问症可再生能源电力“消纳难”

(五)促进消纳的价格机制和其他经济激励机制的目的和作用参差不齐，亟需规范和完善

在可再生能源发电定价方面，虽然风光等标杆电价进入电价补贴退坡轨道，但实际退坡的幅度滞后于产业发展形势和成本下降，尤其是与国际招标电价和国内光伏“领跑者”招标电价等相比，更是拉开较大差距。例如，风电电价水平调整虽然达到一定的下降幅度，但由于存在至少2年的建设宽限期，新并网风电项目的实际电价下降幅度有限，2017年新并网项目的度电补贴仍接近0.2元/千瓦时。分布式光伏的度电补贴在2013-2018年5年的时间仅降低0.05元/千瓦时，相当于总收益降低5%左右，而同期光伏发电系统投资水平降低了三分之一以上。较高的账面投资回报率加上希望抢到高电价的意愿，刺激企业迅速投资集中光伏电站和分布式光伏，争指标、拿项目、抢并网。如果不采取有效措施，2018年国内光伏发电市场将重现2017年的情况，将进一步加大消纳难度，扩大补贴缺口。

近年来国家和地方通过市场化措施促进可再生能源本地和跨区消纳，也取得了一定的效果，但从可再生能源开发企业角度，实际收益反而下降。如东北电力辅助服务，其成本本应纳入电网购电费用，或者作为电网系统平衡成本纳入输配电价中，但实际上可再生能源开发企业被迫降低收益。一些省区实施了多种形式的市场化交易，大方向正确，但交易电量是在可再生能源最低保障性小时数以内的部分，且交易电价可能低至每千瓦时几分钱，如甘肃省2016年风光市场交易电量104亿千瓦时，其中本地交易电量48亿千瓦时，占本省非水可再生能源消纳电量的36%。河北2017年以弃风电量进行清洁能源供暖，风电购电价仅为0.05元/千瓦时。这些方式以市场化交易名义，但实际价格主要为地方协调或主导电价，可再生能源开发企业实际收益受损，进而增加了可再生能源电价补贴退坡的难度。

分布式发电市场化交易机制和试点需要切实落地。2017年11月，国家发改委启动了分布式发电市场化交易机制试点，其中“过网费”需要依据国家输配电价改革有关规定制定。政策中明确“过网费”应考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离等，但实际操作中出现两种相对极端情况：一是按照文件规定直接相减，许多地方的过网费仅0.015-0.05元/千瓦时，不足以反映实成本;二是如广东增城，过网费仅仅在原有输配电价基础上降低0.02元/千瓦时，远高于成本(且分布式发电在越低电压等级配电网范围内发电和消纳，过网费越高)，与实际成本趋势相反，比价关系不合理，没有解决之前的分布式发电输配电价的公平性问题。

(六)电力系统灵活资源和调节能力未能充分挖掘和发挥作用，电力运行机制存在障碍因素

我国可再生能源资源富集地区的具有调节性能的水电、抽水蓄能和燃气电站等灵活电源比重过低，系统灵活性不足。如“三北”地区抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重低于2%，特别是冬季由于供热机组比重大，调峰能力十分有限。第二，受设计、煤电电价机制等因素影响，我国燃煤机组最大调峰幅度普遍设定为50%。规程规范中常规机组的最小负荷和爬坡率指标已经落后于机组实际技术水平，也远远落后于丹麦、德国等领先水平。特别是“三北”地区多为供热机组，在冬季采取传统“以热定电”运行方式，缺乏丹麦等国家的热电机组的先进调节技术，造成热电机组调峰能力受限。第三，国内企业自备电厂装机上亿千瓦，这些自备电厂基本不参与电网调峰，甚至加大系统调峰压力，挤占了可再生能源消纳空间。

电力运行机制存在不适应可再生能源发展的因素：第一，电网调度机构主要以年、月、周、日为周期制定电力运行计划，优化日前、日内和实时调度运行的潜力还没有充分挖掘，而风电、光伏大规模接入，极大增加了日内调度计划调整的频度和工作量，需要优化调度运行、提高风光消纳的技术手段和管理措施。第二，电网侧集中预测预报系统未有效用于改善日内和实时等短期电力系统调度。第三，风电、光伏发电大规模消纳需要火电、水电等常规机组提供大量调峰、调压、备用等辅助服务，但目前尚未建立合理的利益调整机制，可再生能源电力参与电力系统调峰服务的机制、权责和贡献认定及补偿机制不清(目前全部视为弃风弃光)。第四，我国电力用户参与需求响应仍处于试点阶段，改善电网负荷特性、增加负荷侧调峰能力的市场潜力还没有得到挖掘，支持可再生能源并网消纳的灵活负荷利用基本空白。

促进可再生能源消纳的建议

(一)改革电力发展机制，按照系统优化转型原则实行规划建设、厂网建设统筹协调

建议按照系统优化转型原则研究制定中长期电力和电网规划。着眼中长期可再生能源开发和消纳需求，研究提出我国中长期电力需求、电源布局、电力流向方案，论证全国中长期电网发展技术路线，制定中长期电网布局规划，强化电网战略规划的权威性和约束力，引导可再生能源开发布局和建设时序，发挥电网在能源资源配置中的基础性作用，适应高渗透率分布式可再生能源发电及新型负荷的快速发展，加快城镇配电网规划建设和转型升级。

优化发展可再生能源基地，合理开发东中部可再生能源。优化“三北”和西南地区可再生能源基地布局和结构，在电力系统规划的基础上优先建设可再生能源电站，重点建设风光水互补运行基地，在有条件的地区积极发展光热发电等可调节可再生能源电源。不再新建常规燃煤电站，燃煤电站或热电联产项目通过灵活性改造在2020年前达到国际先进水平，全面推行燃气机组和燃煤自备电厂参与系统调峰。在加强规划引领、健全监管、市场竞争和退出补贴的基础上，东中部地区以配电网下平衡消纳为前置条件发展分布式可再生能源，建立完善便捷高效的东中部分布式可再生能源开发规划、用地管理和建设运行监管制度。

控制煤电新增规模，严格控制常规煤电转为热电联产。在可再生能源资源富集地区适时研究火电封存和退出机制。在可再生能源弃电严重地区切实执行所有电源的停建、缓建。严格控制系统调峰困难地区现役纯凝煤电机组供热改造，满足采暖需求的供热改造项目应同步安装蓄热装置，确保系统调峰安全。不允许新建工业项目配套建设自备燃煤热电联产项目。

(二)发挥电网关键平台作用，提升可再生能源输电能力和比重，优化电力系统调度运行

发挥现有跨省跨区输电通道输送能力，在满足系统运行安全、受端地区用电需求的前提下，减少网络冗余，提高线路运行效率和管理水平，对可再生能源电力实际输送情况开展监测评估。在进行一定周期的监测评估基础上，明确可再生能源电力与煤电联合外送输电通道中可再生能源占总输送电量的比重指标。优先建设以输送可再生能源为主且受端地区具有消纳市场空间的输电通道。

优化电网调度运行，充分发挥跨省区联络线调剂作用，建立省际调峰资源和备用的共享机制，促进送端地区与受端地区调峰资源互剂。利用大数据、云计算、“互联网+”等先进技术，建立电网侧集中预测预报体系，加强电网调度机构与发电企业在可再生能源发电功率预测方面的衔接协同。

(三)将目标引导制度提升并落实为可再生能源电力配额制度

建议强化目标引导制度实施，落实地方责任。根据全国非化石能源占一次能源消费比重到2020、2030年分别达到15%、20%的目标，对各地区可再生能源比重目标完成情况进行定期监测和评价。

根据《可再生能源法》、能源战略和发展规划、非化石能源比重目标，综合考虑各省区市可再生能源资源、电力消费总量、跨省跨区电力输送能力等因素，按年度确定公布各省级区域全社会用电量中的可再生能源电力消费量最低比重要求。各类电力相关主体共同承担可再生能源发展责任，各省级电网企业及其他地方电网企业、配售电企业(含社会资本投资的增量配电网企业、自备电厂)负责完成本供电区域内可再生能源电力配额，电力生产企业的发电装机和年发电量构成应达到规定的可再生能源比重要求，建立与配额制度配套的可再生能源电力绿色证书及交易机制。

(四)完善电力市场机制，发挥区域电网消纳空间大和可再生能源边际成本低的优势

建议强化落实可再生能源全额保障性收购制度，在最低保障性收购小时数以外的电量，积极开展各种形式的市场交易。电力交易中心应发挥大范围优化资源配置的优势，开展跨省区交易。建立跨省区调峰市场化机制。利用不同省区用电负荷、可再生能源发电的错时特性，挖掘跨省区调峰潜力，提升可再生能源消纳能力。加快推进第一批电力现货市场试点建设，实现调度运行和市场交易有机衔接，形成体现时间和位置特性的电能量商品价格，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号，促进发挥风电、光伏发电和水电边际发电成本优势，同时激励风电、光伏发电等根据市场价格信号提升自身调节能力，减轻系统调峰压力。通过加大实施清洁能源供暖、电能替代、发挥需求响应资源优势等，增加可再生能源就近消纳电量。

(五)完善电价和消纳激励机制

完善可再生能源发电价格形成机制，跟踪成本变化，适时适度降低新建可再生能源发电项目补贴强度，对风电、光伏发电等实现规模化发展的可再生能源发电，扩大招标定价范围和规模以及开展平价上网试点。开展上网侧峰谷分时电价试点和可再生能源就近消纳输配电价试点，鼓励各类用户消纳可再生能源电量。

完善可再生能源消纳补偿机制，在现货电力市场完全建立前，合理界定辅助服务的范畴和要求，将辅助服务费用纳入电网购电费用，或者作为电网系统平衡成本纳入输配电价中。对跨省跨区输电工程开展成本监测和重新核定输电价格，在发电计划完全放开前，允许对超计划增量送电输电价格进行动态调整。