鼎博最的好的app下载入口:“弃风弃光”的深层原因和处理办法看这篇就够了！

  2017年1月，国家动力局发布了《2016年风电并网运转状况》，全年“弃风”电量497亿千瓦时，超越三峡全年发电量的一半，全国均匀“弃风”率到达17%，甘肃、新疆、吉林等地“弃风”率高达43%、38%和30%，本年一季度全国“弃风”电量135亿千瓦时，全国均匀“弃风”率16%，业界震动，业外惊诧。

  2017年1月，国家动力局发布了《2016年风电并网运转状况》，全年“弃风”电量497亿千瓦时，超越三峡全年发电量的一半，全国均匀“弃风”率到达17%，甘肃、新疆、吉林等地“弃风”率高达43%、38%和30%，本年一季度全国“弃风”电量135亿千瓦时，全国均匀“弃风”率16%，业界震动，业外惊诧。

  其实严峻“弃风”并非偶发事件，2011年全国“弃风”电量就已到达123亿千瓦时，“弃风”率约为16%，尔后愈演愈烈，“弃风”成为动力和电力行业的心腹之疾。7年间，全国累计“弃风”电量到达1500亿千瓦时，直接经济丢失800亿元以上。国外尽管也偶有“弃风”，但如此大面积、长期的严峻“弃风”，却只唯我独此一家。

  《中华人民共和国可再生动力法(修正案)》明确提出“国家施行可再生动力发电全额保证性收买准则”，自2010年4月1日施行至今已7年，这期间咱们并非没有尽力，各方对“弃风”问题密布调研，许多组织发布研究陈述，处理“弃风”问题的主张屡见于两会提案之中，动力主管部分每年都出台相关方针文件。

  但很惋惜，这些调研、陈述、主张和方针收效甚微。更让人尴尬的是，“弃风”未平，“弃光”又起。2016年仅西北区域“弃光”电量就达70亿千瓦时，均匀“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，全国均匀“弃光”率到达13%。咱们不由要问，“弃风弃光”缘何成为“不治之症”?症结终究安在?新动力消纳难题应当怎么破解?

  纵观各类研究陈述和主张，“弃风弃光”原因分析首要会集在电源、电网、负荷等三个体系要素上：

  电源方面。现在风力和光伏装机首要会集在“三北”区域(东北、西北、华北)，占全国的比重为77%和68%，且以大规模会集开发为主。“三北”区域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”运转，导致体系调峰才干严峻不足，不能适应大规模风力和光伏发电消纳要求。

  电网方面。“三北”区域大部分跨省跨区输电通道安身外送煤电，输电通道以及联网通道的调峰互济才干并未充沛发挥，对风力和光伏发电跨省跨区消纳的实践效果非常有限。

  负荷方面。电力需求侧办理成效不显着，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，但为何多年无法处理，产生了“抗药性”?进一步分析内因不难发现，体系机制才是导致“弃风弃光”的根本原因。

  长期以来，我国电力办理运转以履行“计划”为主。电厂、跨省跨区通道施行计划电量，调度部分经过详细运转组织完结计划方针即可。详细调度方法是充沛“计划”的，经过提早组织电厂发电曲线、输电通道送电曲线等，完结体系安全安稳运转。即使是收益也是被“计划”的，各类电源上网电价经过本钱加合理收益率确认，由电网企业统购统销。

  在紧密的一致计划组织下，咱们本来风平浪静，各得其所。可是风力和光伏发电呈现后，规矩变了，这俩新成员姿态不定，走位飘忽，何时能发电、能发多少电彻底看天吃饭，无法被“计划”，并且这俩新成员还自带光环，优先级略胜一筹。这让当时按“计划”组织的运转机制感到极大不适应，所露出出来的问题仅仅现有电力体系不适应不行计划“新物种”的外部反映。

  当时我国北方区域饱尝雾霾困扰，大力展开清洁动力已成社会一致，电力行业活跃相应，为充沛消纳风力和光伏发电铺路搭桥，例如：煤电、水电等惯例电源依照本身设计才干随时承受一致调度，为风力和光伏发电让路;电网企业面对政府监管和社会舆论巨大压力，也已尽量削减“弃风弃光”电量;动力主管部分更是千叮万嘱，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，原因便是短缺可以充沛发掘各方片面活跃性的体系机制：

  比方关于煤电企业，近年来运用小时数不断走低，企业经营已非常困难，若施行灵活性改造，既需求添加投资、又有或许影响本身发电量，何必要自动革自己的命?

  比方关于电网企业，收买风力和光伏发电的价格与煤电相同(不含补助)，若打破惯例调度方法接收风力和光伏发电，安全危险有所添加，却没有额定收益，何来片面活跃性?

  比方关于某些地方政府，省内煤电比省外风力和光伏发电价格更低，并且多用省内煤电还可添加当地财政收入，为何要接收省外风力和光伏发电?

  比方关于用户，用电价格与风劲风小、晴天阴天彻底无关，并且不把握相关信息，怎么活跃运用风力和光伏发电?

  可喜的是，国家已印发了《关于进一步深化电力体系变革的若干定见》(中发[2015]9号)，国家动力主管部分已在电力体系机制变革上发力，连续出台了一系列配套文件，信任在体系机制的鼓舞下许多问题会方便的处理。

  多年来，许多单位组织和专家都曾对处理“弃风弃光”提出了自己的办法主张，为动力主管部分拟定方针供给了重要参阅。可是，许多主张往往对“未来怎么做”坐而论道，对“今日做什么”沉默不谈，这也是各种办法主张未能有用履行的原因之一。彻底治愈“弃风弃光”恶疾，切不行“胡子眉毛一把抓”，应着眼未来，安身当下，贯彻落实国家动力战略和规划，拿出详细施行路线图。

  为处理“弃风弃光”问题，《动力展开“十三五”规划》(以下简称《规划》)提出了多项使命和办法，包括着力破除体系机制妨碍，构建公平竞赛的动力商场体系，优化动力开发布局，加强电力体系调峰才干建造，施行需求侧呼应才干进步工程，推进动力出产供给集成优化，构建多能互补、供需和谐的才智动力体系等。当时，应进一步细化《规划》施行计划，厘清处理“弃风弃光”的“轻重缓急”。

  最重要的使命，便是深化电力体系变革。新动力发电尽管寿数周期本钱较高，但边沿本钱简直为零，在现货商场中有显着竞赛优势。要致力于推进动力价格变革，有序放开发用电计划，树立健全电力商场体系，拟定公平有序的电力商场规矩，发动现货买卖商场，充沛发挥商场装备资源的决定性效果。

  《规划》提出要完善调峰、调频、备用等辅佐服务价格，激起其他惯例电源参加调峰的活跃性，打破省间壁垒，充沛发挥跨省跨区联网输电通道的调峰效果。可喜的是，东北电力辅佐服务商场专项变革试点作业已正式发动，我国电力辅佐服务向商场化迈出了里程碑式的一步，从现在试点状况看，燃煤机组自动参加调峰的活跃性得到充沛发挥，效果适当不错。

  体系变革使命尽管重要，但估计至少需求3至5年才干构成完善的电力商场体系并充沛发挥效果，在此之前，应立刻展开以下作业。

  一是优化调整新动力开发布局。《规划》提出要稳步推进“三北”区域风电基地和光伏电站建造，操控开发节奏，要将“弃风弃光“率操控在合理水平。因而，燃眉之急便是要暂停“弃风弃光“严峻区域的会集式风电和光伏发电项目建造，将开发中心向中东南部区域搬运，优先展开涣散式风电和分布式光伏，经过施行终端一体化集成供能体系、微电网演示项目等，促进新动力就地消纳。

  二是加强体系调峰才干短板建造。《规划》提出加强电力体系调峰才干建造，削减冗余装机和运转本钱，进步可再生动力消纳才干。当时应加速推进存量煤电机组灵活性改造试点和推行作业，实在进步“三北”区域的体系调峰才干，尤其是冬天供暖期的调峰才干。抽水蓄能电站是优质的调峰电源，因为建造工期较长，应赶快开工一批抽水蓄能电站，争夺提前发挥效果。

  三是持续推进“三公”调度，承受社会监督。“揭露”是“三公”(揭露、公平、公平)调度的条件，坚持调度揭露才干保证风力和光伏等新动力发电优先上网，才干倒逼相关电力企业充沛发挥本身调峰才干，才干做到科学研究、有的放矢。主张由动力主管部分和谐，要求省级电网公司揭露逐小时负荷、各类电源实践出力、首要联网通道输电功率、新动力样板机组总出力等，这些数据是社会监督和政府决议计划的根底，许多国家早已揭露此类数据，并不触及国家和商业秘密。

  一是绿证和配额制。这两者组合可以促进新动力的展开，应充沛肯定并大力支持。在采纳绿证准则代替一部分财政补助的一起，应鼓舞绿证用户负荷与新动力出力合作调理，保证用户所运用电量首要为新动力电量。配额制是一种行政考核准则，应在对各地方政府或相关企业提出新动力配额方针的一起，对“弃风弃光”率提出操控要求，防止侧重新动力开发，而小看消纳问题。

  二是电能代替。施行电能代替对促进动力清洁化展开含义严重，应从动力体系全体优化的视点，深化证明不同电能代替方法的技能计划合理性和经济性，坚持“节省、清洁、安全”的战略方针，力求精准化解“弃风弃光“电量，防止一味增大用电负荷，反而添加煤电发电量。

  建造大规模跨区输电通道将“三北”区域新动力送至中东部区域，当然有利于缓解“三北”区域“弃风弃光“问题，但需注意的是，“十三五”期间中东部区域也存在电力殷实状况，新建大规模输电通道的运用率未必太高，若再需送端配套新建燃煤机组，“水多了加面，面多了加水”，这对动力结构优化的奉献是负效应，近期并不行取。

  任何事物都有两面性，“弃风弃光“丢失当然令人心痛，但不破不立，这也倒逼咱们对国内电力体系进行深化考虑，期望由此可以推进电力商场变革行进一大步，也可聊以安慰，希望新动力展开能提前走出“弃风弃光”的阴霾。

  各省（区、市）展开变革委、动力局，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司，各有关单位：

  为促进可再生动力开发运用，科学点评各区域可再生动力展开状况，保证完结国家2020年、2030年非化石动力占一次动力消费比重别离到达15%和20%的战略方针，依据《关于树立可再生动力开发运用方针引导准则的辅导定见》（国能新能[2016]54号）和《关于做好风电、光伏发电全额保证性收买办理作业的告诉》（发改动力[2016]1150号），我局托付国家可再生动力中心汇总有关可再生动力电力建造和运转监测数据，构成了《2016年度全国可再生动力电力展开监测点评陈述》（以下简称监测点评陈述）。

  现将监测点评陈述予以通报，以此作为各区域2017年可再生动力开发建造和并网运转的根底数据，请各区域和有关单位高度重视可再生动力电力展开和全额保证性收买作业，采纳有用办法推进进步可再生动力运用水平，为完结全国非化石动力消费比重方针作出活跃奉献。

  到2016年末，全国可再生动力发电装机容量5.7亿千瓦，占悉数电力装机的34.6%，其间水电装机3.32亿千瓦，占悉数电力装机的20.2%；风电装机1.49亿千瓦，占悉数电力装机的9.0%；光伏发电装机7742万千瓦，占悉数电力装机的4.7%；生物质发电装机1214万千瓦，占悉数电力装机的0.7%。

  2016年，包括水电在内，悉数可再生动力电力消纳量为15058亿千瓦时，占全社会用电量的比重为25.4%，同比上升0.9个百分点。归纳考虑各省（区、市）本地出产、本地运用以及外送电力消纳量状况，2016年各省（区、市）可再生动力电力消纳量占本区域全社会用电量的比重如下：

  2016年，全国非水电可再生动力电力消纳量为3717亿千瓦时，占全社会用电量比重为6.3%，同比上升1.3个百分点。归纳考虑各省（区、市）本地出产、本地运用以及外送电力消纳可再生动力电量状况，2016年，各省（区、市）非水电可再生动力电力消纳量占本区域全社会用电量的比重如表2。

  从非水电可再生动力消纳比重增加来看，云南、宁夏、青海三省同比增加较快，别离上升了7.4、5.7和4.8个百分点。从完结2020年非水电可再生动力电力消纳比重方针状况来看，青海、宁夏、云南、内蒙古、吉林和山西非水电可再生动力消纳比重已到达2020年方针，贵州、甘肃、黑龙江、安徽、京津冀和江西挨近完结方针，陕西、海南、广东、辽宁和山东完结2020年方针还有较大距离。

  注：京津冀、河南、江苏、浙江、山东、辽宁、陕西具备条件接收超额完结2020年方针区域的非水电可再生动力电力，现有跨省跨区输电通道未充沛发挥运送非水电可再生动力电力的效果。

  2016年，国家展开变革委、国家动力局依照《可再生动力法》要求，核定了要点区域风电和光伏发电最低保证收买年运用小时数，提出全额保证性收买相关要求。

  2016年，辽宁、河北和山西到达风电最低保证收买年运用小时数要求，内蒙古、新疆、甘肃、宁夏、黑龙江和吉林六省（区）未到达要求，其间，甘肃全省、新疆III类资源区、吉林III类资源区实践运用小时数与最低保证收买年运用小时数误差超越480小时。

  2016年，山西和黑龙江到达光伏发电最低保证收买年运用小时数要求，内蒙古I类资源区、新疆、甘肃、青海I类资源区、宁夏、陕西、吉林、辽宁和河北等区域未到达要求，其间，新疆和甘肃实践运用小时数与最低保证收买年运用小时数误差超越350小时。

  2016年，11条特高压线亿千瓦时，其间运送可再生动力电量1725亿千瓦时，占悉数运送电量的74%。国家电网公司掩盖区的9条特高压线亿千瓦时，其间可再生动力电量1198亿千瓦时，占悉数运送电量的66%；南方电网公司掩盖区的2条特高压线亿千瓦时，悉数为可再生动力电量。

  浙江。2016年，悉数可再生动力电力消纳量稳步进步，到达772亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为19.9%，同比上升1.4个百分点；非水电可再生动力电力消纳量为138亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为3.6%，同比上升1.2个百分点。

  四川。2016年，悉数可再生动力电力消纳量增幅较大，到达1745亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为83.1%，同比上升4.0个百分点；非水电可再生动力电力消纳量为48亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为2.3%，同比上升0.9个百分点。

  宁夏。2016年，悉数可再生动力电力消纳量大幅进步，到达187亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为21.1%，同比上升5.5个百分点；非水电可再生动力电力消纳量为169亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为19.1%，同比上升5.7个百分点。风电和光伏发电均未到达最低保证收买年运用小时数要求，误差别离为297小时和231小时。

  甘肃。2016年，悉数可再生动力电力消纳量为457亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为42.9%，同比上升0.5个百分点；非水电可再生动力电力消纳量为133亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重约为12.5%，同比上升1.1个百分点。风电和光伏发电均未到达最低保证收买年运用小时数要求且误差较大，风电II类和III类资源区误差别离为755小时和621小时，光伏发电I类和II类资源区误差别离为505小时和359小时。

  1、各省（区、市）内消纳可再生动力电量，包括本区域可再生动力发电量（不含抽水蓄能电量），加上区域外输入的可再生动力电量，再扣除跨区送出的可再生动力电量。

  省（区、市）内消纳可再生动力电量 = 本区域可再生动力发电量 – 跨区送出的可再生动力电量 + 跨区送入的可再生动力电量

  2、各省（区、市）可再生动力电量消纳占比，等于各省（区、市）可再生动力消纳量除以本区域全社会用电量。

  3、各省（区、市）的全社会用电量及可再生动力发电量，选用国家统计局和国家认可的电力行业信息组织发布的统计数据。

  4、跨区跨省买卖的可再生动力电量，选用国家电网公司、南方电网公司及内蒙古电力公司供给的数据，部分线、跨省跨区可再生动力电力买卖，存在“省送省”、“省送区域”两种状况。针对“省送区域”状况，如华东、华中承受外省输入的可再生动力电量时，按该区域内各省全社会用电量占本区域电网内全社会用电量的比重，核算各省输入的可再生动力电量。即：

  i省（区、市）内输入电量=可再生动力输入电量，n表明区域电网内包括的各省（区、市）

  6、京津冀电网（北京、天津、冀北、河北南网）是特别区域，接入的会集式非水电可再生动力发电项目和区外输入的非水电可再生动力电量，按全社会用电量权重计入比重目标核算，各自区域内接入的分布式非水电可再生动力发电量计入各自区域的比重目标核算。