中國電力企業(yè)聯(lián)合會在2016年和2017年相繼成立新能源發(fā)展相關課題組開展專項調研，先后完成了《新能源發(fā)電情況及發(fā)展建議調研報告》和《大規(guī)模新能源發(fā)電并網消納調研報告》，并向政府有關部門和主要電力企業(yè)進行了報告。最近，本刊記者就如何科學認識我國新能源消納難及其對策與建議等問題，專訪了調研組組長、中電聯(lián)專職副理事長王志軒。王志軒在接受記者采訪時指出，新能源消納是一個全局性、系統(tǒng)性和發(fā)展性問題，在政府、企業(yè)和社會各方的積極參與和推進下，有關法規(guī)政策、市場機制和技術創(chuàng)新正在不斷完善，“十三五”推進新能源科學可持續(xù)發(fā)展的各項工作也正在積極開展。當前，破解局部大比例新能源發(fā)電并網消納難題，應因地制宜、綜合施策，積極推進制度創(chuàng)新、機制創(chuàng)新、科技創(chuàng)新和管理創(chuàng)新。
新能源消納的區(qū)域性、季節(jié)性和時段性特征明顯
“十二五”以來，我國電力結構優(yōu)化取得明顯成效，尤其是新能源發(fā)展成就舉世矚目，您認為我國新能源發(fā)展呈現(xiàn)出哪些顯著特征？
經過“十二五”長足發(fā)展和“十三五”良好開局，我國風電、太陽能發(fā)電裝機總量已連續(xù)位于世界第一。截至2017年6月底，全國并網風電裝機容量達到15355萬千瓦，全國太陽能發(fā)電裝機達到10182萬千瓦，并實現(xiàn)了新能源消納總量快速增長?？捎靡韵挛寰湓拋砀爬ó斍靶履茉窗l(fā)展的特征：一是我國新能源消納總量實現(xiàn)快速增長，新能源利用的成績是首位的；二是電力供需新常態(tài)下各類電源利用空間受到擠壓；三是新能源超常規(guī)發(fā)展后消納問題突出；四是新能源消納的區(qū)域性、季節(jié)性和時段性特征明顯；五是2017年雖有所緩解但長期壓力越來越大。有三組圖示可以說明這幾個特征。
要按照新能源特性實現(xiàn)合理經濟消納
我們了解到，中國電力企業(yè)聯(lián)合會近幾年來著力于電力發(fā)展重大問題的研究，已連續(xù)兩年成立新能源發(fā)展課題組開展調查研究，并先后完成了《新能源發(fā)電情況及發(fā)展建議調研報告》和《大規(guī)模新能源發(fā)電并網消納調研報告》。通過專項調查研究后，您對于我國新能源發(fā)展有哪些新的認識？
按照理事會安排，中電聯(lián)相繼開展了新能源發(fā)電調研，組織主要電力企業(yè)對新能源協(xié)調發(fā)展規(guī)律、主要技術路徑、市場機制和政策保障等重大問題開展專題研究和實證分析，進一步明確新能源發(fā)電的定位和發(fā)展規(guī)律。調研組重點調研了“三北”區(qū)域的新能源發(fā)展現(xiàn)狀和參與調峰的火電、抽水蓄能企業(yè)運行情況，以及作為東部受端電網各類能源消納的總體形勢，走訪了國內主要新能源企業(yè)，形成調研報告。
通過調研，我們認為當前影響新能源消納的主要因素有：
一是新能源發(fā)展綜合協(xié)調性不夠。新能源開發(fā)速度、布局與市場容量不匹配；新能源規(guī)劃建設周期與電網不同步；利益機制不協(xié)調，在新能源項目建設和運行過程中，交織著新能源與傳統(tǒng)能源、新能源產業(yè)與投資方、行政計劃體制與市場機制、跨省跨區(qū)中地方利益以及中央和地方關系等復雜因素，這些問題在需求持續(xù)高增長時不明顯，在需求趨緩或低迷時就顯得突出。
二是系統(tǒng)靈活性不夠，傳統(tǒng)調峰能力應對困難。燃煤火電調峰能力普遍不足、“三北”地區(qū)供熱機組比重高、東北和西北地區(qū)抽水蓄能機組比例低、部分地區(qū)自備電廠快速增長增加調峰壓力等。
三是輸電通道建設不匹配，大范圍消納受到制約。新能源集中地區(qū)送出通道規(guī)劃建設滯后。2016年，“三北”地區(qū)新能源裝機合計1.63億千瓦，但電力外送能力只有3400萬千瓦，占新能源裝機的21%，而且還要承擔煤電基地外送任務，外送能力不足。受網架和新能源機組安全性能限制，現(xiàn)有外送通道能力不能充分發(fā)揮。
四是新能源自身存在技術約束。新能源出力的隨機波動性造成系統(tǒng)調節(jié)困難，新能源設備可靠性存在問題，一定程度上都制約了產能發(fā)揮。
五是需求側潛力發(fā)揮不夠。需求側資源開發(fā)利用程度較低，對新能源消納貢獻有限。
六是市場機制不完善。調峰輔助服務專項改革剛開始試點，起到了積極的推動作用，但還未建立起真正的市場機制，相關改造的可持續(xù)性不夠；新能源跨省跨區(qū)交易剛起步；上網側和需求側分時價格響應機制尚未建立，現(xiàn)貨市場尚未建立，新能源邊際成本低的優(yōu)勢難以體現(xiàn)。
七是政策措施有局限。規(guī)劃協(xié)調不夠，新能源發(fā)展快、新政多，在目標調整和執(zhí)行過程中有困難；扶持政策失衡，目前扶持政策偏重于新能源電源建設一端，造成先發(fā)展后治理的結果；政策協(xié)調不夠，在需求放緩的形勢下，電力系統(tǒng)內各項消納政策需要進一步協(xié)調；政策需要放開，在棄電已經形成態(tài)勢的地區(qū)和時段，應當放開政策使其在綜合利用方面起到作用。
通過調研認識到，第一，新能源發(fā)展中的問題受能源電力轉型的根本性問題所支配，不僅與新能源發(fā)展自身有關，更與傳統(tǒng)能源系統(tǒng)的整體調整（革命）有關，而且直接受到經濟轉型的影響，要認識到解決問題的系統(tǒng)性、復雜性和長期性；第二，高比例新能源接入電力系統(tǒng)是國際能源轉型過程中共同面對的突出挑戰(zhàn)，是源網荷協(xié)調的系統(tǒng)工程，也是電源、電網和用戶的共同責任，三者需要協(xié)調發(fā)展；第三，應當從整體上而不是從局部上認識新能源消納問題，按照新能源特性實現(xiàn)總體合理經濟消納，提高整個系統(tǒng)的利用率；第四，著眼于世界能源發(fā)展和我國能源戰(zhàn)略，新能源將從替代能源逐步轉變?yōu)橹鲗茉矗履茉聪{工作的力度需要不斷加大。
多措并舉，綜合施策 積極推進新能源科學可持續(xù)發(fā)展
2010年開始，我國就有部分地區(qū)開始較大規(guī)模棄風。2016年全國棄風電量497億千瓦時，棄風率18%，已回升至2012年的歷史高點。全國棄光電量70.4億千瓦時，同比增長51.40%，棄光率約11%。今年上半年，新能源消納問題開始有所好轉，累計棄風率13.6%，同比下降7.4個百分點；累計棄光率7%，同比下降4.5個百分點。您如何看待今年緩解棄風棄光所取得的成效？如何科學設定解決棄風棄光問題的目標？
今年上半年，由于電力需求回暖和各方面共同努力綜合施策，棄風棄光問題有所緩解，但是新能源消納所涉及的系統(tǒng)性問題還沒有根本解決，政策、市場機制和各環(huán)節(jié)措施還沒有完全到位。尤其是“十三五”期間，風電將增加1億千瓦以上，太陽能發(fā)電增加6000萬以上，2020年后新能源將成為電力增量的主體，今后新能源消納的壓力和挑戰(zhàn)會越來越大。
針對這一能源電力轉型過程中突出問題的系統(tǒng)性、復雜性和長期性，我們需要設定近期、中期和遠期目標。
近期目標：2020年前，加強電網統(tǒng)一調度，充分挖掘系統(tǒng)潛力，優(yōu)先解決存量、嚴格控制增量，開展發(fā)電權交易、省間交易、靈活調整交易和現(xiàn)貨交易試點，有效緩解棄風棄光。
中期目標：到2030年，建設完善市場機制，提高系統(tǒng)平衡能力，根本解決新能源消納問題。
遠期目標：2030年后，突破前瞻性技術，適應高比例大規(guī)模新能源并網發(fā)展需要，開展直接現(xiàn)貨交易。
通過專項調查研究，課題組對于推進我國新能源科學可持續(xù)發(fā)展提出了哪些對策與建議？
我國大規(guī)模新能源利用以集中式開發(fā)為主，電網調峰、電力外送和市場機制是困擾清潔能源消納的三大難題，既需要技術驅動，也要有政策引導，政府部門、電源企業(yè)、電網企業(yè)和用戶應當共同努力，多措并舉，綜合施策。
通過調研認為，要推進我國新能源科學可持續(xù)發(fā)展，當前應該做好以下五方面工作：
一是做好頂層設計，優(yōu)化結構協(xié)調發(fā)展 優(yōu)化電源結構，合理布局新能源
在頂層設計中明確新能源在電力生產消費中的定位，統(tǒng)籌解決發(fā)展過程中的全局性問題，堅持能源系統(tǒng)大范圍配置與就地消納兩條腿走路方針，遠近結合，有序推進，提高增量發(fā)展質量，解決存量消納難題，培育和增強新能源長遠發(fā)展能力。
綜合各地資源條件、電網條件、負荷水平等因素優(yōu)化新能源項目的開發(fā)布局和開發(fā)時序，以需求為導向，加強新能源、常規(guī)電源、電網三者之間規(guī)劃及運行的協(xié)調性，以及送受端和區(qū)域間的協(xié)調，實現(xiàn)系統(tǒng)常規(guī)電源與新能源的合理配比和協(xié)調運行。
對目前棄風、棄光嚴重的“三北”等地區(qū)，重點是提高存量新能源裝機的利用率，暫緩各類電源核準建設。優(yōu)化發(fā)展布局，加大中東部及南方地區(qū)新能源開發(fā)力度。調整能源結構方面，一是嚴控東中部地區(qū)新增煤電，引導低效高排放煤電機組退出市場，將“控增量、減存量”騰出的空間優(yōu)先用于發(fā)展新能源。二是提高抽水蓄能電站、燃氣調峰電站等靈活調節(jié)電源比例，特別是東北和西北地區(qū)的裝機比例，示范開展太陽能熱發(fā)電項目建設，推進水風光等多種能源互補外送電力基地建設。
加強送出通道建設和管理，擴大新能源配置范圍
在電網側加快跨區(qū)跨省通道建設，統(tǒng)籌發(fā)揮大電網配置及平衡能力，實施全網統(tǒng)一調度，提高新能源負荷預測和控制水平。2017年和2018年，投產6條特高壓跨區(qū)直流輸電工程，并通過加強送、受端電網和提升已投產線路輸電能力，提高新能源大范圍配置水平。
構建全國電網互聯(lián)平臺，實現(xiàn)跨區(qū)域跨流域多能互補，滿足新能源大規(guī)模開發(fā)利用要求。擴大同步電網規(guī)模，解決特高壓直流安全支撐問題，實現(xiàn)多能互補。最終形成結構合理、網架堅強、廣泛互聯(lián)的能源資源優(yōu)化配置平臺，電網綜合平衡能力大幅提升，滿足新能源更大規(guī)模開發(fā)和消納需要。
優(yōu)化跨區(qū)通道的運行方式，促進新能源的大范圍跨區(qū)消納。根據(jù)受端電網負荷和新能源發(fā)電特性差異，按照跨區(qū)輸電通道計劃和交易曲線優(yōu)化調整、電量滾動平衡的原則，建立區(qū)域內和跨區(qū)域旋轉備用共享機制，減少送端火電開機方式，增加新能源消納和外送空間。
制定有利于風電消納的跨省跨區(qū)聯(lián)絡線管理辦法。需要建立跨省、跨區(qū)聯(lián)絡線建設核準辦法及投資回收機制，研究制定有利于風電消納的跨省跨區(qū)聯(lián)絡線管理考核辦法。
密切協(xié)同，建立新能源發(fā)展“政網源用”聯(lián)動機制
新能源并網消納是一個系統(tǒng)性工程，建議政府、電網、電源、用戶四方共同建立新能源發(fā)展聯(lián)動機制。一是做好新能源規(guī)劃和電網規(guī)劃的有效銜接，科學制定新能源布局規(guī)劃和建設計劃，保障電網同步消納能力。二是在電源本體可研階段同步開展接入系統(tǒng)設計和并網工程可研，做到電源本體和并網工程同步設計、同步核準、同步建設和同步投產，實現(xiàn)電網和新能源的協(xié)調發(fā)展。
二是加強源網荷系統(tǒng)性消納能力建設 加強系統(tǒng)調峰能力建設
針對火電靈活性改造出現(xiàn)的問題，建議：一是依據(jù)電廠所處地區(qū)電力、熱力、社會、環(huán)境等因素不同而采取不同的改造方案，相關部門在政策、市場層面綜合考慮，形成鼓勵和補償機制支持，并且政策保持必要的延續(xù)性。二是靈活性改造技術路線較多，設計、安裝經驗不足，建議研究機構或技術平臺在技術支持和信息聯(lián)系方面提供更多技術交流和共享。三是主力燃煤機組的設計性能決定了其能達到的最大調峰能力，深度調峰使蒸汽參數(shù)大幅度偏離額定值，在降低經濟性的同時，也帶來氧化皮等安全性問題，需要深入總結經驗和開展研究工作。當前少數(shù)機組的最低調峰負荷雖可以達到30%~35%額定負荷，但不具備普遍適應性，在制定深度調峰輔助服務相關政策時建議予以考慮。
加快抽水蓄能和燃氣等調峰電源建設。抽水蓄能電站投資布局向非化石能源消納困難的“三北”地區(qū)傾斜。出臺抽水蓄能電價疏導機制，保證投資者合理回報。目前對燃機啟停頂峰補貼尚不足以彌補燃機調峰成本，建議一方面按照按啟停次數(shù)階梯補貼，另一方面按照兩部制電價進行補償，合理補助燃機啟停帶來的風險和經濟影響，提高燃機電廠的啟停頂峰積極性。
電力調度和新能源生產精細化運行
在調度運行管理方面，借鑒歐美電網大比例消納可再生能源的技術，提高電網適應電力轉型的能力，提高新能源企業(yè)發(fā)電預測和控制水平，保障新能源在最大程度上的消納。
加強運行管理，保證新能源發(fā)電出力。根據(jù)新能源出力與計劃的偏差情況及新能源電站并網區(qū)域的電壓情況，為系統(tǒng)安排足夠的上/下調備用，保證系統(tǒng)的頻率及電壓穩(wěn)定。在滿足系統(tǒng)安全運行、電網可靠供電、水庫供水、火電供熱需要的前提下，優(yōu)化常規(guī)機組開機方式，保證新能源發(fā)電出力。開展跨區(qū)、跨流域的風光水火聯(lián)合運行，大幅提高新能源發(fā)電的穩(wěn)定性，實現(xiàn)多種能源發(fā)電以及新能源出力與用戶響應的聯(lián)合平衡。
加強對新能源功率預測的管理，提高預測精度與分辨率。提高極端氣象事件預測分辨率，提高風況、光照、來水發(fā)電功率預測精度，提供多時間尺度的預測產品，建立新能源發(fā)電計劃申報考核制度等。
適應電力市場化改革的新要求，推動市場信息公開透明。一是及時發(fā)布發(fā)用電、電力外購（外送）、各企業(yè)發(fā)電進度、利用小時等基礎信息；在此基礎上，增加發(fā)電權交易，集中競價交易、交易安全校核等市場交易信息，以及棄風、棄水、棄光信息，更好地適應電力市場發(fā)展的新形勢。二是完善統(tǒng)一的信息公開發(fā)布機制，確保信息發(fā)布的及時性、內容的完整性。
加快推進電能替代，開展需求側管理
在負荷側，通過實施電能替代，鼓勵新能源企業(yè)就近發(fā)展清潔供暖、電力制氫和其他新興產業(yè)，增加新能源消納空間。明確對負荷響應的政策支持。出臺促進可中斷負荷、電供熱發(fā)展的配套激勵政策，制定合理電價機制，引導用戶參與需求側響應，減少負荷峰谷差，適應消納新能源并網高頻、短時切負荷需求。健全用戶側峰谷電價政策，擴大峰谷電價執(zhí)行范圍、適當拉大峰谷價差，改善負荷特性，提高用戶消納新能源的積極性。
加強技術創(chuàng)新
加強技術創(chuàng)新，突破大規(guī)模新能源接入電網后安全運行與穩(wěn)定控制技術、多能互補技術、精準負荷控制技術、分布式與微網等電網核心技術，提升大電網平衡能力。推廣大規(guī)模源網荷友好互動系統(tǒng)應用，加快虛擬同步發(fā)電機、微電網儲能、“互聯(lián)網+”智慧能源等關鍵技術攻關，利用云計算、大數(shù)據(jù)、物聯(lián)網等現(xiàn)代信息技術，提高各級電網智能化水平，智能判斷新能源運行工況并實時調節(jié)，增強電網適應能力。引導促進新能源技術研發(fā)，推動先進產品規(guī)?；?、產業(yè)化快速應用，降低建設成本，提高轉換效率，盡早實現(xiàn)新能源發(fā)電平價上網。
三是建立完善的市場機制實現(xiàn)低成本消納
加快建設全國范圍的中長期市場、現(xiàn)貨市場和輔助服務市場，逐步將發(fā)電權交易、直接交易等交易機制納入成熟的電力市場體系中，確保新能源優(yōu)先消納。
建立完善的輔助服務市場。一是在發(fā)電環(huán)節(jié)，制定各類能源參與調峰、調頻、備用等輔助服務長效機制，激發(fā)常規(guī)電源參與調峰的積極性，并在輔助服務受益方面利益共享。二是充分利用需求側響應資源，建立需求側參與市場化輔助服務補償機制。
加強全國統(tǒng)一電力市場建設。建立有利于打破省間壁壘、促進清潔能源跨區(qū)跨省消納的電價機制，建立新能源接受省與輸出省利益補償機制，鼓勵在更大范圍內實現(xiàn)市場化競爭，進而建立跨區(qū)域可再生能源增量現(xiàn)貨交易機制。
有序放開省內發(fā)用電計劃及用戶和售電企業(yè)的省外購電權。除國家指令性計劃和政府間框架協(xié)議電量，將優(yōu)先發(fā)電安排以外的輸電通道容量面向市場主體全部放開，組織新能源與電力用戶、售電企業(yè)開展直接交易。同時，建立外送電力備用預招標機制，通過預招標方式確定備用火電排序，如果新能源波動時按照預招標結果依次調用備用火電，維持送電穩(wěn)定。
推進開展現(xiàn)貨市場交易。通過現(xiàn)貨市場試點推進，發(fā)揮大規(guī)模新能源發(fā)電邊際成本低的優(yōu)勢。在現(xiàn)貨市場的作用下，新能源發(fā)電通過低邊際成本自動實現(xiàn)優(yōu)先調度，并且中長期交易通過現(xiàn)貨市場交割，同時通過現(xiàn)貨市場的價格信號引導發(fā)電企業(yè)主動調峰，優(yōu)化統(tǒng)籌全網調節(jié)資源，有效促進新能源電力消納。
四是積極推進全球能源互聯(lián)網建設
跨國跨洲大范圍開發(fā)清潔能源，需要全球廣泛互聯(lián)、覆蓋各清潔能源基地和負荷中心的電力網絡，并以此為平臺形成全球開發(fā)、配置、利用清潔能源的能源發(fā)展新格局。
電網互聯(lián)互通為全局配置新能源提供物理平臺。通過連接具有“時區(qū)差”、“季節(jié)差”的不同地區(qū)，在更大范圍內實現(xiàn)互聯(lián)互通。其中，通過實現(xiàn)東北亞電網互聯(lián)，可以促進中國、蒙古、俄羅斯、日本、韓國之間清潔能源的統(tǒng)籌開發(fā)、配置和消納；通過進一步實現(xiàn)亞洲電網互聯(lián)，可以在更大范圍促進亞洲主要清潔能源基地的開發(fā)建設。
構建全國電網互聯(lián)平臺，實現(xiàn)跨區(qū)域跨流域多能互補，滿足新能源大規(guī)模開發(fā)利用。最終形成結構合理、網架堅強、廣泛互聯(lián)的能源資源優(yōu)化配置平臺，電網綜合平衡能力大幅提升，滿足新能源更大規(guī)模開發(fā)和消納需要。2025年，基本建成中國能源互聯(lián)網，為清潔能源消費達到13.7億噸標準煤，占一次能源消費比重提高到26%，到2030年左右二氧化碳排放達到峰值起到決定性作用。
五是完善政策標準體系
完善法律體系。在新能源快速發(fā)展形勢下，各類新的矛盾不斷顯現(xiàn)，當前更多針對突出問題通過行政手段單一性出臺政策，長期健康發(fā)展需要不斷及時完善法律體系，依法推進。
根據(jù)新能源不同發(fā)展時期制定相應價格政策。借鑒國際經驗，國家初期按照固定電價給予補貼，確?？稍偕茉词袌龈偁幜Γ瑑?yōu)先上網消納并保障合理的收益水平。中期將新能源上網電價與政府補貼分離，上網電價部分通過市場方式定價，補貼部分通過政府定價。后期逐步降低補貼，引導新能源企業(yè)提高技術和管理水平，降本增效，逐步實現(xiàn)可再生能源全電量無補貼參與電力市場競爭，實現(xiàn)平價上網。在價格未實現(xiàn)市場化之前，建立上網分時電價和用戶分時電價，鼓勵新能源消納。
綠電交易和碳交易協(xié)調實施。今年，綠證核發(fā)及自愿認購交易制度出臺，同時制定了各?。▍^(qū)、市）能源消費總量中的可再生能源比重目標和全社會用電中的非水電可再生能源電量比重指標，全國碳交易市場的配額分配方案中電力等行業(yè)的配額分配方案的討論方案已經提出，碳交易和綠電交易是否可同時參加、碳交易是以分省為主還是可全國自由交易均需在后續(xù)政策中予以明確和協(xié)調。
加強消納政策協(xié)調。在電力需求放緩的形勢下，對新能源、水電、核電消納和其他電源的運行出臺統(tǒng)一的行業(yè)指導意見或產業(yè)政策，根據(jù)存量情況和發(fā)展規(guī)劃，細分區(qū)域和時間邊界條件，提出適宜的目標和比例，著重系統(tǒng)整體效益，綜合協(xié)調各類能源的消納政策。
規(guī)范棄電損失統(tǒng)計方法。建立行業(yè)規(guī)范，明確風、光、水、核各類能源棄電損失計算方法，特別是統(tǒng)一光伏發(fā)電項目棄光率統(tǒng)計方法，及時統(tǒng)計和發(fā)布光伏發(fā)電棄光情況。
規(guī)范自備電廠管理。燃煤自備電廠要服從電力調度，積極參與電網調峰等輔助服務，承擔應有的社會責任，自發(fā)自用電量應繳納可再生能源發(fā)展基金等政府性基金和政策性交叉補貼，限制公用電廠轉自備電廠，實施自備電廠發(fā)電替代。2020年，“三北”地區(qū)自備電廠全部參與系統(tǒng)調峰。
加強行業(yè)自律和行業(yè)管理。一是深入研究重大理論和政策，持續(xù)開展調查研究，反映行業(yè)企業(yè)訴求，推廣各地區(qū)各企業(yè)的成功實踐經驗。二是開展好統(tǒng)計分析、信息交流及發(fā)展規(guī)劃研究，為企業(yè)做好咨詢服務。三是發(fā)揮行業(yè)協(xié)會的協(xié)調作用，建立和完善新能源誠信體建設，防止惡性競爭。四是加強新能源人才培訓，提高新能源建設和管理水平。五是加強新能源技術標準建設，包括加強對新能源電站功率預測的管理與考核；制定新能源涉網性能標準，逐步向常規(guī)機組要求靠近；完善新能源調頻、調壓標準，推動新能源參與一次調頻、調壓等技術規(guī)范出臺，制定預防新能源并網次同步振蕩等相關標準；提高新能源高電壓耐受能力和頻率耐受能力標準，考慮將新能源發(fā)電納入并網發(fā)電廠考核等。六是加強國際交流合作，借鑒國際高比例新能源接入電力系統(tǒng)的成功經驗和實踐做法，在技術體系和運行機制方面不斷完善。
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