中國電力科學研究院郭劍波院士：

 

我國新能源消納困難緣于多方面因素

 

我國新能源消納問題，一是市場化機制缺失制約新能源消納。我國電力市場建設尚處于起步階段，剛開始放開配電、售電環節，調峰補償、價格響應等市場機制尚未建立，新能源消納存在省間壁壘，各省間新能源資源和電源結構的互補性不能充分利用。

 

二是跨區輸電能力與新能源發展不匹配，跨區外送能力不足。東北、西北電網目前的跨區輸電能力為1610萬千瓦，只有新能源裝機容量（8559萬千瓦）的19%，跨區輸電通道外送能力不足是導致部分省區棄風棄光嚴重的原因之一。丹麥2015年通道外送能力588萬千瓦，是新能源裝機容量的101.6%。

 

三是電源結構不適應新能源發展，靈活電源嚴重不足。“三北”地區靈活調節電源占比7.7%，僅為新能源裝機的37%，靈活電源的最大調節能力與新能源的波動范圍不匹配，制約了新能源消納。美國靈活調節電源占比在50%以上，西班牙在40%以上。

 

四是供熱機組發展過快，擠占了新能源消納空間。冬季供暖期，火電供熱機組以熱定電，受供暖期、大風期和低負荷三重因素影響，吉林電網約85%的棄風發生在冬季供暖期。部分時段內火電機組最小運行方式高于最小負荷。

 

卓爾德環境研究（北京）中心首席能源經濟師張樹偉：

 

棄風限電的“電源與電網不協調”歸因不準

 

嚴重的棄風限電困擾了整個風電行業，而將“電源與電網不協調”作為棄風原因的說法仍具有很大的市場。但“電源與電網不協調”的歸因說法是極其模糊、不完整，并且缺乏確切含義的。

 

幾個棄風重災區（棄風率高于30%），甘肅的火電利用小時數為3800小時，遼寧為4300小時，新疆為4700小時，內蒙古接近5000小時。在可再生能源負荷在最大負荷中的占比超過50%，甚至100%的背景下，傳統火電還能有如此高的利用率，在最小化成本調度的體系中，這是無法想象的。這意味著，還遠遠不到討論電源與電網是否協調（更確切地說，是否短期存在嚴重的網絡阻塞，長期需要擴容）的地步。系統仍然存在相當程度未耗竭的可再生能源發電增長空間，需要的僅僅是系統調度方式的改變。

 

在具體項目接入層面，電源與電網不協調是可能存在的。項目沒有足夠分散的接入系統，造成部分變電站與線路超容，造成配電網絡阻塞，是部分地區風電項目建設與布局的問題，特別是在4.95萬千瓦項目廣泛存在的時期。過于集中也會對系統運行提出更高的要求，阻礙機組不同出力特性“平滑”效應的發揮。

 

目前，中國的大部分風電項目都是業主新建變電站接入高電壓等級的地區電網，或者提前與電網一同確認變電站與線路的容量問題。接入端的配網阻塞問題造成的部分時段棄風可能存在，但這絕不是全國普遍的情況。這個問題在很大程度上已經解決，也無法解釋如此高的棄風程度。

 

 

（一）加強新能源發展布局

 

廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強：

 

協調電源、電網和用電負荷三者間矛盾

 

目前國內清潔能源發展和布局上依然相對粗放，電源、電網和用電負荷不配套的現象較為嚴重，導致“棄風棄光棄水”和限電的比例較高。加上經濟發展放緩，電網企業和地方政府在保障清潔能源電力上網方面的積極性可能受影響，加劇了電力結構轉變的難度。

 

如何解決這一問題？大規模發展風電和太陽能的最大瓶頸是對電網的影響。目前主要的市場問題和調峰方式都面臨諸多問題，限制了風電和太陽能大規模應用的積極性。風電和太陽能發電側成本下降明顯，電網側成本將成為風電和太陽能大規模利用的主要限制因素。電池儲能技術和分布式電源，可能是解決清潔能源發電不穩定性的最有效方案，所以清潔能源的發展潛力在很大程度上取決于儲能技術在量級和成本上的進一步突破。因此，要實現清潔能源發展，有必要將儲能設備(特別是電池儲能)的技術突破作為一項重點來實施。

 

另一方面，由于中國清潔能源和市場逆向分布，清潔能源電網配套外送通道建設，開展區域間能源供需協調互補試點，將有利于解決區域窩電而導致的“棄水棄風棄光”問題。但真正解決這個問題，則需要鼓勵分布式（微網加儲能）發展就地消納。政策上，需加快完善和實施可再生能源配額制，制定考核體系并通過獎懲等激勵措施，為配額制提供制度保障。同時結合綠色證書交易機制，通過行政手段和經濟激勵，促使相關配額義務主體履行責任。

 

中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長、北京鑒衡認證中心主任秦海巖：

 

解決棄風核心問題是確定發電優先次序

 

解決棄風限電問題，首先應該從戰略高度統一認識。棄風限電核心問題是當電力供應能力大于需求的情況下，如何確定發電優先次序。作為已建成的機組，由風電還是火電來發，不應該是風火之間的討價還價，而應該基于全社會效益最大化的標準。

 

其次，要破除體制機制約束，理順利益關系。國家發展改革委、國家能源局聯合發布的《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作有關要求的通知》，其中的全額保障性收購年利用小時數保證了可再生能源項目的合理收益，對各方權責和具體實施要求進行了明確，具有很強的可操作性。

 

再次，切忌讓違法行為打上“電力體制改革”的幌子。一些地方通過變相降低風電上網電價的方式來進一步侵害風電企業的合法利益，甚至要求風電企業拿出收入所得，補償當地火電企業，導致企業的處境雪上加霜。《可再生能源法》中所說的全額保障性收購，是“量”的全額和“價”的全額，只有“保量保價”，才能使風電項目獲得合理收益。

 

最后，一定要做到“依法行政，有法必依”。電網企業要積極履行責任和義務，完成全額保障性收購，確保可再生能源電力的優先發電權。地方政府要依法行政，只有在“保量保價”完成保障性收購的前提下，才能對超額部分進行市場交易并執行市場價格。

 

（二）電改如何促進可再生能源的利用

 

國家發展改革委能源所能源系統分析研究中心研究員姜克雋：

 

在電改中引入清潔電力機制

 

破解可再生能源消納難，可以在電改中引入清潔電力機制，即在電力傳輸的中端借鑒國際通行的綠色電力調度，在末端對各省清潔電力消費實行配額制。

 

在做電力采購的時候，將可再生能源的定價為0或者一個很低的價格，使其在競價排序的時候，永遠排在最前面，電力用戶最先使用的也都是可再生能源，之后才是其他能源，這就可以使得可再生能源多發多用。

 

可以借助可再生能源配額制政策，規定各省清潔電力消費需占該省全年用電量一定比重，比例不足則需要自行在電力市場跨省購買，以此來促進可再生能源跨省傳輸，擴大消納范圍。

 

清潔電力機制解決了可再生能源的消納問題。但在發電端，上網電價放開，意味著清潔能源要以低于自身成本的價格來與煤電競爭，要促進清潔能源發展，補貼還得持續。應對清潔能源補貼缺口問題，方式有二種：一是提高居民用電價格，重點落在收入高但用電成本低的地區。據我們研究測算，只需將現在的可再生能源居民用電附加值從1.9分錢提高到5分錢，即可解決可再生能源的補貼問題。二是對煤電征收碳稅。可以有兩種傳導機制，一種是用征收的碳稅補貼可再生能源發電，預計千萬元碳稅即可解決現在的可再生能源補貼難題；第二種是改善現在的碳配額交易制度，實行一旦排放溫室氣體就征收碳稅，提升煤電企業發電成本，預計每度電成本增加3～5分錢，這樣可再生能源與煤電成本基本相當。

 

國家能源局新能源司副司長梁志鵬：

 

完善電改對可再生能源的機制設置

 

從今后5年的發展來看，我們新增加的可再生的規模，是過去到2015年為止累積的可再生能源的總量。可見，今后五年我們面臨很大的政策方面的挑戰，也包括市場、技術等其他方面的挑戰。這就需要把體制、機制設計好，這才能把全社會的創造力都發揮出來。

 

目前，電改在逐步推進，但電改對可再生能源的機制設置，還有需要進一步研究完善的地方。首先，促進可再生能源的利用，應該是電改的多項目標中的一個重要目標，這也是電改文件中明確提出的。但實際上，很多人對電改到底要實現怎樣的目標，有很多不同的認識。我認為，電力改革要更好地促進可再生能源的利用，這應該是沒有爭議的一個目標。改革的目標更多的可能是促進未來的可持續發展，但很多的人關注點卻是，電改就是降電價，如何實現眼前的利益。

 

現在，電改文件中已經對可再生能源做了很多原則性的規定。比如說，對可再生能源最優先發電權的政策設置，但怎么去實現呢？政策的規定和實際的操作流程中間還需要轉換。現在有一個比較迫切的需求，就是對電改提出可操作的建議、對電力市場運行產生直接效益的、具有法律效應的規則。

 

國網能源研究院副院長邱忠濤：

 

低成本地解決消納難題還要依靠市場機制

 

我國未來解決棄風、棄光問題，需要在健全相關政策體系、加強電力系統規劃及運行的協調性、進一步完善電力市場等方面做出更多努力。實際上，這些工作并不涉及技術難題，而是有很多制約技術發揮作用的體制機制需要打破，需要創新。

 

 

美國可再生能源國家實驗室王欽：

 

美國區域市場如何消納可再生能源

 

美國電力工業的發展水平在不同地區差別很大。在七大獨立系統運行商（ISO）管轄的范圍內，可再生能源通過參與市場交易來并網發電。在尚未成立ISO的區域內，由垂直一體化運營的公用事業服務公司(utilities)來消納當地的可再生能源。加州（CAISO）的消納可再生能源的辦法。

 

不斷增長的可再生能源給CAISO帶來的主要挑戰是在夜間的產能過量以及太陽能的“反用電”特性。即用電負荷相對不是很高而太陽能發電卻很充足；用電負荷快速增長而太陽能發電量卻急速減小。這為系統的運行帶來的很大的風險。

 

在CAISO市場中可再生能源可以注冊為EIRs（Eligible Intermittent Resources）。EIRs可以選擇自調用，也可以選擇提交市場報價來通過競爭的方式參與調度。它們的區別在于，自調用機組只能被動接受市場的價格，而提交市場報價則可以影響市場的價格。

 

既然CAISO消納可再生能源的最大挑戰是它們發電量過多所導致的系統靈活性不夠，CAISO對市場規則作了一些調整來應對這個挑戰。首先，將市場報價的底限由-30美元/兆瓦時調整到-150美元/兆瓦時, 一年之后進一步調整到-300美元/兆瓦時。這樣做的目的，是激勵可再生能源機組和其他靈活性不高的傳統機組更多的參與市場報價，而不是讓它們僅僅簡單地選擇必須被調用。

 

其次，在日前和（每5分鐘的）實時調度市場之間，成立了15分鐘前調度市場。在靠近實際運行時間之前，給可再生能源供應商多一個機會做出經濟報價。此時的預測也更準確，可以更好的調整自己的發電計劃，從而有助于減少實時產能過剩的問題，也有助于減少棄風和棄光現象，同時降低了運行隱患。

 

第三，是和周邊外圍地區的PacifiCorp公司共同開發了一個新的實時能量不平衡市場EIM（Energy Imbalance Market）。EIM的一個好處就是有利于解決CAISO現有的人為棄風充光現象。通過和周圍地區的相連，擴大服務的區域，可以在需要棄風棄光時，向外圍增加電力輸出，同時減少從外圍區域的電力輸入，從而減少棄風棄光現象的發生。

 

最后，CAISO正在引入一個新的市場產品，稱之為機組靈活性爬坡服務市場（Flexible ramping product）。通過建立一個爬坡服務市場，CAISO允許機組為爬坡服務提供經濟報價，從而使系統能夠獲得足夠多的爬坡能力。

 

丹麥能源、電力和氣候部副部長Christian Zinglersen：

 

資源一體化幫助消納風能電力

 

在丹麥的電源結構中，風電占比全球最高，但同時棄風率最低。最主要的原因之一是，丹麥實現了充分的資源一體化，系統靈活性很高，各地區間的過剩電力可以相互利用。

 

丹麥的電力結構正在經歷飛速的轉變。目前，盡管丹麥的電力結構中煤炭仍扮演著重要角色，但在未來十年，甚至更短時間內，煤炭將會全面退出，屆時，丹麥的電力結構將由可再生能源主宰。

 

到2020年，丹麥的電力結構中，可再生能源比重將達到大約70%，這一數字在非水電國家中已經處于高位。

 

丹麥位屬一個互通緊密的地區，在電力供應上，依賴來自鄰國的水電、生物質和核電，因此從電力結構上看更像是一個地區的電力結構。在未來，研究北歐國家的電力結構，會越來越多從整個區域的角度出發，而不再是以單一國家的角度。

 

這其實也是中國可以借鑒的經驗。中國國土面積廣闊，可再生能源和化石能源資源豐富，在優化電源組合的基礎上，提高電力系統的利用效率，實現電力系統清潔化，中國具有很大潛能。

 

德國亞琛ener.wi公司COO周瀅埡：

 

德國高消納的秘密武器

 

在德國高裝機容量的前提下，棄風棄光率僅1%左右，與其完善的基礎設施分不開，新能源的發展與電網建設相匹配，此外市場機制在德國新能源的消納上也發揮了不可替代的作用。

 

德國各個輸網公司對其控制區域內風電預測的偏差在15%以內，基于這種精度的預測，再依托調頻市場，就可以達到對風能幾乎完全的消納。

 

德國《可再生能源法》（EEG）對可再生能源承諾了20年補貼上網電價不變，極大地推動了整個新能源行業的發展。但高額穩定的補貼使得可再生能源分攤費節節上升，造成終端電價的上升。至2012年，可再生能源發電已經達到德國發電總量的23%，同時負電價也在電力交易市場上頻繁出現。為了解決供大于求，引導可再生能源發電，德國自2012年起對EEG進行改革——逐步強制可再生能源發電市場化交易。這種可再生能源市場化的機制從多方面促進了可再生能源發電的消納。首先，鼓勵可再生能源發電適應供求關系。激勵發電商在供小于求、電價較高的時候多發電，甚至發電商會為光伏安裝儲能設備，從而主動使清潔能源的發電以需求為導向。

其次，鼓勵可再生能源發電商進行精準預測。設立用來彌補發電商進入交易市場的管理獎金，其中光伏、太陽能發電市場化交易的管理獎金要高于其他可再生能源。再次，鼓勵可再生能源發電遠程監測調控裝置的安裝。這些調控裝置既使得發電以需求為導向，更為可再生能源發電參加調峰調頻奠定了基礎。接下來，降低可再生能源分攤費。以需求為導向的可再生能源發電，在交易市場上獲得了更高的售電價格，從而減少了補貼。最后，促進了集成商的形成。集成商會以專業的預測和交易服務一方面能將分散的可再生能源發電打包起來在交易市場上交易降低風險，另一方面與需求側資源聯合起來形成虛擬電廠自我平衡。

 

完善的電網基礎設施是發展可再生能源的硬件保障。目前德國依托歐洲大電網，已經建立了相對完善的網狀電網，如果在一個國家的電網尚未發展到充裕的網孔布局階段，在某一區域又沒有互相分攤與消納，一旦擁堵便是大規模棄風棄電。