近年來，我國清潔能源發(fā)展步伐加快，水電裝機持續(xù)增加，風電、光伏新增裝機量雙雙位列世界第一，生物質能發(fā)電技術平穩(wěn)發(fā)展，垃圾發(fā)電裝機容量穩(wěn)步提升。前瞻產業(yè)研究院《中國可再生能源產業(yè)市場前瞻與投資戰(zhàn)略規(guī)劃分析報告》數據顯示：至2014年底，我國水電總裝機3億kW，風電總裝機9581萬kW，光伏發(fā)電總裝機2428萬kW，可再生能源發(fā)電裝機已占到全部電力裝機1/3，達4.2億kW，與2010年相比增長了67%0與此同時，水電、風電、光伏發(fā)電等清潔能源發(fā)電面臨的并網消納問題也日益嚴重。
2014年，我國棄水棄風棄光損失電量超過300億kWh。僅云南、四川兩省總棄水電量已超過200億kWh;在全國風電利用小時數同比減少160h的情況下，累計棄風電量仍高達126億kWh;由于光伏初成規(guī)模，全國“棄光”現象總體不太嚴重，但甘肅省酒泉、敦煌和青海格爾木等部分地區(qū)棄光仍然存在，局部地區(qū)“棄光”比例超過20%。對比來看，我國棄風比例遠遠超出典型國家3%以下的棄風限電率。
棄風棄電原因
從近兩年水電運行情況分析來看，我國水電棄水的直接原因主要表現在：一是汛期降水較為集中;二是水電裝機增加較多;三是外送通道能力不足;四是用電需求增長放緩，低于電力發(fā)展規(guī)劃的預計水平。以棄水較為嚴重的四川為例，近兩年四川省水電裝機增加了2413萬kW，較2012年增長了62%，并呈枯豐急轉態(tài)勢，增大了水電站兼顧防洪、發(fā)電的壓力。同時，受電源電網規(guī)劃建設不同步等因素影響，目前電力外送能力不能滿足需要;而經濟增長也呈現放緩情況，2014年較2013年用電僅增長了3.4%，致使當地電力裝機增長速度遠高于用電增長需求。
造成風電棄風的原因主要表現在：一是電源調峰能力受限。我國“三北”地區(qū)電源結構以煤電為主，其中供熱機組又占有較大比重，冬季為了滿足供熱需求，供熱機組調峰能力有限。目前，東北以及華北局部地區(qū)的棄風，都主要受這一因素的影響，且新疆、內蒙古等地區(qū)大量自備電廠甚至不參與系統(tǒng)調峰。二是配套電網規(guī)劃建設滯后，省區(qū)間和網間外送消納受限。配套電網規(guī)劃建設滯后于風電項目并網運行的需求，是造成目前一些局部地區(qū)棄風的重要原因。如新疆達坂城地區(qū)是新疆風電建設的重點區(qū)域，當地鹽湖220kV變電站和東郊750kV變電站改擴建施工，影響了風電的送出，造成了7億kWh的棄風。
盡管2014年我國平均風電棄風率8%，較之2013年有所降低，但風電利用小時數也同比下降了160h，風電棄風問題在本質上并沒有改善。造成棄風率變小的重要原因是2015年是 “小風年”，來風情況整體偏小，但某些重點地區(qū)限電問題仍然突出。如：吉林省、河北省張家口地區(qū)、蒙西地區(qū)、黑龍江、甘肅棄風限電情況仍很嚴重，棄風限電比例均在10%以上，其中吉林省、新疆棄風率高達15%。
目前全國“棄光”問題并不普遍，較嚴重的地區(qū)主要集中在甘肅省酒泉、敦煌和青海格爾木等部分地區(qū)，局部地區(qū)“棄光”比例超過20%。造成棄光問題的直接原因有：一是西北地區(qū)光伏電站建設速度明顯加快，與輸電網和市場缺乏配套。二是部分西北地區(qū)光伏電站建設缺乏統(tǒng)籌規(guī)劃，存在一定的無序現象;三是光伏發(fā)電建設規(guī)模與本地負荷水平不匹配，市場消納能力有限，同時電站建設與配套電網的建設和改造不協(xié)調等原因，致使光伏電站集中開發(fā)區(qū)域出現了一定程度的“棄光”現象。
從深層次上看，棄水、棄風、棄光問題反映了我國現行電力發(fā)展和運行模式越來越不適應新能源的發(fā)展，反映了我國電力運行機制、電力市場體制的深層次矛盾。
一、電力市場化程度低
由于我國電力體制改革仍沒完成，大量自備電廠不承擔電力調峰責任，電力調峰等輔助服務機制不健全。盡管《可再生能源法》規(guī)定，“優(yōu)先調度和全額保障性收購可再生能源發(fā)電”，但可再生能源優(yōu)先調度受到原有電力運行機制和剛性價格機制的限制，難以落實節(jié)能優(yōu)先調度等行政性規(guī)定。其次，目前我國電網企業(yè)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(xié)調電力系統(tǒng)運行，擁有電網所有權和經營、輸電權，具有壟斷性，不利于市場主體自由公平交易。
二、傳統(tǒng)“計劃”不適應時代需求
目前，電力運行調度很大程度上延續(xù)傳統(tǒng)計劃方式，各類電廠年運行小時數主要依據年發(fā)電計劃確定，各地經濟運行主管部門甚至對每一臺機組下達發(fā)電量計劃，由于火電年度電量計劃為剛性計劃，火電企業(yè)和地方政府不愿意讓出火電電量空間，調度為了完成火電年度計劃不得不限制可再生能源發(fā)電的電量空間。這種“計劃”方式，不能適應新能源波動性特點和需要，無法保障可再生能源發(fā)電優(yōu)先上網。
三、電力系統(tǒng)靈活調節(jié)能力較弱
我國電源結構以常規(guī)火電為主，特別是風電富集地區(qū)更加突出。盡管火電調峰深度和速度都不及水電、燃氣機組，但目前我國火電機組(熱電機組)的調峰現狀遠低于國際水平，仍沿用20世紀80年代初的火電調節(jié)指標進行運行考核，大量中小火電機組、熱電機組仍舊采用傳統(tǒng)技術方案和運行方式，沒有針對新的需求進行改造升級提升靈活性，技術潛力沒有充分釋放，遠低于國際領先水平。同時國際經驗證明，需求側響應是增加電力靈活性的重要手段，但我國需求側響應還處于研究示范階段，未能發(fā)揮真正作用。
四、通道需難滿足
我國水電、風電、光伏主要集中開發(fā)投產在西部低負荷地區(qū)，在當地消納的同時，仍需要外送，而在現有電力電網規(guī)劃、建設和運行方式下，電源電網統(tǒng)籌協(xié)調不足，電力輸送通道在建設進度、輸送容量、輸送對象上都難以滿足可再生能源電力發(fā)展需求。
五、可再生能源消化機制未落實
未來隨著西南和三北地區(qū)水電、風電、太陽能發(fā)電開發(fā)規(guī)模繼續(xù)增長，市場消納空間逐漸成為可再生能源消納的最大瓶頸，現有以“電量計劃”、“固定價格”、 “電網壟斷”等為特征的體系已不能適應可再生能源發(fā)展。水電的“豐余枯缺”特點和風電的“波動性”在現有機制框架下，僅靠本地運行調度優(yōu)化已經不能解決市場消納問題，需依賴更大范圍市場消納。而目前我國的電力運行管理總體是以省為實體進行管理，同時跨省跨區(qū)輸送未納入到國家能源戰(zhàn)略制定的長期跨地區(qū)送受電計劃中，各地對接納可再生能源積極性不足。
