(五)促進消納的價格機制和其他經(jīng)濟激勵機制的目的和作用參差不齊，亟需規(guī)范和完善

在可再生能源發(fā)電定價方面，雖然風光等標桿電價進入電價補貼退坡軌道，但實際退坡的幅度滯后于產(chǎn)業(yè)發(fā)展形勢和成本下降，尤其是與國際招標電價和國內(nèi)光伏“領(lǐng)跑者”招標電價等相比，更是拉開較大差距。例如，風電電價水平調(diào)整雖然達到一定的下降幅度，但由于存在至少2年的建設(shè)寬限期，新并網(wǎng)風電項目的實際電價下降幅度有限，2017年新并網(wǎng)項目的度電補貼仍接近0.2元/千瓦時。分布式光伏的度電補貼在2013-2018年5年的時間僅降低0.05元/千瓦時，相當于總收益降低5%左右，而同期光伏發(fā)電系統(tǒng)投資水平降低了三分之一以上。較高的賬面投資回報率加上希望搶到高電價的意愿，刺激企業(yè)迅速投資集中光伏電站和分布式光伏，爭指標、拿項目、搶并網(wǎng)。如果不采取有效措施，2018年國內(nèi)光伏發(fā)電市場將重現(xiàn)2017年的情況，將進一步加大消納難度，擴大補貼缺口。

近年來國家和地方通過市場化措施促進可再生能源本地和跨區(qū)消納，也取得了一定的效果，但從可再生能源開發(fā)企業(yè)角度，實際收益反而下降。如東北電力輔助服務(wù)，其成本本應(yīng)納入電網(wǎng)購電費用，或者作為電網(wǎng)系統(tǒng)平衡成本納入輸配電價中，但實際上可再生能源開發(fā)企業(yè)被迫降低收益。一些省區(qū)實施了多種形式的市場化交易，大方向正確，但交易電量是在可再生能源最低保障性小時數(shù)以內(nèi)的部分，且交易電價可能低至每千瓦時幾分錢，如甘肅省2016年風光市場交易電量104億千瓦時，其中本地交易電量48億千瓦時，占本省非水可再生能源消納電量的36%。河北2017年以棄風電量進行清潔能源供暖，風電購電價僅為0.05元/千瓦時。這些方式以市場化交易名義，但實際價格主要為地方協(xié)調(diào)或主導(dǎo)電價，可再生能源開發(fā)企業(yè)實際收益受損，進而增加了可再生能源電價補貼退坡的難度。

分布式發(fā)電市場化交易機制和試點需要切實落地。2017年11月，國家發(fā)改委啟動了分布式發(fā)電市場化交易機制試點，其中“過網(wǎng)費”需要依據(jù)國家輸配電價改革有關(guān)規(guī)定制定。政策中明確“過網(wǎng)費”應(yīng)考慮分布式發(fā)電市場化交易雙方所占用的電網(wǎng)資產(chǎn)、電壓等級和電氣距離等，但實際操作中出現(xiàn)兩種相對極端情況：一是按照文件規(guī)定直接相減，許多地方的過網(wǎng)費僅0.015-0.05元/千瓦時，不足以反映實成本;二是如廣東增城，過網(wǎng)費僅僅在原有輸配電價基礎(chǔ)上降低0.02元/千瓦時，遠高于成本(且分布式發(fā)電在越低電壓等級配電網(wǎng)范圍內(nèi)發(fā)電和消納，過網(wǎng)費越高)，與實際成本趨勢相反，比價關(guān)系不合理，沒有解決之前的分布式發(fā)電輸配電價的公平性問題。

(六)電力系統(tǒng)靈活資源和調(diào)節(jié)能力未能充分挖掘和發(fā)揮作用，電力運行機制存在障礙因素

我國可再生能源資源富集地區(qū)的具有調(diào)節(jié)性能的水電、抽水蓄能和燃氣電站等靈活電源比重過低，系統(tǒng)靈活性不足。如“三北”地區(qū)抽水蓄能、燃氣電站等靈活調(diào)節(jié)電源比重低于2%，特別是冬季由于供熱機組比重大，調(diào)峰能力十分有限。第二，受設(shè)計、煤電電價機制等因素影響，我國燃煤機組最大調(diào)峰幅度普遍設(shè)定為50%。規(guī)程規(guī)范中常規(guī)機組的最小負荷和爬坡率指標已經(jīng)落后于機組實際技術(shù)水平，也遠遠落后于丹麥、德國等領(lǐng)先水平。特別是“三北”地區(qū)多為供熱機組，在冬季采取傳統(tǒng)“以熱定電”運行方式，缺乏丹麥等國家的熱電機組的先進調(diào)節(jié)技術(shù)，造成熱電機組調(diào)峰能力受限。第三，國內(nèi)企業(yè)自備電廠裝機上億千瓦，這些自備電廠基本不參與電網(wǎng)調(diào)峰，甚至加大系統(tǒng)調(diào)峰壓力，擠占了可再生能源消納空間。

電力運行機制存在不適應(yīng)可再生能源發(fā)展的因素：第一，電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)主要以年、月、周、日為周期制定電力運行計劃，優(yōu)化日前、日內(nèi)和實時調(diào)度運行的潛力還沒有充分挖掘，而風電、光伏大規(guī)模接入，極大增加了日內(nèi)調(diào)度計劃調(diào)整的頻度和工作量，需要優(yōu)化調(diào)度運行、提高風光消納的技術(shù)手段和管理措施。第二，電網(wǎng)側(cè)集中預(yù)測預(yù)報系統(tǒng)未有效用于改善日內(nèi)和實時等短期電力系統(tǒng)調(diào)度。第三，風電、光伏發(fā)電大規(guī)模消納需要火電、水電等常規(guī)機組提供大量調(diào)峰、調(diào)壓、備用等輔助服務(wù)，但目前尚未建立合理的利益調(diào)整機制，可再生能源電力參與電力系統(tǒng)調(diào)峰服務(wù)的機制、權(quán)責和貢獻認定及補償機制不清(目前全部視為棄風棄光)。第四，我國電力用戶參與需求響應(yīng)仍處于試點階段，改善電網(wǎng)負荷特性、增加負荷側(cè)調(diào)峰能力的市場潛力還沒有得到挖掘，支持可再生能源并網(wǎng)消納的靈活負荷利用基本空白。

促進可再生能源消納的建議

(一)改革電力發(fā)展機制，按照系統(tǒng)優(yōu)化轉(zhuǎn)型原則實行規(guī)劃建設(shè)、廠網(wǎng)建設(shè)統(tǒng)籌協(xié)調(diào)

建議按照系統(tǒng)優(yōu)化轉(zhuǎn)型原則研究制定中長期電力和電網(wǎng)規(guī)劃。著眼中長期可再生能源開發(fā)和消納需求，研究提出我國中長期電力需求、電源布局、電力流向方案，論證全國中長期電網(wǎng)發(fā)展技術(shù)路線，制定中長期電網(wǎng)布局規(guī)劃，強化電網(wǎng)戰(zhàn)略規(guī)劃的權(quán)威性和約束力，引導(dǎo)可再生能源開發(fā)布局和建設(shè)時序，發(fā)揮電網(wǎng)在能源資源配置中的基礎(chǔ)性作用，適應(yīng)高滲透率分布式可再生能源發(fā)電及新型負荷的快速發(fā)展，加快城鎮(zhèn)配電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)和轉(zhuǎn)型升級。

優(yōu)化發(fā)展可再生能源基地，合理開發(fā)東中部可再生能源。優(yōu)化“三北”和西南地區(qū)可再生能源基地布局和結(jié)構(gòu)，在電力系統(tǒng)規(guī)劃的基礎(chǔ)上優(yōu)先建設(shè)可再生能源電站，重點建設(shè)風光水互補運行基地，在有條件的地區(qū)積極發(fā)展光熱發(fā)電等可調(diào)節(jié)可再生能源電源。不再新建常規(guī)燃煤電站，燃煤電站或熱電聯(lián)產(chǎn)項目通過靈活性改造在2020年前達到國際先進水平，全面推行燃氣機組和燃煤自備電廠參與系統(tǒng)調(diào)峰。在加強規(guī)劃引領(lǐng)、健全監(jiān)管、市場競爭和退出補貼的基礎(chǔ)上，東中部地區(qū)以配電網(wǎng)下平衡消納為前置條件發(fā)展分布式可再生能源，建立完善便捷高效的東中部分布式可再生能源開發(fā)規(guī)劃、用地管理和建設(shè)運行監(jiān)管制度。

控制煤電新增規(guī)模，嚴格控制常規(guī)煤電轉(zhuǎn)為熱電聯(lián)產(chǎn)。在可再生能源資源富集地區(qū)適時研究火電封存和退出機制。在可再生能源棄電嚴重地區(qū)切實執(zhí)行所有電源的停建、緩建。嚴格控制系統(tǒng)調(diào)峰困難地區(qū)現(xiàn)役純凝煤電機組供熱改造，滿足采暖需求的供熱改造項目應(yīng)同步安裝蓄熱裝置，確保系統(tǒng)調(diào)峰安全。不允許新建工業(yè)項目配套建設(shè)自備燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)項目。

(二)發(fā)揮電網(wǎng)關(guān)鍵平臺作用，提升可再生能源輸電能力和比重，優(yōu)化電力系統(tǒng)調(diào)度運行

發(fā)揮現(xiàn)有跨省跨區(qū)輸電通道輸送能力，在滿足系統(tǒng)運行安全、受端地區(qū)用電需求的前提下，減少網(wǎng)絡(luò)冗余，提高線路運行效率和管理水平，對可再生能源電力實際輸送情況開展監(jiān)測評估。在進行一定周期的監(jiān)測評估基礎(chǔ)上，明確可再生能源電力與煤電聯(lián)合外送輸電通道中可再生能源占總輸送電量的比重指標。優(yōu)先建設(shè)以輸送可再生能源為主且受端地區(qū)具有消納市場空間的輸電通道。

優(yōu)化電網(wǎng)調(diào)度運行，充分發(fā)揮跨省區(qū)聯(lián)絡(luò)線調(diào)劑作用，建立省際調(diào)峰資源和備用的共享機制，促進送端地區(qū)與受端地區(qū)調(diào)峰資源互劑。利用大數(shù)據(jù)、云計算、“互聯(lián)網(wǎng)+”等先進技術(shù)，建立電網(wǎng)側(cè)集中預(yù)測預(yù)報體系，加強電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)與發(fā)電企業(yè)在可再生能源發(fā)電功率預(yù)測方面的銜接協(xié)同。

(三)將目標引導(dǎo)制度提升并落實為可再生能源電力配額制度

建議強化目標引導(dǎo)制度實施，落實地方責任。根據(jù)全國非化石能源占一次能源消費比重到2020、2030年分別達到15%、20%的目標，對各地區(qū)可再生能源比重目標完成情況進行定期監(jiān)測和評價。

根據(jù)《可再生能源法》、能源戰(zhàn)略和發(fā)展規(guī)劃、非化石能源比重目標，綜合考慮各省區(qū)市可再生能源資源、電力消費總量、跨省跨區(qū)電力輸送能力等因素，按年度確定公布各省級區(qū)域全社會用電量中的可再生能源電力消費量最低比重要求。各類電力相關(guān)主體共同承擔可再生能源發(fā)展責任，各省級電網(wǎng)企業(yè)及其他地方電網(wǎng)企業(yè)、配售電企業(yè)(含社會資本投資的增量配電網(wǎng)企業(yè)、自備電廠)負責完成本供電區(qū)域內(nèi)可再生能源電力配額，電力生產(chǎn)企業(yè)的發(fā)電裝機和年發(fā)電量構(gòu)成應(yīng)達到規(guī)定的可再生能源比重要求，建立與配額制度配套的可再生能源電力綠色證書及交易機制。

(四)完善電力市場機制，發(fā)揮區(qū)域電網(wǎng)消納空間大和可再生能源邊際成本低的優(yōu)勢

建議強化落實可再生能源全額保障性收購制度，在最低保障性收購小時數(shù)以外的電量，積極開展各種形式的市場交易。電力交易中心應(yīng)發(fā)揮大范圍優(yōu)化資源配置的優(yōu)勢，開展跨省區(qū)交易。建立跨省區(qū)調(diào)峰市場化機制。利用不同省區(qū)用電負荷、可再生能源發(fā)電的錯時特性，挖掘跨省區(qū)調(diào)峰潛力，提升可再生能源消納能力。加快推進第一批電力現(xiàn)貨市場試點建設(shè)，實現(xiàn)調(diào)度運行和市場交易有機銜接，形成體現(xiàn)時間和位置特性的電能量商品價格，為市場主體提供反映市場供需和生產(chǎn)成本的價格信號，促進發(fā)揮風電、光伏發(fā)電和水電邊際發(fā)電成本優(yōu)勢，同時激勵風電、光伏發(fā)電等根據(jù)市場價格信號提升自身調(diào)節(jié)能力，減輕系統(tǒng)調(diào)峰壓力。通過加大實施清潔能源供暖、電能替代、發(fā)揮需求響應(yīng)資源優(yōu)勢等，增加可再生能源就近消納電量。

(五)完善電價和消納激勵機制

完善可再生能源發(fā)電價格形成機制，跟蹤成本變化，適時適度降低新建可再生能源發(fā)電項目補貼強度，對風電、光伏發(fā)電等實現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展的可再生能源發(fā)電，擴大招標定價范圍和規(guī)模以及開展平價上網(wǎng)試點。開展上網(wǎng)側(cè)峰谷分時電價試點和可再生能源就近消納輸配電價試點，鼓勵各類用戶消納可再生能源電量。

完善可再生能源消納補償機制，在現(xiàn)貨電力市場完全建立前，合理界定輔助服務(wù)的范疇和要求，將輔助服務(wù)費用納入電網(wǎng)購電費用，或者作為電網(wǎng)系統(tǒng)平衡成本納入輸配電價中。對跨省跨區(qū)輸電工程開展成本監(jiān)測和重新核定輸電價格，在發(fā)電計劃完全放開前，允許對超計劃增量送電輸電價格進行動態(tài)調(diào)整。