其实严重“弃风”并非偶发事件，2011年全国“弃风”电量就已达到123亿千瓦时，“弃风”率约为16%，此后愈演愈烈，“弃风”成为能源和电力行业的心腹之疾。7年间，全国累计“弃风”电量达到1500亿千瓦时，直接经济损失800亿元以上。国外虽然也偶有“弃风”，但如此大面积、长时间的严重“弃风”，却只唯我独此一家。
《中华人民共和国可再生能源法(修正案)》明确提出“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度”，自2010年4月1日施行至今已7年，这期间我们并非没有努力，各方对“弃风”问题密集调研，诸多机构发布研究报告，解决“弃风”问题的建议屡见于两会提案之中，能源主管部门每年都出台相关政策文件。但很遗憾，这些调研、报告、建议和政策收效甚微。更让人难堪的是，“弃风”未平，“弃光”又起。2016年仅西北地区“弃光”电量就达70亿千瓦时，平均“弃光”率近20%，新疆、甘肃“弃光”率高达32%、30%，2017年一季度“弃光”电量27亿千瓦时，全国平均“弃光”率达到13%。我们不禁要问，“弃风弃光”缘何成为“不治之症”?症结究竟何在?新能源消纳难题该当如何破解?
“弃风弃光”根源在于体制机制
纵观各类研究报告和建议，“弃风弃光”原因分析主要集中在电源、电网、负荷等三个系统要素上。电源方面，目前风力和光伏装机主要集中在“三北”地区(东北、西北、华北)，占全国的比重为77%和68%，且以大规模集中开发为主。“三北”地区电源结构以煤电为主，燃煤热电机组比重高达56%，采暖期供热机组“以热定电”运行，导致系统调峰能力严重不足，不能适应大规模风力和光伏发电消纳要求。
电网方面，“三北”地区大部分跨省跨区输电通道立足外送煤电，输电通道以及联网通道的调峰互济能力并未充分发挥，对风力和光伏发电跨省跨区消纳的实际作用十分有限。负荷方面，电力需求侧管理成效不明显，峰谷差进一步加大影响了风力和光伏发电的消纳。上述原因委实存在，但为何多年无法解决，产生了“抗药性”?进一步剖析内因不难发现，体制机制才是导致“弃风弃光”的根本原因。
长期以来，我国电力管理运行以执行“计划”为主。电厂、跨省跨区通道实行计划电量，调度部门通过具体运行安排实现计划目标即可。具体调度方式是充分“计划”的，通过提前安排电厂发电曲线、输电通道送电曲线等，实现系统安全稳定运行。即使是收益也是被“计划”的，各类电源上网电价通过成本加合理收益率确定，由电网企业统购统销。在严密的统一计划安排下，大家原本相安无事，各得其所。但是风力和光伏发电出现后，规矩变了，这俩新成员姿势不定，走位飘忽，何时能发电、能发多少电完全看天吃饭，无法被“计划”，并且这俩新成员还自带光环，优先级高人一等。这让当前按“计划”安排的运行机制感到极大不适应，所暴露出来的问题只是现有电力体制不适应不可计划“新物种”的外部反映。
当前我国北方地区饱受雾霾困扰，大力发展清洁能源已成社会共识，电力行业积极相应，为充分消纳风力和光伏发电铺路搭桥，例如：煤电、水电等常规电源按照自身设计能力随时接受统一调度，为风力和光伏发电让路;电网企业面临政府监管和社会舆论巨大压力，也已尽量减少“弃风弃光”电量;能源主管部门更是三令五申，为“弃风弃光”问题操碎了心。可以说，相关单位已尽了本分，但仍有很大潜力没有发挥出来，原因就是欠缺能够充分挖掘各方主观积极性的体制机制。比如对于煤电企业，近年来利用小时数不断走低，企业经营已十分困难，若实施灵活性改造，既需要增加投资、又有可能影响自身发电量，何苦要主动革自己的命?比如对于电网企业，收购风力和光伏发电的价格与煤电相同(不含补贴)，若突破常规调度方式接收风力和光伏发电，安全风险有所增加，却没有额外收益，何来主观积极性?比如对于某些地方政府，省内煤电比省外风力和光伏发电价格更低，而且多用省内煤电还可增加当地财政收入，为何要接收省外风力和光伏发电?比如对于用户，用电价格与风大风小、晴天阴天完全无关，而且不掌握相关信息，如何积极使用风力和光伏发电?凡此种种都在警示我们，是时候大力推进电力体制机制改革了!
可喜的是，国家已印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)，国家能源主管部门已在电力体制机制改革上发力，陆续出台了一系列配套文件，相信在体制机制的激励下很多问题会迎刃而解。
解决“弃风弃光”应分“轻重缓急”
多年来，大量单位机构和专家都曾对解决“弃风弃光”提出了自己的措施建议，为能源主管部门制定政策提供了重要参考。但是，很多建议往往对“未来怎么做”坐而论道，对“今天做什么”闭口不谈，这也是各种措施建议未能有效执行的原因之一。根治“弃风弃光”顽疾，切不可“胡子眉毛一把抓”，应着眼未来，立足当下，贯彻落实国家能源战略和规划，拿出具体实施路线图。
为解决“弃风弃光”问题，《能源发展“十三五”规划》(以下简称《规划》)提出了多项任务和措施，包括着力破除体制机制障碍，构建公平竞争的能源市场体系，优化能源开发布局，加强电力系统调峰能力建设，实施需求侧响应能力提升工程，推动能源生产供应集成优化，构建多能互补、供需协调的智慧能源系统等。当前，应进一步细化《规划》实施方案，厘清解决“弃风弃光”的“轻重缓急”。
(一)推进体制改革“重”任
最重要的任务，就是深化电力体制改革。新能源发电虽然寿命周期成本较高，但边际成本几乎为零，在现货市场中有明显竞争优势。要致力于推进能源价格改革，有序放开发用电计划，建立健全电力市场体系，制定公平有序的电力市场规则，启动现货交易市场，充分发挥市场配置资源的决定性作用。《规划》提出要完善调峰、调频、备用等辅助服务价格，激发其他常规电源参与调峰的积极性，打破省间壁垒，充分发挥跨省跨区联网输电通道的调峰作用。可喜的是，东北电力辅助服务市场专项改革试点工作已正式启动，我国电力辅助服务向市场化迈出了里程碑式的一步，从目前试点情况看，燃煤机组主动参与调峰的积极性得到充分发挥，效果相当不错。
(二)协调解决一批“急”务
体制改革任务虽然重要，但预计至少需要3至5年才能形成完善的电力市场体系并充分发挥作用，在此之前，应马上开展以下工作。
一是优化调整新能源开发布局。《规划》提出要稳步推进“三北”地区风电基地和光伏电站建设，控制开发节奏，要将“弃风弃光“率控制在合理水平。因此，当务之急就是要暂停“弃风弃光“严重地区的集中式风电和光伏发电项目建设，将开发中心向中东南部地区转移，优先发展分散式风电和分布式光伏，通过实施终端一体化集成供能系统、微电网示范项目等，促进新能源就地消纳。
二是加强系统调峰能力短板建设。《规划》提出加强电力系统调峰能力建设，减少冗余装机和运行成本，提高可再生能源消纳能力。当前应加快推进存量煤电机组灵活性改造试点和推广工作，切实提升“三北”地区的系统调峰能力，尤其是冬季供暖期的调峰能力。抽水蓄能电站是优质的调峰电源，由于建设工期较长，应尽快开工一批抽水蓄能电站，争取早日发挥作用。
三是继续推进“三公”调度，接受社会监督。“公开”是“三公”(公开、公平、公正)调度的前提，坚持调度公开才能确保风力和光伏等新能源发电优先上网，才能倒逼相关电力企业充分发挥自身调峰能力，才能做到科学研究、有的放矢。建议由能源主管部门协调，要求省级电网公司公开逐小时负荷、各类电源实际出力、主要联网通道输电功率、新能源样板机组总出力等，这些数据是社会监督和政府决策的基础，很多国家早已公开此类数据，并不涉及国家和商业秘密。
(三)其他举措不可“轻”视
一是绿证和配额制。这两者组合能够促进新能源的发展，应充分肯定并大力支持。在采取绿证制度替代一部分财政补贴的同时，应鼓励绿证用户负荷与新能源出力配合调节，确保用户所使用电量主要为新能源电量。配额制是一种行政考核制度，应在对各地方政府或相关企业提出新能源配额目标的同时，对“弃风弃光”率提出控制要求，避免偏重新能源开发，而轻视消纳问题。
二是电能替代。实施电能替代对促进能源清洁化发展意义重大，应从能源系统整体优化的角度，深入论证不同电能替代方式的技术方案合理性和经济性，坚持“节约、清洁、安全”的战略方针，力求精准化解“弃风弃光“电量，避免一味增大用电负荷，反而增加煤电发电量。
(四)新建大通道宜“缓”行
建设大规模跨区输电通道将“三北”地区新能源送至中东部地区，固然有利于缓解“三北”地区“弃风弃光“问题，但需注意的是，“十三五”期间中东部地区也存在电力富裕情况，新建大规模输电通道的利用率未必太高，若再需送端配套新建燃煤机组，“水多了加面，面多了加水”，这对能源结构优化的贡献是负效应，近期并不可取。
结束语
任何事物都有两面性，“弃风弃光“损失固然令人心痛，但不破不立，这也倒逼我们对国内电力体制进行深入思考，希望由此能够推动电力市场改革前进一大步，也可聊以慰藉，但愿新能源发展能早日走出“弃风弃光”的阴霾。
(作者均供职于电力规划设计总院)
数说“弃风弃光”:
497亿千瓦时
2016年全年“弃风”电量497亿千瓦时，超过三峡全年发电量的一半。
135亿千瓦时
2017年第一季度全国“弃风”电量135亿千瓦时。
800亿元
7年间，全国累计“弃风”电量达到1500亿千瓦时，直接经济损失800亿元以上。
70亿千瓦时
2016年仅西北地区“弃光”电量就达70亿千瓦时，平均“弃光”率近20%，新疆、甘肃“弃光”率高达32%、30%。
27亿千瓦时
2017年一季度“弃光”电量27亿千瓦时，全国平均“弃光”率达到13%。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201705/10/141250.html
