存在“限電問題加重”風險

近年來，我國電源結構繼續優化。截至2018年一季度，我國可再生能源發電裝機達到6.66億千瓦，占比約36.9%。但同時，可再生能源發電行業出現了連年限電——這深刻反映出我國現行電力規劃、運行和體制機制模式，已越來越不能適應可再生能源發電行業發展， 電力行業體制機制存在深層次矛盾。

為落實“減少煤炭消費、增加清潔能源比重、推動能源革命”戰略任務，我國必須持續提高可再生能源發電裝機和電量比重。如果不在體制機制上進行深層次變革，未來消納可再生能源電力的難度將越來越大，存在“限電范圍擴大”和“限電量增加”的風險。所以，必須采取全方位、系統性的應對措施。

近年來，我國可再生能源發電裝機不斷提升。據中電聯統計，2017年底全國發電裝機容量17.8億千瓦，同比增長7.6%。其中，水電裝機容量為3.41億千瓦(含抽水蓄能0.29萬千瓦)，占全部裝機容量的19.2%;并網風電裝機容量1.64億千瓦，占全部裝機容量的9.2%;并網太陽能發電裝機容量1.30億千瓦，占全部裝機容量的7.3%。

可再生能源發電量繼續保持高速增長。2017年全國全口徑發電量6.4萬億千瓦時，同比增長6.5%。其中，水電發電量1.2億千瓦時，同比增長1.7%，占全國發電量的18.6%，并網風電和并網太陽能發電量分別為3057億千瓦時和1182億千瓦時，同比分別增長26.3%和75.4%，合計占全國發電量的比重達到6.6%。

可再生能源消納總體有所改善，但解決限電難度愈加增大，存在限電范圍擴大和電量增加的風險。

通過落實可再生能源目標引導制度、實施可再生能源保障性收購制度、建立新能源消納和投資預警制度、優化電網運行調度和火電靈活性運行、推進本地區和跨省區電力市場化交易、推動清潔能源供暖等電能替代等多重組合措施，2017年可再生能源限電情況較2016年有所好轉，風光實現了限電率和限電量“雙降”。2017年全國水電設備平均利用小時數為3579小時，同比降低40小時，棄水電量515億千瓦時。2017年全國風電利用小時數1948小時，同比增加203小時;棄風電量419億千瓦時，同比減少78億千瓦時，棄風率12%，同比降低5個百分點，棄風范圍限制在10個省區且均實現棄風率下降。全國集中光伏電站年利用小時數為1204小時，同比增加74小時，棄光電量73億千瓦時，同比降低2億千瓦時，棄光率7%，同比降低4個百分點。除了黑龍江和遼寧光伏發電年利用小時數下降外，其他規定了風電和光伏發電最低保障性收購小時數地區的風光年利用小時數均有不同程度的增加。

但部分地區仍存在較高的限電比例，棄風率超過10%的地區是甘肅(棄風率33%)、新疆(29%)、吉林(21%)、內蒙古(15%)、黑龍江(14%)，棄光率超過5%的地區是新疆(22%)、甘肅(20%)、陜西(9%)、青海(6%)、寧夏(6%)。從風電、光伏發電最低保障收購小時數上看，僅內蒙古、青海達到了規定的光伏發電最低保障收購小時數要求，新疆I類地區、內蒙古、遼寧、吉林IV類地區、黑龍江、河北、山西達到風電最低保障收購小時數要求。

為了落實減少煤炭消費、增加清潔能源比重、推動能源革命的戰略任務，我國必須持續提高可再生能源裝機和電量比重，但是如果不進行能源電力發展的深層次體制和機制上的改變，則消納的難度將會越來越大，存在限電范圍擴大和電量增加的風險。如，2017年分布式光伏呈現爆發增長態勢，且部分地區在局域電網中達到較高滲透率，根據國網公司數據，2017年安徽省分布式光伏出力占區域網供負荷最大比例達到10%，浙江嘉興分布式光伏實時出力占地區網供實時負荷最大比例達到69%，安徽的亳州、宿州、阜陽等地市也達到50%左右。考慮2018年及以后這些地區分布式發電有可能繼續保持較大規模新增裝機，如果不能統籌解決好消納問題，則在東中部局部地區的部分時段也有可能出現限電。

“消納難”映射多重深層次矛盾

可再生能源限電問題反映了我國現行電力規劃、運行和體制機制模式越來越不適應其發展，以及體制機制方面存在深層次矛盾。主要在下面幾個方面：

(一)電力部門規劃的系統性和指導作用弱，項目建設規模和布局一定程度失衡

雖然我國頒布了能源、電力、可再生能源以及風電、太陽能等系列“十三五”發展規劃，但就實施情況看，電力規劃的系統性和指導作用偏弱化。規劃中提出的風電、光伏發電的發展規模(2.1億千瓦、1.05億千瓦)，既遠低于實際發展規模和可能發展潛力，也低于《可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》中提出的建設規模和布局(風電2.4億千瓦，光伏為1.6億千瓦+不限規模分布式光伏)。規模偏差一方面存在風光開發布局失衡，另一方面配合消納風光的其他網源建設和運行仍按照原規劃安排，加劇消納困難和矛盾。

從可再生能源項目建設布局看，“十一五”“十二五”期間國家和開發企業均偏重資源優勢和集中開發模式，而風光等資源和開發與電力負荷明顯逆向分布的特點，造成2015年前后限電問題的凸顯和集中爆發。自“十二五“后半段，有關部門將風光開發重點轉為分布式，無論是集中電站還是分布式發電項目建設，都將消納尤其是就近利用放在第一位，但之前集中建設帶來的問題難以即刻緩解。2017年，“三北”地區風電累計裝機和年發電量占比分別達到74%和73%，光伏發電占比分別為58%和66%。

從其他電源建設看，雖然近兩年實施了淘汰、停建、緩建煤電的措施，但煤電裝機量仍很大，產能過剩情況嚴峻，未來風險仍存在。其中，2017年煤電等化石能源新增裝機超過4300萬千瓦，在全社會用電量增速6.6%的情況下，火電利用小時數4209小時，同比增加23小時，僅增加0.5%。煤電新增裝機超過新增電力負荷和用電量需要，而且在電力結構調整和市場化進程中其定位和運行方式需要加快調整，無法延續原有模式運行，否則電力清潔低碳轉型將成為空話。

(二)電網規劃和通道建設難以滿足可再生能源發電和送出需要

目前可再生能源開發的原則是就地消納為主，但加強超高壓、特高壓通道建設仍應持續進行：一是對于緩解和解決歷史原因造成的當前棄風棄光棄水等限電問題有效;二是從未來發展角度看，西部和北部開發可再生能源仍有一定優勢且對西部發展有積極作用;三是特高壓電網通道建設應是國家電力和能源發展戰略的重要組成和支撐。但能源規劃沒有配套規劃輸電通道、配套規劃靈活電源，最終造成并網難和外送難的局面。

2016年，全國11條特高壓線路共輸送電量2334億千瓦時，可再生能源占比74%，其中5條純輸送水電線路輸送電量1603億千瓦時，3條純輸送火電線路輸送電量253億千瓦時，3條風火打捆輸送為主線路輸送電量478億千瓦時，風光電量為124億千瓦時，占比26%。

國家可再生能源中心依據電網企業提供的資料進行了初步統計，2017年，全國12條特高壓線路輸送電量超過3000億千瓦時，其中純送水電線路6條，純送火電線路3條，3條風火打捆輸送為主線路風光電量在總輸送電量中占比約36%，外輸電量僅為“三北”地區風光上網電量的約8%。

從2016、2017年數據看，可再生能源外送尤其是風光外送消納的總電量和比例有限，在外送通道中電量比例有一定提升但線路輸送電量仍以火電為主。技術是一方面因素，機制體制上需要突破和解決的問題更多。

(三)地方消納責任不清，可再生能源目標引導機制需要更強化的措施予以落實

地方在發展可再生能源方面責任不清，大部分西部和北部省區在發展可再生能源方面仍存在“重發、輕網、不管用”的問題，大部分東中部省市仍然以當地火電為主，沒有為輸入西南和“三北”地區的可再生能源發電充分擴大市場空間。國家自2016年開始實施可再生能源目標引導制度，并按年度公布全國可再生能源電力發展監測評價報告，重點是各省(區、市)全部可再生能源電力消納情況和非水電消納情況。但該制度為引導制度，而非約束性機制，也沒有配套獎懲措施，缺乏實質約束力，如陜西2016年其非水可再生能源消納占比僅為3.8%，比2020年的引導性目標低6.2個百分點，而西北電網內部聯絡網架較強，且甘肅和新疆大量棄風棄光，僅靠西北電網內部打破省間壁壘，陜西非水可再生能源消納提升空間也應該很大。

(四)電力消納市場和機制未完全落實

電力體制改革已經邁開步伐，但以計劃電量、固定價格、分級市場、電網壟斷等為特征的體系近期仍占據一定地位，這樣的機制難以適應可再生能源發展的需求。水電的豐余枯缺特點和風光的波動性在現有機制框架下，僅靠本地運行調度優化已經不能解決市場消納問題，需依賴更大范圍市場消納。而目前電力運行管理總體是以省為實體進行管理，同時跨省跨區輸送未納入到國家能源戰略制定的長期跨地區送受電計劃中，各地對接納可再生能源積極性不足。

電力中長期交易、現貨市場、輔助服務市場等市場機制有待完善，我國已確定了清潔能源優先發電制度和市場化交易機制，但真正落實尚有距離。此外，目前電網企業既擁有獨家買賣電的特權，又通過下屬的電力調度機構行使直接組織和協調電力系統運行，擁有電網所有權和經營、輸電權，不利于市場主體自由公平交易。