我国弃水弃风弃光严重现状及原因浅析

数据显示，2015年全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时继续下降，2015年全国发电设备平均利用小时为3969小时，同比降低349小时，是1978年以来的最低水平。

在电力需求增速向下换挡和全国电力供需宽松、部分地区过剩的情况下，发电装机容量受建设周期影响还将延续高速增长，未来2至3 年电力供需将延续过剩。同时，经济结构调整带来用电负荷峰谷差加大，非化石能源发电比重快速上升使电力系统调峰能力明显不足，造成煤电利用小时持续下降和电力行业发展质量、效益下降。

近年我国可再生能源发电面临的限电问题日趋严重，未来要实现2020年15%非化石能源比重目标面临的挑战巨大，必须加快全面推进电力改革创新。我国清洁能源发展步伐加快，水电装机持续增加，风电、光伏新增装机量双双位列世界第一，生物质能发电技术平稳发展，垃圾发电装机容量稳步提升。至2014年底，我国水电总装机3亿kW，风电总装机9581万kW，光伏发电总装机2428万kW，可再生能源发电装机已占到全部电力装机1/3，达 4.2亿kW，与2010年相比增长了67%0与此同时，水电、风电、光伏发电等清洁能源发电面临的并网消纳问题也日益严重。

2014 年，我国弃水弃风弃光损失电量超过300亿kWh。仅云南、四川两省总弃水电量已超过200亿kWh;在全国风电利用小时数同比减少160h的情况下，累计弃风电量仍高达126亿kWh;由于光伏初成规模，全国“弃光”现象总体不太严重，但甘肃省酒泉、敦煌和青海格尔木等部分地区弃光仍然存在，局部地区 “弃光”比例超过20%。对比来看，我国弃风比例远远超出典型国家3%以下的弃风限电率。

从近两年水电运行情况分析来看，我国水电弃水的直接原因主要表现在：一是汛期降水较为集中;二是水电装机增加较多;三是外送通道能力不足;四是用电需求增长放缓，低于电力发展规划的预计水平。以弃水较为严重的四川为例，近两年四川省水电装机增加了2413万kW，较2012年增长了62%，并呈枯丰急转态势，增大了水电站兼顾防洪、发电的压力。同时，受电源电网规划建设不同步等因素影响，目前电力外送能力不能满足需要;而经济增长也呈现放缓情况，2014年较2013年用电仅增长了3.4%，致使当地电力装机增长速度远高于用电增长需求。

造成风电弃风的原因主要表现在：一是电源调峰能力受限。我国“三北”地区电源结构以煤电为主，其中供热机组又占有较大比重，冬季为了满足供热需求，供热机组调峰能力有限。目前，东北以及华北局部地区的弃风，都主要受这一因素的影响，且新疆、内蒙古等地区大量自备电厂甚至不参与系统调峰。二是配套电网规划建设滞后，省区间和网间外送消纳受限。配套电网规划建设滞后于风电项目并网运行的需求，是造成目前一些局部地区弃风的重要原因。如新疆达坂城地区是新疆风电建设的重点区域，当地盐湖220kV变电站和东郊750kV变电站改扩建施工，影响了风电的送出，造成了7亿kWh的弃风。

尽管2014年我国平均风电弃风率8%，较之2013年有所降低，但风电利用小时数也同比下降了160h，风电弃风问题在本质上并没有改善。造成弃风率变小的重要原因是2015年是 “小风年”，来风情况整体偏小，但某些重点地区限电问题仍然突出。如：吉林省、河北省张家口地区、蒙西地区、黑龙江、甘肃弃风限电情况仍很严重，弃风限电比例均在10%以上，其中吉林省、新疆弃风率高达15%。

目前全国“弃光”问题并不普遍，较严重的地区主要集中在甘肃省酒泉、敦煌和青海格尔木等部分地区，局部地区“弃光”比例超过20%。造成弃光问题的直接原因有：一是西北地区光伏电站建设速度明显加快，与输电网和市场缺乏配套。二是部分西北地区光伏电站建设缺乏统筹规划，存在一定的无序现象;三是光伏发电建设规模与本地负荷水平不匹配，市场消纳能力有限，同时电站建设与配套电网的建设和改造不协调等原因，致使光伏电站集中开发区域出现了一定程度的“弃光”现象。

前瞻产业研究院《中国可再生能源产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》分析指出：弃水、弃风、弃光问题反映了我国现行电力发展和运行模式越来越不适应新能源的发展，反映了我国电力运行机制、电力市场体制的深层次矛盾。主要体现在下面几方面。

一是电力系统灵活调节表现能力较弱，现有灵活性未能充分挖掘

我国电源结构以常规火电为主，特别是风电富集地区更加突出。尽管火电调峰深度和速度都不及水电、燃气机组，但目前我国火电机组(热电机组)的调峰现状远低于国际水平，仍沿用20世纪80年代初的火电调节指标进行运行考核，大量中小火电机组、热电机组仍旧采用传统技术方案和运行方式，没有针对新的需求进行改造升级提升灵活性，技术潜力没有充分释放，远低于国际领先水平。同时国际经验证明，需求侧响应是增加电力灵活性的重要手段，但我国需求侧响应还处于研究示范阶段，未能发挥真正作用。

二是电力运行调度传统的“计划”方式无法适应新能源的发展

目前，电力运行调度很大程度上延续传统计划方式，各类电厂年运行小时数主要依据年发电计划确定，各地经济运行主管部门甚至对每一台机组下达发电量计划，由于火电年度电量计划为刚性计划，火电企业和地方政府不愿意让出火电电量空间，调度为了完成火电年度计划不得不限制可再生能源发电的电量空间。这种“计划”方式，不能适应新能源波动性特点和需要，无法保障可再生能源发电优先上网。

三是电网输送通道难以满足可再生能源电力发展需求

我国水电、风电、光伏主要集中开发投产在西部低负荷地区，在当地消纳的同时，仍需要外送，而在现有电力电网规划、建设和运行方式下，电源电网统筹协调不足，电力输送通道在建设进度、输送容量、输送对象上都难以满足可再生能源电力发展需求。

四是可再生能源电力消纳市场和机制没有完成落实

未来随着西南和三北地区水电、风电、太阳能发电开发规模继续增长，市场消纳空间逐渐成为可再生能源消纳的最大瓶颈，现有以“电量计划”、“固定价格”、 “电网垄断”等为特征的体系已不能适应可再生能源发展。水电的“丰余枯缺”特点和风电的“波动性”在现有机制框架下，仅靠本地运行调度优化已经不能解决市场消纳问题，需依赖更大范围市场消纳。而目前我国的电力运行管理总体是以省为实体进行管理，同时跨省跨区输送未纳入到国家能源战略制定的长期跨地区送受电计划中，各地对接纳可再生能源积极性不足。

五是电力市场化程度低、监管和法律建设弱

由于我国电力体制改革仍没完成，大量自备电厂不承担电力调峰责任，电力调峰等辅助服务机制不健全。尽管《可再生能源法》规定，“优先调度和全额保障性收购可再生能源发电”，但可再生能源优先调度受到原有电力运行机制和刚性价格机制的限制，难以落实节能优先调度等行政性规定。其次，目前我国电网企业既拥有独家买卖电的特权，又通过下属的电力调度机构行使直接组织和协调电力系统运行，拥有电网所有权和经营、输电权，具有垄断性，不利于市场主体自由公平交易。