國家能源局近日發布數據，2015年我國可再生能源發電仍現“相對過剩”局面。數據顯示，2015年底全國水電裝機容量3.2億千瓦，設備平均利用小時3621小時，同比降低48小時。與上年相比，一半省份水電設備平均利用小時同比下降。2015年底全國并網風電裝機容量12934萬千瓦，設備平均利用小時為1728小時，同比下降172小時。光伏方面，國家電網調度范圍內累計棄光率為12.62%，全部集中在西北地區的甘肅、青海、新疆和寧夏。

　　現狀：國家能源局要求“三北”地區做好可再生能源消納工作

　　鑒于我國可再生能源發電仍存在“三棄”（棄水、棄風、棄光）問題，國家能源局近日發文，要求華北、東北、西北地區地區做好可再生能源消納工作，充分挖掘可再生能源富集地區電能消納潛力和電力系統輔助服務潛力，著力解決棄風、棄光問題，促進可再生能源與其他能源協調發展。具體要求如下：

　　一、做好可再生能源發電直接交易工作。國家能源局派出機構應當會同省級能源管理部門做好可再生能源直接交易工作，推動可再生能源就近消納，鼓勵可再生能源發電企業作為市場主體積極參與市場直接交易并逐步擴大交易范圍和規模，鼓勵超出可再生能源保障性利用小時數的發電量參與市場交易。鼓勵可再生能源發電企業通過技術進步降低成本，提高市場競爭力。 

　　二、做好風電等可再生能源清潔供暖工作。各省（區、市）能源管理部門應當會同國家能源局派出機構認真分析冬季供暖狀況，結合風能資源特點和風電發展需求，研究利用冬季夜間風電替代燃煤鍋爐進行清潔供暖，制定促進風電清潔供暖應用的政策和方案，積極開展相關試點和示范工作。 

　　三、做好深化輔助服務補償機制相關工作。針對“三北”地區電力系統靈活性不夠的現狀，以及風電和光伏發電隨機性、波動性、間歇性的特點，國家能源局派出機構應當進一步完善“兩個細則”，提高輔助服務補償力度，完善推廣電力調峰市場機制，通過深化輔助服務補償機制挖掘當地電力系統調峰潛力。 

　　四、建立自備電廠電量置換機制。國家能源局派出機構可通過建立電量置換機制進一步提高當地電力系統接納可再生能源的能力，引導擁有自備電廠的企業在當地負荷低谷期降低自備電廠發電出力，使用可再生能源電量，在負荷高峰期組織等量自備電廠電量上網。 

　　五、加強對熱電聯產機組調峰性能監管。國家能源局派出機構應當嚴格核定熱電聯產機組最小出力，優化熱電聯產機組開機方式，加強對熱電比的監管，挖掘系統調峰潛力，鼓勵熱電聯產機組通過增加蓄熱裝置以及其它途徑提高負荷調節能力，會同?。▍^、市）能源管理部門協調電力調度機構和熱力調度機構優化熱電運行方式。 

　　六、按區域統籌安排發電機組旋轉備用。區域電網公司應當充分發揮區域內各省電力系統余缺互濟作用，按區域統籌科學合理安排發電機組旋轉備用，省電網企業應當積極配合。 

　　七、充分挖掘設備潛力。可再生能源發電企業應當加強發電設備運行管理，加大先進技術應用力度，不斷提高功率預測精度，積極優化風電、光伏發電和水電運行互補。電力調度機構應當充分挖掘調峰潛力，充分發揮抽水蓄能機組調節優勢，充分發揮燃氣機組與部分燃煤機組深度調峰、快速爬坡作用，不斷提高可再生能源發電上網電量比重。 

　　八、做好可再生能源外送工作。電力交易和調度機構應在保證安全和輸電容量允許范圍內，根據市場需求情況，按交易規則組織外送富裕的可再生能源電力，擴大消納范圍。 

　　九、加強自備電廠管理。并網自備電廠要按照“兩個細則”參與電網輔助服務考核與補償，根據自身負荷和機組特性提供調峰等輔助服務，并按照相關規定參與費用分攤，獲得收益。禁止公用電廠違規轉為企業用戶自備電廠。 

　　分析：破解“三棄”難題仍需綜合施策

　　“十三五”時期是我國新能源規模化發展的重要時期。國家積極推動能源生產和消費革命、加強生態文明建設的總體戰略部署，提出2020年、2030年全國非石化能源占一次能源消費比重分別達到15%和20%的目標，并進一步明確了新能源在我國能源結構中的戰略地位。站在時代變革的新起點上，我國可再生能源行業需要把握機遇，實現新突破。破解“三棄”困局，需從更高層面加強規劃設計，盤活全國新能源生產、輸送與消納“一盤棋”。

　　業內人士指出，目前可再生能源發生“三棄”現象可歸結為三大原因，規模大、用量少、送不出。過去10年，特別是“十二五”時期，我國新能源發展迅速。僅甘肅一省，自2010年以來，新能源裝機就從147萬千瓦猛增到1723萬千瓦，算上火電、水電，全省電源總裝機已達4408萬千瓦，而2015年甘肅電網最大負荷僅1300萬千瓦。由于經濟欠發達，新疆、甘肅、內蒙古等新能源富集地區自身消納能力有限，大量富余電能需要外送，而目前我國電源的發展速度已遠遠超過了電網的建設速度，兩者之間的規劃并不配套。因此，我國必須從更高層面加強規劃設計，推動綜合措施，盤活全國新能源生產、輸送與消納，全國形成“一盤棋”。

　　首先，要處理好發展速度與合理布局的關系。在“十二五”時期的迅猛發展后，新能源的發展步伐不能再一味求快了，而是要更注重穩中求進、合理布局、降低成本。以光伏為例，目前西部約占全國光伏發電裝機總容量的70%，中東部僅占30%。在消納與外送問題沒有得到合理解決之前，政府應對大規模的光伏投資行為保持足夠慎重，加強考核和審查，避免一擁而上的盲目行為。

　　第二，統籌配套電網建設，處理好電源建設與電網建設“齊步走”的關系。目前，國家電網公司已經啟動了“四交四直”特高壓工程建設，并將于2017年建成投運。屆時，現有的新能源輸送難題將基本得到解決。

　　第三，盡快出臺可再生能源電力配額制，科學安排調峰、調頻、儲能配套能力。按照各省(區、市)的能源資源條件、經濟總量、電力消費總量及電力輸送能力，盡快制定跨省區可再生能源配額制度，使電力系統的運行機制、資源配置、運行區域為滿足比例目標而進行強制性調整，確保可再生能源電力的市場消納，為可再生能源的持續性發展提供制度性保障。

　　他山之石：德國棄風棄光率僅1% 秘密何在？

　　德國的棄風棄光率僅1%左右，在高裝機容量的前提下，可以達到如此高的消納率，首先與德國完善的基礎設施分不開，新能源的發展必是與電網建設相匹配，此外市場機制在德國新能源的消納上也發揮了不可替代的作用。

　　由于可再生能源特別是風電，光伏等發電受氣候與天氣影響較大，在一天內可能波動幅度巨大，其不穩定性與不可靠性是造成其無法大規模消納的重要因素。如果能提前相對精確預測出可再生能源特別是風電光伏的當日發電功率曲線與用電負荷曲線，那么就可以根據預測曲線提前安排火電等傳統化石能源發電廠的發電計劃，以達到最大幅度消納新能源的目的。目前，德國的可再生能源高消納利用率，首先就得益于各個輸網公司對其控制區域內風電相對精確的預測。

　　第二，在輸電領域，目前德國的四個大輸電區域中，由相應的輸網公司負責維持電網穩定。廠網分離之后輸電公司必須向調頻市場購買平衡電力，以平衡計劃與實際之差。目前一次，二次，三次調頻能量可以按需拍賣，其中除一次調頻由于無法計量而按功率收取費用外，其余兩種調頻皆按功率與電量進行二元計費。由輸網公司向相應的調節商支付。同時由于德國存在四大輸電網區，各個輸電區域之間也會在進行一些平衡。

　　第三，在上市交易環節，德國用市場化機制促進可再生能源發電消納。通過鼓勵可再生能源發電適應供求關系，鼓勵發電商在供小于求、電價較高的時候多發電，甚至發電商會為光伏安裝儲能設備，從而主動使清潔能源的發電以需求為導向；以高額“管理獎金”的方式鼓勵可再生能源發電商進行精準預測，彌補發電商進入交易市場，培養相應人才，預測、交易、結算等的管理成本；鼓勵可再生能源發電遠程監測調控裝置的安裝，在固定上網電價時期，可再生能源發電設備幾乎沒有加裝遠程測控裝置，其發電量無法進行調節，進入市場化交易后，發電商有了動力為發電設備加裝調控裝置，而這些調控裝置不僅使得發電更加以需求為導向，更為可再生能源發電參加調峰調頻奠定了基礎。

　　此外，德國還采取降低可再生能源分攤費、促進集成商的形成等市場化機制，調動各業務單元的積極性，同時帶動可再生能源行業的健康發展。