剖析：究竟是什么造就了风光消纳难？

新能源产业的政策频发期，如何解决“弃风弃光”这一老大难问题又被业内关注了起来。

自2017年以来，我国平均弃风率、弃光率已经连续两年实现双降，但局部地区数值却持续居高不下。消纳难、并网难仍是困扰行业发展的“不治之症。

4月18日，中国光伏行业协会召开的光伏发电平价上网项目技术方案可靠性与经济型分析研讨会上，多位业内专家和企业代表就新能源消纳难题发表了自己的见解。

消纳难题何解

中国光伏行业协会副秘书长刘译阳在该会议的开幕致辞中就重点提及了消纳问题：“无论平价项目还是竞价补贴项目，首先要保证消纳，这是保证项目收益率的前提。”

国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧发言称：“当前我国局部地区弃风弃光问题仍然突出。考虑用电负荷增长、跨省区外送规模等方面存在的不确定性，后续如不把握新能源发展节奏，弃风弃光问题可能出现反弹，新能源消纳仍然存在较大压力。”

“2019年如果考虑新能源（风电＋光伏）新增装机规模与2018年基本持平，要实现新能源弃电率降至5％以下，则必须对新增装机布局进行优化，一是严格控制新疆、甘肃、冀北、吉林等弃电地区的新增规模；二是优先安排不弃电或少弃电地区的装机，适度加大东部地区新能源装机规模；三是优化年内新增装机时序，原则上多安排在四季度并网。”针对近期光伏发电发展及消纳问题，李琼慧建议说。

一向敢于为光伏产业发声的发改委能源所研究员、光伏专家王斯成，则在发言中犀利地指出，中国的新能源消纳问题之所以是“痼疾”，主要原因不是技术瓶颈，而是“同分一块蛋糕”的利益壁垒。

王斯成认为，波动性的风电和光伏并没有威胁到电网的安全稳定运行，也没有运行数据证明风电和光伏的波动性造成了“电网阻塞”或直接造成电网电压和频率的波动和越限。另一方面，6条特高压线路主要外送水电，非水可再生能源输电量仅战剩余5条特高压线路输电量的14．5％，随意压低保障性收购小时数的做法也在个别地区盛行等等。

“这些风电和光伏受到的‘不公平’待遇，进一步证明了消纳能力问题的根本原因80％还在于‘同分一块蛋糕’的问题。”王斯成直言不讳。

多因素叠加导致消纳难

弃风弃光不仅在这次会议上屡次被提及，实际上，它已经是一个老生常谈的问题了，并且至今没有得到有效解决，特别是在我国西北等弃风弃光严重的地区，新能源消纳是一个非常棘手的难题。

华夏能源网（微信公众号：hxny100）记者整理各类研究报告和建议发现，出现这一难题的主要诱因是多重因素叠加导致的。

用电需求增速放缓，装机增速大于负荷增速应该是重要因素之一。“十二五”中期以来，我国电力需求增速显著下滑。与此形成鲜明对比的是，在社会总用电量增长乏力的情况下，火电的新增装机总量依然超过风电、太阳能发电的装机总和，新能源发电受到需求增长疲乏（社会总用电量）和供给强势增长（火电机组）的两端对向挤压。

另一方面，调峰能力不足，季节性矛盾增大也导致了消纳难题。现阶段风电、光伏由于受自然资源和储电装备技术的双重制约，当前只能满足负荷实时平衡、即发即用。但一方面风光能力富集的时间与用电负荷成反向；另一方面，我国电力系统以传统煤电为主力电源，调峰能力不足，灵活性改造不够，特别是“三北”地区燃煤热电比例高，调峰电源建设条件差，冬季供暖期调峰困难，弃风弃光问题严重。

最后，也是非常重要的一个原因恐怕在于电力体制的改革程度不够，利益壁垒仍未消除。在国家大力倡导绿色能源的大背景下，新能源具有优先上网、调度的优势，火电企业往往被迫为新能源调峰，企业的利益得不到保证，形成“风火竞争”“光火竞争”的利益格局，尤其是在能源需求放缓时，这一问题尤为突出。无论是火电调峰，还是风火替代、光火替代交易，都反映出当前新能源发展困境中的体制性因素。

化解之路任重道远

要想从根本上解决新能源消纳难题，主要还需从加快技术创新和扫除体制障碍两个方面入手。

不过，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。

对此，国家发改委能源研究所可再生能源中心研究员时璟丽在《可再生能源电力消纳矛盾和建议》一文中提出了以下几点建议：

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。

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。

三、将目标引导制度提升并落实为实施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。

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。

五、完善可再生能源电价和消纳激励机制：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。建立与配额制度配套的可再生能源电力证书及交易机制。

作者：冯优