保 2020 年全国投产煤电装机控制在 11 亿千瓦以内。
　　《方案》提出，将实行可再生能源配额制，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。充分挖掘跨省跨区输电通道的输送能力，将送端地区解决弃水弃风弃光问题与受端地区压减燃煤消费相衔接，扩大跨省跨区消纳可再生能源电力现货交易。
　　《方案》还明确，按照经济技术合理原则，&十三五&期间开工抽水蓄能电站共计约 6000 万千瓦，其中&三北&地区约 2800 万千瓦。在华北、华东、南方等地区建设一批天然气调峰电站，新增装机 500 万千瓦以上。
　　在电力市场建设方面，《方案》提出，围绕日内分时电价形成机制，启动南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等第一批电力现货市场试点，逐步构建中长期交易与现货市场相结合的电力市场体系。
　　《方案》确定，将建立可再生能源电力消纳激励机制，完善可再生能源发电价格形成机制。充分衔接发用电计划有序放开与发电保障性收购机制，有序放开省级区域内发用电计划及用户和售电企业的省外购电权，组织电力企业拓展合同电量转让交易，丰富市场建设过渡阶段的交易品种。
关键词：可再生能源 现货交易
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　增值电信业务经营许可证：粤B2-　　导读：我国弃水弃风弃光严重现状及原因浅析，近年我国可再生能源发电面临的限电问题日趋严重，我国清洁能源发展步伐加快，我国水电总装机3亿kW，水电、风电、光伏发电等清洁能源发电面临的并网消纳问题也日益严重，我国弃水弃风弃光损失电量超过300亿kWh，全国“弃光”现象总体不太严重，我国弃风比例远远超出典型国家3%以下的弃风限电率，我国水电弃水的直接原因主要表现在：一是汛期降水较为集中;二是水电装机增加较多 我国弃水弃风弃光严重现状及原因浅析 数据显示，2015年全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时继续下降，2015年全国发电设备平均利用小时为3969小时，同比降低349小时，是1978年以来的最低水平。 在电力需求增速向下换挡和全国电力供需宽松、部分地区过剩的情况下，发电装机容量受建设周期影响还将延续高速增长，未来2至3
年电力供需将延续过剩。同时，经济结构调整带来用电负荷峰谷差加大，非化石能源发电比重快速上升使电力系统调峰能力明显不足，造成煤电利用小时持续下降和电力行业发展质量、效益下降。 近年我国可再生能源发电面临的限电问题日趋严重，未来要实现2020年15%非化石能源比重目标面临的挑战巨大，必须加快全面推进电力改革创新。我国清洁能源发展步伐加快，水电装机持续增加，风电、光伏新增装机量双双位列世界第一，生物质能发电技术平稳发展，垃圾发电装机容量稳步提升。至2014年底，我国水电总装机3亿kW，风电总装机9581万kW，光伏发电总装机2428万kW，可再生能源发电装机已占到全部电力装机1/3，达
4.2亿kW，与2010年相比增长了67%0与此同时，水电、风电、光伏发电等清洁能源发电面临的并网消纳问题也日益严重。 2014年，我国弃水弃风弃光损失电量超过300亿kWh。仅云南、四川两省总弃水电量已超过200亿kWh;在全国风电利用小时数同比减少160h的情况下，累计弃风电量仍高达126亿kWh;由于光伏初成规模，全国“弃光”现象总体不太严重，但甘肃省酒泉、敦煌和青海格尔木等部分地区弃光仍然存在，局部地区“弃光”比例超过20%。对比来看，我国弃风比例远远超出典型国家3%以下的弃风限电率。 从近两年水电运行情况分析来看，我国水电弃水的直接原因主要表现在：一是汛期降水较为集中;二是水电装机增加较多;三是外送通道能力不足;四是用电需求增长放缓，低于电力发展规划的预计水平。以弃水较为严重的四川为例，近两年四川省水电装机增加了2413万kW，较2012年增长了62%，并呈枯丰急转态势，增大了水电站兼顾防洪、发电的压力。同时，受电源电网规划建设不同步等因素影响，目前电力外送能力不能满足需要;而经济增长也呈现放缓情况，2014年较2013年用电仅增长了3.4%，致使当地电力装机增长速度远高于用电增长需求。 造成风电弃风的原因主要表现在：一是电源调峰能力受限。我国“三北”地区电源结构以煤电为主，其中供热机组又占有较大比重，冬季为了满足供热需求，供热机组调峰能力有限。目前，东北以及华北局部地区的弃风，都主要受这一因素的影响，且新疆、内蒙古等地1
区大量自备电厂甚至不参与系统调峰。二是配套电网规划建设滞后，省区间和网间外送消纳受限。配套电网规划建设滞后于风电项目并网运行的需求，是造成目前一些局部地区弃风的重要原因。如新疆达坂城地区是新疆风电建设的重点区域，当地盐湖220kV变电站和东郊750kV变电站改扩建施工，影响了风电的送出，造成了7亿kWh的弃风。 尽管2014年我国平均风电弃风率8%，较之2013年有所降低，但风电利用小时数也同比下降了160h，风电弃风问题在本质上并没有改善。造成弃风率变小的重要原因是2015年是“小风年”，来风情况整体偏小，但某些重点地区限电问题仍然突出。如：吉林省、河北省张家口地区、蒙西地区、黑龙江、甘肃弃风限电情况仍很严重，弃风限电比例均在10%以上，其中吉林省、新疆弃风率高达15%。 目前全国“弃光”问题并不普遍，较严重的地区主要集中在甘肃省酒泉、敦煌和青海格尔木等部分地区，局部地区“弃光”比例超过20%。造成弃光问题的直接原因有：一是西北地区光伏电站建设速度明显加快，与输电网和市场缺乏配套。二是部分西北地区光伏电站建设缺乏统筹规划，存在一定的无序现象;三是光伏发电建设规模与本地负荷水平不匹配，市场消纳能力有限，同时电站建设与配套电网的建设和改造不协调等原因，致使光伏电站集中开发区域出现了一定程度的“弃光”现象。 前瞻产业研究院《中国可再生能源产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》分析指出：弃水、弃风、弃光问题反映了我国现行电力发展和运行模式越来越不适应新能源的发展，反映了我国电力运行机制、电力市场体制的深层次矛盾。主要体现在下面几方面。 一是电力系统灵活调节表现能力较弱，现有灵活性未能充分挖掘 我国电源结构以常规火电为主，特别是风电富集地区更加突出。尽管火电调峰深度和速度都不及水电、燃气机组，但目前我国火电机组(热电机组)的调峰现状远低于国际水平，仍沿用20世纪80年代初的火电调节指标进行运行考核，大量中小火电机组、热电机组仍旧采用传统技术方案和运行方式，没有针对新的需求进行改造升级提升灵活性，技术潜力没有充分释放，远低于国际领先水平。同时国际经验证明，需求侧响应是增加电力灵活性的重要手段，但我国需求侧响应还处于研究示范阶段，未能发挥真正作用。 二是电力运行调度传统的“计划”方式无法适应新能源的发展 目前，电力运行调度很大程度上延续传统计划方式，各类电厂年运行小时数主要依据年发电计划确定，各地经济运行主管部门甚至对每一台机组下达发电量计划，由于火电年度电量计划为刚性计划，火电企业和地方政府不愿意让出火电电量空间，调度为了完成火电年度计划不得不限制可再生能源发电的电量空间。这种“计划”方式，不能适应新能源波动性特2
点和需要，无法保障可再生能源发电优先上网。 三是电网输送通道难以满足可再生能源电力发展需求 我国水电、风电、光伏主要集中开发投产在西部低负荷地区，在当地消纳的同时，仍需要外送，而在现有电力电网规划、建设和运行方式下，电源电网统筹协调不足，电力输送通道在建设进度、输送容量、输送对象上都难以满足可再生能源电力发展需求。 四是可再生能源电力消纳市场和机制没有完成落实 未来随着西南和三北地区水电、风电、太阳能发电开发规模继续增长，市场消纳空间逐渐成为可再生能源消纳的最大瓶颈，现有以“电量计划”、“固定价格”、“电网垄断”等为特征的体系已不能适应可再生能源发展。水电的“丰余枯缺”特点和风电的“波动性”在现有机制框架下，仅靠本地运行调度优化已经不能解决市场消纳问题，需依赖更大范围市场消纳。而目前我国的电力运行管理总体是以省为实体进行管理，同时跨省跨区输送未纳入到国家能源战略制定的长期跨地区送受电计划中，各地对接纳可再生能源积极性不足。 五是电力市场化程度低、监管和法律建设弱 本文作者：余水工（）
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五大措施应对弃水弃风弃光问题
发表于: 来源:奴能宝
日前，国家能源局在京召开新闻发布会，介绍上半年的能源形势和可再生能源及风电、光伏发电发展情况，12398能源监管热线第二季度投诉举报处理情况；解读《能源体制革命行动计划》和《加快推进天然气利用的意见》并回答记者提问。
就新华社记者提的近几年弃水弃风弃光问题，国家能源局采取了哪些有效措施。朱明表示弃水弃风弃光是可再生能源发展过程中出现的阶段性问题，因为这个问题涉及到能源结构调整、能源优化布局、电力调度运行、电力体制改革和市场化建设，以及绿色能源发展的落实等诸多方面，所以还是必须要采用系统化的方法来解决。今年以来，为解决弃水弃风弃光问题，重点开展了五个方面的工作。
一是优化新能源开发建设布局。严格控制弃风弃光严重地区的风电和光伏发电新增建设规模，尤其是在新疆、甘肃等三北地区。避免加重了存量项目运行困难，适当把发展的重心转移到不弃风和不弃光的中东部和南方地区。
二是采取针对性措施解决西南地区弃水问题。利用贵州送广东减送临时腾出的空间以及通过水火置换、市场化交易等方式，组织云南增送广东电量；加快四川电力外送通道建设，上半年川电外送500千伏第三通道已经投运，第四通道也在进一步推进中。今年上半年，西南地区弃水情况有所好转。
三是优化可再生能源系统调度运行。国家电网公司加大调控力度，充分发挥调度作用，实施全网统一调度，充分发挥大电网的作用，跨区域安排旋转备用容量和火电开机方式，深度挖掘系统调峰能力。南方电网公司充分利用大数据、云计算等技术，及时开展流域梯级、跨流域协调调度，这个也是起到了很好的作用。内蒙古电力公司也积极研究风电和光伏发电的技术特性，强化实时调度。
四是落实可再生能源电力消纳监测评价制度。印发了《可再生能源开发利用目标引导制度》，明确了各地区用电量中非水电可再生能源比重指标，另外出台了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，建立了可再生能源发电全额保障性收购制度，各地没有达到保障收购小时数要求的，在规模上要加以控制。
五是建立可再生能源发电就近消纳机制。指导内蒙古等地区扩大本地就近消纳，提高可再生能源保障性收购电量并扩大直接交易。结合北方地区清洁取暖工作，扩大风电清洁取暖规模，目前已安排供暖面积500万平方米，我们也在做一个北方地区清洁供暖的指导意见。另外，在河北、吉林等地区开展风电制氢示范工程。
下一步，我们将结合电力体制改革进展，通过市场化和政府调控相结合的方式，加大解决弃水弃风弃光问题的力度，促进可再生能源产业持续健康发展。
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