2017年1月，國家能源局發布了《2016年風電并網運行情況》，全年“棄風”電量497億千瓦時，超過三峽全年發電量的一半，全國平均“棄風”率達到17%，甘肅、新疆、吉林等地“棄風”率高達43%、38%和30%，今年一季度全國“棄風”電量135億千瓦時，全國平均“棄風”率16%，業內震驚，業外驚詫。其實嚴重“棄風”并非偶發事件，2011年全國“棄風”電量就已達到123億千瓦時，“棄風”率約為16%，此后愈演愈烈，“棄風”成為能源和電力行業的心腹之疾。7年間，全國累計“棄風”電量達到1500億千瓦時，直接經濟損失800億元以上。國外雖然也偶有“棄風”，但如此大面積、長時間的嚴重“棄風”，卻只唯我獨此一家。


《中華人民共和國可再生能源法(修正案)》明確提出“國家實行可再生能源發電全額保障性收購制度”，自2010年4月1日施行至今已7年，這期間我們并非沒有努力，各方對“棄風”問題密集調研，諸多機構發布研究報告，解決“棄風”問題的建議屢見于兩會提案之中，能源主管部門每年都出臺相關政策文件。但很遺憾，這些調研、報告、建議和政策收效甚微。更讓人難堪的是，“棄風”未平，“棄光”又起。2016年僅西北地區“棄光”電量就達70億千瓦時，平均“棄光”率近20%，新疆、甘肅“棄光”率高達32%、30%，2017年一季度“棄光”電量27億千瓦時，全國平均“棄光”率達到13%。我們不禁要問，“棄風棄光”緣何成為“不治之癥”?癥結究竟何在?新能源消納難題該當如何破解?

“棄風棄光”根源在于體制機制

縱觀各類研究報告和建議，“棄風棄光”原因分析主要集中在電源、電網、負荷等三個系統要素上。電源方面，目前風力和光伏裝機主要集中在“三北”地區(東北、西北、華北)，占全國的比重為77%和68%，且以大規模集中開發為主。“三北”地區電源結構以煤電為主，燃煤熱電機組比重高達56%，采暖期供熱機組“以熱定電”運行，導致系統調峰能力嚴重不足，不能適應大規模風力和光伏發電消納要求。

電網方面，“三北”地區大部分跨省跨區輸電通道立足外送煤電，輸電通道以及聯網通道的調峰互濟能力并未充分發揮，對風力和光伏發電跨省跨區消納的實際作用十分有限。負荷方面，電力需求側管理成效不明顯，峰谷差進一步加大影響了風力和光伏發電的消納。上述原因委實存在，但為何多年無法解決，產生了“抗藥性”?進一步剖析內因不難發現，體制機制才是導致“棄風棄光”的根本原因。

長期以來，我國電力管理運行以執行“計劃”為主。電廠、跨省跨區通道實行計劃電量，調度部門通過具體運行安排實現計劃目標即可。具體調度方式是充分“計劃”的，通過提前安排電廠發電曲線、輸電通道送電曲線等，實現系統安全穩定運行。即使是收益也是被“計劃”的，各類電源上網電價通過成本加合理收益率確定，由電網企業統購統銷。在嚴密的統一計劃安排下，大家原本相安無事，各得其所。但是風力和光伏發電出現后，規矩變了，這倆新成員姿勢不定，走位飄忽，何時能發電、能發多少電完全看天吃飯，無法被“計劃”，并且這倆新成員還自帶光環，優先級高人一等。這讓當前按“計劃”安排的運行機制感到極大不適應，所暴露出來的問題只是現有電力體制不適應不可計劃“新物種”的外部反映。

當前我國北方地區飽受霧霾困擾，大力發展清潔能源已成社會共識，電力行業積極相應，為充分消納風力和光伏發電鋪路搭橋，例如：煤電、水電等常規電源按照自身設計能力隨時接受統一調度，為風力和光伏發電讓路;電網企業面臨政府監管和社會輿論巨大壓力，也已盡量減少“棄風棄光”電量;能源主管部門更是三令五申，為“棄風棄光”問題操碎了心?？梢哉f，相關單位已盡了本分，但仍有很大潛力沒有發揮出來，原因就是欠缺能夠充分挖掘各方主觀積極性的體制機制。比如對于煤電企業，近年來利用小時數不斷走低，企業經營已十分困難，若實施靈活性改造，既需要增加投資、又有可能影響自身發電量，何苦要主動革自己的命?比如對于電網企業，收購風力和光伏發電的價格與煤電相同(不含補貼)，若突破常規調度方式接收風力和光伏發電，安全風險有所增加，卻沒有額外收益，何來主觀積極性?比如對于某些地方政府，省內煤電比省外風力和光伏發電價格更低，而且多用省內煤電還可增加當地財政收入，為何要接收省外風力和光伏發電?比如對于用戶，用電價格與風大風小、晴天陰天完全無關，而且不掌握相關信息，如何積極使用風力和光伏發電?凡此種種都在警示我們，是時候大力推進電力體制機制改革了!

可喜的是，國家已印發了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9號)，國家能源主管部門已在電力體制機制改革上發力，陸續出臺了一系列配套文件，相信在體制機制的激勵下很多問題會迎刃而解。

解決“棄風棄光”應分“輕重緩急”

多年來，大量單位機構和專家都曾對解決“棄風棄光”提出了自己的措施建議，為能源主管部門制定政策提供了重要參考。但是，很多建議往往對“未來怎么做”坐而論道，對“今天做什么”閉口不談，這也是各種措施建議未能有效執行的原因之一。根治“棄風棄光”頑疾，切不可“胡子眉毛一把抓”，應著眼未來，立足當下，貫徹落實國家能源戰略和規劃，拿出具體實施路線圖。

為解決“棄風棄光”問題，《能源發展“十三五”規劃》(以下簡稱《規劃》)提出了多項任務和措施，包括著力破除體制機制障礙，構建公平競爭的能源市場體系，優化能源開發布局，加強電力系統調峰能力建設，實施需求側響應能力提升工程，推動能源生產供應集成優化，構建多能互補、供需協調的智慧能源系統等。當前，應進一步細化《規劃》實施方案，厘清解決“棄風棄光”的“輕重緩急”。

(一)推進體制改革“重”任

最重要的任務，就是深化電力體制改革。新能源發電雖然壽命周期成本較高，但邊際成本幾乎為零，在現貨市場中有明顯競爭優勢。要致力于推進能源價格改革，有序放開發用電計劃，建立健全電力市場體系，制定公平有序的電力市場規則，啟動現貨交易市場，充分發揮市場配置資源的決定性作用?！兑巹潯诽岢鲆晟普{峰、調頻、備用等輔助服務價格，激發其他常規電源參與調峰的積極性，打破省間壁壘，充分發揮跨省跨區聯網輸電通道的調峰作用。可喜的是，東北電力輔助服務市場專項改革試點工作已正式啟動，我國電力輔助服務向市場化邁出了里程碑式的一步，從目前試點情況看，燃煤機組主動參與調峰的積極性得到充分發揮，效果相當不錯。

(二)協調解決一批“急”務

體制改革任務雖然重要，但預計至少需要3至5年才能形成完善的電力市場體系并充分發揮作用，在此之前，應馬上開展以下工作。

一是優化調整新能源開發布局?！兑巹潯诽岢鲆€步推進“三北”地區風電基地和光伏電站建設，控制開發節奏，要將“棄風棄光“率控制在合理水平。因此，當務之急就是要暫停“棄風棄光“嚴重地區的集中式風電和光伏發電項目建設，將開發中心向中東南部地區轉移，優先發展分散式風電和分布式光伏，通過實施終端一體化集成供能系統、微電網示范項目等，促進新能源就地消納。

二是加強系統調峰能力短板建設。《規劃》提出加強電力系統調峰能力建設，減少冗余裝機和運行成本，提高可再生能源消納能力。當前應加快推進存量煤電機組靈活性改造試點和推廣工作，切實提升“三北”地區的系統調峰能力，尤其是冬季供暖期的調峰能力。抽水蓄能電站是優質的調峰電源，由于建設工期較長，應盡快開工一批抽水蓄能電站，爭取早日發揮作用。

三是繼續推進“三公”調度，接受社會監督。“公開”是“三公”(公開、公平、公正)調度的前提，堅持調度公開才能確保風力和光伏等新能源發電優先上網，才能倒逼相關電力企業充分發揮自身調峰能力，才能做到科學研究、有的放矢。建議由能源主管部門協調，要求省級電網公司公開逐小時負荷、各類電源實際出力、主要聯網通道輸電功率、新能源樣板機組總出力等，這些數據是社會監督和政府決策的基礎，很多國家早已公開此類數據，并不涉及國家和商業秘密。

(三)其他舉措不可“輕”視

一是綠證和配額制。這兩者組合能夠促進新能源的發展，應充分肯定并大力支持。在采取綠證制度替代一部分財政補貼的同時，應鼓勵綠證用戶負荷與新能源出力配合調節，確保用戶所使用電量主要為新能源電量。配額制是一種行政考核制度，應在對各地方政府或相關企業提出新能源配額目標的同時，對“棄風棄光”率提出控制要求，避免偏重新能源開發，而輕視消納問題。

二是電能替代。實施電能替代對促進能源清潔化發展意義重大，應從能源系統整體優化的角度，深入論證不同電能替代方式的技術方案合理性和經濟性，堅持“節約、清潔、安全”的戰略方針，力求精準化解“棄風棄光“電量，避免一味增大用電負荷，反而增加煤電發電量。

(四)新建大通道宜“緩”行

建設大規?？鐓^輸電通道將“三北”地區新能源送至中東部地區，固然有利于緩解“三北”地區“棄風棄光“問題，但需注意的是，“十三五”期間中東部地區也存在電力富裕情況，新建大規模輸電通道的利用率未必太高，若再需送端配套新建燃煤機組，“水多了加面，面多了加水”，這對能源結構優化的貢獻是負效應，近期并不可取。

結束語

任何事物都有兩面性，“棄風棄光“損失固然令人心痛，但不破不立，這也倒逼我們對國內電力體制進行深入思考，希望由此能夠推動電力市場改革前進一大步，也可聊以慰藉，但愿新能源發展能早日走出“棄風棄光”的陰霾。

(作者均供職于電力規劃設計總院)

數說“棄風棄光”:

497億千瓦時

2016年全年“棄風”電量497億千瓦時，超過三峽全年發電量的一半。

135億千瓦時

2017年第一季度全國“棄風”電量135億千瓦時。

800億元

7年間，全國累計“棄風”電量達到1500億千瓦時，直接經濟損失800億元以上。

70億千瓦時

2016年僅西北地區“棄光”電量就達70億千瓦時，平均“棄光”率近20%，新疆、甘肅“棄光”率高達32%、30%。

27億千瓦時

2017年一季度“棄光”電量27億千瓦時，全國平均“棄光”率達到13%。