遍地开花暗藏消纳困境 清洁能源疾呼破局良方

　　一方面是不断增加的弃风弃光，一方面是不断增加的装机总量，我国新能源越来越陷入“边建边弃”的怪圈。面对愈演愈烈的弃风弃光，国家不断采取措施进行化解。甘肃、宁夏、新缰、内蒙古、吉林等省区通过新能源与自备电厂电量置换、大用户直购点、发展高载能产业、实施清洁供暖等措施扩大就地消纳规模。但是有史以来最严重的弃风弃电显示，这些措施效果有限。
　　
　　遍地开花暗藏消纳困境 清洁能源疾呼破局良方
　　
　　刚刚过去的一年，“中国已成为可再生能源市场的世界领头羊。”日前，美国能源经济和金融分析研究所发布报告称，2016年中国海外新能源投资同比增长了60%，增至320亿美元。目前，中国拥有世界上最大的6家太阳能电池板生产企业中的5家。在太阳能、风能、水电和相关行业方面的投资已经超过1000亿美元，是美国在该领域国内投资的两倍以上。
　　
　　该所所长蒂姆˙巴克利说：“清洁能源市场正在繁荣发展。在夺取这一市场更大份额的比赛中，美国已经远远落后于中国。”据国际可再生能源机构估计，全球新能源领域的810万个就业岗位，有350万个是在中国创造的，美国创造的只有80万个。近日，据国家能源局相关负责人透露，“十三五”期间中国可再生能源总投资规模将达到2.5万亿元人民币。
　　
　　与此形成对照的是，近年来，中国清洁能源发展中弃风弃光弃水现象不断蔓延，且呈加剧态势。数据显示，2016年1—10月全国弃风弃光弃水电量达到980亿千瓦时，超过三峡电站全年发电量。其中，2016年前三季度，新疆、甘肃弃风分别高达41%和46%；2016年上半年，西部五省区弃光率为19.7%，其中新疆弃光率为32.4%，甘肃弃光率为32.1%。
　　
　　与此相伴，据中电联发布数据显示，2016年1—9月，全国6000千瓦及以上火电装机容量10.3亿千瓦，同比增长7.3%。这意味着，当前中国仅火电装机容量已经接近整个美国的电力总装机容量。同时，2016年四季度，电煤价格急剧上涨，电煤供需形势一度极为紧张，全国也在整个冬季经历了严峻的雾霾考验。
　　
　　“原本期望借助经济下行倒逼化石能源的使用，但现实中可再生能源反倒受伤最大。”清洁能源市场人士分析说，经济高涨时，一些地方不顾资源配置的供需平衡，盲目跟风风电、光伏等项目；经济下行时，基于利益关系，地方政府首保本省火电消纳，不顾甚至减压社会投资的可再生能源上网。
　　
　　他举例说，西北某排名全国第二大的新能源大省，其新能源装机容量达1950万千瓦，但全省电网最大负荷仅1300万千瓦。电力需求疲软背景下，2016年8月，不顾国家发改委3个月前统一规定，该省主管部门出台文件，强行压缩了2/3的可再生能源上网电量力保火电，引发市场一片哗然。
　　
　　目前，决策部门对可再生能源弃电困境高度关注。2016年，国家发展改革委和国家能源局联合发布多个文件以扭转可再生能源发展困局。相关决策咨询人士建议，国家应尽快出台可再生能源配额制管理办法，明确地方政府、电网企业和风电企业的责任与义务，制定可再生能源交易机制和配额管理办法，确定全国各地区可再生能源的消费配额比例。
　　
　　“对待清洁能源，不能‘只管生、不管养’。否则成不了清洁能源强国。”他说。
　　
　　“弃电”矛盾交织
　　
　　“弃风弃光弃水，暴露了我国基础设施建设的问题。”北京理工大学能源与环境政策研究中心主任魏一鸣表示，中国资源集中的地方基本都远离负荷中心，当地市场难以消纳大量的电力资源，因而对跨区域输电、远距离输电等电网建设提出了较高的要求。矛盾的是，在大范围支持鼓励发展可再生能源的同时，对配套的电网建设支持却较少。
　　
　　他认为，电网发展滞后，跨省、跨区通道能力不足，已成为制约清洁能源消纳的刚性约束。以甘肃为例，甘肃省风光电90%以上在河西走廊，其中大部分集中在远离负荷中心1000公里以外电网末端而难以送出，风光电“过剩”矛盾十分突出。
　　
　　另一个掣肘因素是，可再生能源资源最为集中的内蒙古、甘肃、河北、新疆、辽宁、吉林和黑龙江等地，恰好也是热电联产火电机组比重最大的地区。冬季，出于供热需要，热电联产火电发电负荷难以降低。热电联产火电机组占用了发电容量空间，清洁能源消纳市场空间和调峰容量不足的矛盾更加突出。
　　
　　最令人头疼的是，可再生能源“弃电”背后的利益纠葛和羁绊。魏一鸣透露，风电、光电等企业大多属于央企或社会资本，其利润不归当地政府所有且有较多税收优惠，而发展火电会为地方带来明显的就业和经济效益。这便导致了“以风补火”、“弃风限电”等现象。
　　
　　对此，国家发展改革委能源所所长戴彦德则解释说，经济增速下降带来电力需求的不旺，进一步加剧了地方之间、企业之间的利益冲突。特别是近年来，可再生能源大规模建设，“西电东送”从2015年起已全面形成买方市场格局。
　　
　　比如，增加云电外送是消纳富余水电最重要的措施，但这势必挤占广东火电的发电空间。2015年，广东全社会用电量同比增长1.4%，但广东省内火电机组利用小时数不升反降，原因是“云电送粤”同比增加2%，这激化了广东火电企业与云南水电企业，以及两省政府之间的利益矛盾。
　　
　　当然，电力传输技术层面的矛盾也是重要原因。国家电网能源研究院副院长蒋莉萍表示，可再生能源的不稳定性是制约并网率提升的重要因素，“传统上电网的稳定性是靠电源的可调度性来满足负荷的随心所欲，现在可再生能源发电也是随心所欲的，两个都随心所欲的话，系统怎么运行呢？”这对电力系统的灵活性和稳定性提出了更高的要求。
　　
　　不过，在她看来，在整个系统的调度上，要提升可再生能源的消纳能力，技术上并非做不到，当风电、太阳能等发电的时候，压煤电的负荷就可以了，“如果在现有能源结构里燃煤机组压缩10%，解决西北五省区弃风就没有问题。”
　　
　　这也意味着，燃煤机组就不能按照每年4500小时或者5000小时的负荷发电。但在现有的管理体制下，燃煤机组国家给予的是标杆电价。标杆电价是按照电煤价格确定，必须要达到一定的发电小时数，企业才能获得合理的利润。
　　
　　“在目前的管理体制下，即便是现在能够把电网建起来，弃风弃光等问题还是解决不了，因为你送来的电我不愿意要。”因此，在蒋莉萍看来，可再生能源弃电困境根本上还在于机制改革。多路径破解“过剩”困局
　　
　　日前，国家能源局副局长李仰哲在谈及可再生能源时表示，未来要努力把三北地区的弃风弃光率控制在5%以内。其他地区基本做到不弃风，不弃光。多位受访人士也表示，要实现这个目标，多途径解决“过剩”是关键。
　　
　　其一，可再生能源在布局上需要优化。
　　
　　据悉，政策对此已有明确指向，未来要推进一些弃风弃光地区有序发展、适当放缓规模和节奏。国家能源局局长努尔˙白克力在日前召开的全国能源工作会议上明确表示，“弃风率超过20%、弃光率超过5%的省份，暂停安排新建风电、光伏发电规模。”同时将坚持集中建设与分散建设并举的原则，以就近消纳为主。
　　
　　以风电为例，预计我国2016年至2020年新增风电装机容量8100万千瓦以上，年均新增约1600万千瓦，年均增速7.4%。相比“十二五”时期23.4%的实际年均增速，有较大降低。在开发方向上，将加快开发中东部和南方地区陆上风能资源。
　　
　　晋能科技总经理杨立友建议，在政策层面，可以适当控制弃光弃风现象严重地区地面电站的配额，在用电量大的东南沿海地区推广分布式的应用；在西部地区，用电需求较弱，可以在当地鼓励电力替代，“以电代煤、以电代油、以电代气”，新能源产生的电力在当地消纳的同时，还能减少二氧化碳的排放。
　　
　　其二，从电网建设上加强对可再生能源接纳和消纳的力度。
　　
　　这被业内人士认为是破解可再生能源当前困境的现实需要，同时也是支撑未来长远发展的重要保障。国家能源局总工程师韩水表示，新出台的电力“十三五”规划，一大特点就是全面提升电力系统的灵活性和调峰能力。
　　
　　一是加大调峰电源的建设规模。“十三五”期间建成1700万千瓦抽水蓄能，同时将开工建设6000万千瓦；
　　
　　二是建设一部分调峰用的气电。目前的部署大约为500万千瓦；
　　
　　三是加大燃煤电站灵活性改造力度，加大煤电调峰的能力。“十三五”期间，热电联产机组改造1.33亿千瓦，纯凝机组改造8600万千瓦，主要用于增加“三北”地区的调峰能力。
　　
　　其三，跨区交易和调度也被认为是重要途径。
　　
　　东方日升总裁王洪从市场层面介绍说，在之前国家政策及地区政策的双重保护下，西北地区光伏电站建设速度明显加快，但缺少统筹规划。尤其在供给大于需求的现状下，市场消纳水平跟不上建设水平。有关部门也正在筹划外送通道，增强资源配置能力。
　　
　　“十三五”期间将建设特高压输电和常规输电技术的“西电东送”输电通道，新增规模1.3亿千瓦，达到2.7亿千瓦左右。其中包括利用现有已规划建设的输电通道加大电力外送。如西电东送输电通道就将增加4000万千瓦的可再生能源外送电量。
　　
　　在促进跨区交易上，电力交易中心被寄予厚望。2016年10月17日，北京电力交易中心市场管理委员会正式成立。北京电力交易中心市场管理委员会主任、国家电网公司副总经理韩君表示，“作为能源资源大范围配置的平台，北京电力交易中心有责任和义务，充分发挥输电通道和市场机制作用，努力促进清洁能源消纳。”
　　
　　其四，加强技术水平的提升与应用，着力降低清洁能源的成本。
　　
　　近期国家发改委就发布了《关于下调光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，2017年光伏上网电价Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区分别调整为每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元，比2016年分别下调0.15元、0.23元、0.13元，幅度超出业界预期。陆上风电也自2018年1月1日起将四类资源区电价调整为每千瓦时0.40元、0.45元、0.49元、0.57元。
　　
　　在业内专家看来，在目前的补贴缺口之下，未来随着可再生能源装机规模的扩大，依赖补贴发展不可持续。需要进一步通过技术的提升，降低发电成本，提升参与市场竞争的能力。对于成本走势，光伏发电领域的市场人士表示，光伏发电价格目前已大幅下调到0.6元每千瓦时左右，预计未来五年内有望下降到0.3元甚至以下，为光伏发电等清洁能源的使用迎来更广阔的前景。
　　
　　此外，储能技术的应用，也被认为是解决可再生能源发电不连续、不稳定、不可控性，实现安全稳定供电的必要手段。围绕着储能技术的经济性业界多有讨论，中科院大连化学物理研究所首席研究员张华民表示，“储能的效益必须从经济效益、社会效益、环境效益、健康效益、幸福指数等多方考量。”
　　
　　供给侧改革“腾挪”新空间
　　
　　相关政策人士从更广阔的层面解读说，随着中国发展进入到新的阶段，可再生能源的发展在能源供给侧改革中被摆在了突出的位置，“结合国内发展实际和国际环境观察，可再生能源的发展都被推到了能源大国推进能源结构转型的最前沿。”
　　
　　国内方面，中国经济步入新常态，经济增速可能较长期处于相对较低的增速区间。能源发展面临需求减速换挡、能源价格下降、传统能源过剩、能源系统运行效率低等问题，可再生能源发展受到制约也是显着特征之一。能源供给侧改革面临着紧迫而又艰巨的任务，在能源发展方式转型和能源结构调整带动下，中国能源市场正在迎来新的格局。
　　
　　国际方面，全球气候变暖日益严峻。中国不仅签署了联合国巴黎协定，而且在中美联合声明中作出了到2030年左右达到碳排放峰值，并将于2030年将非化石能源在一次能源消费中的比例提高到20%的承诺。作为能源消费大国的中国，推动国内的低碳发展，既是国内民众的现实需求，也是国际社会实现节能减排的需要。
　　
　　内外形势之下，中国在推进可再生能源发展上作出了一系列部署。北京理工大学能源与环境政策研究中心副教授郝宇表示，能源行业供给侧改革目标已大体确定。煤炭在2013年已达峰值的基础上，预计到2020年将淘汰火电落后产能2000万千瓦左右。“十三五”期间，将取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上，到2020年，全国煤电装机总规模将控制在11亿千瓦以内。
　　
　　与此相反，清洁能源将得到大力发展。到2020年，全国风电装机达到2.1亿千瓦以上(其中海上风电500万千瓦左右)，太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上(其中分布式光伏6000万千瓦以上、光热发电500万千瓦)，常规水电装机有望达到3.4亿千瓦。
　　
　　为实现2020、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标，《可再生能源发展“十三五”规划》也提出了一系列任务，要求进一步促进可再生能源开发利用，加快对化石能源的替代进程，改善可再生能源经济性。
　　
　　开发利用方面，到2020年，全部可再生能源发电装机6.8亿千瓦，发电量1.9万亿千瓦时，占全部发电量的27%；改善可再生能源经济性方面，到2020年，风电项目电价可与当地燃煤发电同平台竞争，光伏项目电价可与电网销售电价相当。到2020年，基本解决水电弃水问题，限电地区的风电、太阳能发电年度利用小时数全面达到全额保障性收购的要求。
　　
　　尤其为业界所关注的是，《电力发展“十三五”规划》确立了清洁能源优先发展的原则。韩水指出，“在电源结构优化的过程中将优先布局清洁能源，在电力电量平衡时，首先平衡水电、风电、光伏和核电，然后看这些电源能否满足电力需求，差额部分再用气电、煤电进行补充。这是贯穿整个《规划》的非常重要的一个原则。”
　　
　　对此，市场人士表示了期待，“大力发展新能源，优化调整开发布局”、“大力提高电力需求侧响应能力”、“实施电能替代，优化能源消费结构”等，都是《电力发展“十三五”规划》的重点任务，这些为光伏发电等清洁能源的发展提供了坚强的后盾。