弃风弃光

一、 现象

1.1弃风

定义

弃风，是指在风电发展初期，风机处于正常情况下，由于当地电网接纳能力不足、风电场建设工期不匹配和风电不稳定等自身特点导致的部分风电场风机暂停的现象。



对于弃风现象，国网能源研究院相关专家认为，弃风最大的原因还是电网建设速度跟不上清洁能源发展的速度。保证消纳是系统问题，还需要整个电力市场建设和政策配套。

弃风率=弃风电量/风电场发电量×100%

弃风电量=利用小时数差×总装机容量

利用小时数差=应发利用小时数-实发利用小时数

实发利用小时数=风电场发电量/总装机容量

应发利用小时数=典型机组利用小时数之和/典型机组台数

典型机组利用小时数=典型风电机发电量/典型风电机容量

式中：

典型风电机发电量——统计周期内的典型风电机组单机发电量，单位：万kWh。

风电场发电量——统计周期内的风电场所有风电机组集电线路电度表计量电量的总和，单位：万kWh。

1.2弃光

弃光就是光伏电站的发电量大于电力系统最大传输电量+负荷消纳电量。

弃光率=光伏电站的发电量-（电力系统最大传输电量+负荷消纳电量）/光伏电站的发电量 。

“弃风限电”是指在风机处于正常情况下，由于当地电网接纳能力不足、风电和火电冲突等原因，导致风电场风机暂停的现象。

二、主要原因

弃风的直接原因划分为电力系统检修或故障、配套电网规划建设滞后、风电输送通道不足、系统调峰调频能力不足。

1、是电力系统检修或故障，电力系统检修或故障是指电力系统中，靠近风电场或有一定距离的元器件出现计划检修或事故停运时，风电场送出受到影响而产生弃风。一般来说，风电场至系统第一落点的专用送出线路因为检修或者故障而停运，会直接导致风电场停运或出力受限而产生弃风，专用送出线路之外的系统中其它线路、变电设备停运，也有可能影响风电运行而产生弃风。由于送电线路计划检修一般会安排在风电出力较小季节，而电力设备出现故障属于偶发事件，概率较低，因此因电力系统检修或故障原因造成弃风电量占总弃风量的比重不高，大致在10%以下。

2、系统调峰调频能力不足。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。

3、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。

4、风电输送通道不足，与常规电源相比，风电机组的利用率相对较低，根据风资源统计，我国“三北”风电基地机组年资源利用小时为2200-2800小时，风电场总出力大于总装机容量60%的概率一般在5%以下。

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。

三、根本原因

从深层次上看，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。

1、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。

2、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。

3、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。

4、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。

5、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。

四、危害

全球已经进入从化石能源向可再生能源转变的时期，这次转型的最大动机是环境。国家能源发展的战略方向重要标志之一就是要加强可再生能源在能源消费中的比重，固守化石能源的发展模式是没有出路的。

新能源发展面临尴尬处境风电场、光伏电站的建设周期短，输变电项目的建设周期长，在同时核准的情况下，后者进度肯定跟不上前者，会制约其并网。

虽知道雾霾对人危害很大，全国等地冬天全是雾霾天， 可惜的是风电作为清洁可再生能源，却给主要污染源火电让路，而弃风限电现象越来越严重。

五、解决办法

1、国家电网公司提出绿色电能，高效用电，根据规划研究，通过构建西部、东部两个同步电网，到2020年，新能源跨区输送规模将可超过1.5亿千瓦，从而实现更大范围水火互济、风光互补、大规模输送和优化配置，弃风弃光可以控制在5%的合理范围内，将从根本上解决西部地区清洁能源大规模开发和消纳难题，保障清洁能源高效利用。国家电网公司围绕新能源并网建设、运行消纳、管理服务、技术创新等方面做了大量工作，并提出从电网、电源、负荷三方面实现新能源高比例消纳的实际解决办法，加大“十三五”期间新能源消纳。目前，国家电网已成为世界上并网新能源装机规模最大的电网。

2、国家电网公司将在北京、上海等17个城市核心区建设高可靠性示范区，用户年均停电时间不超过5分钟，以点带面高起点、高标准建设配电网。除此之外，居民的用电也将更加智能。国家电网公司将整合现有服务渠道，积极拓展“互联网+”线上服务，利用95598网站、APP、移动作业终端等互动平台，实现业扩报装、客户交费线上线下无缝衔接，提升智能互动服务水平。

3、建立“绿证”制度，用市场化机制促进新能源电力消费，强化新能源市场供给优先权。对于清洁能源电力，凭“绿证”配额可优先上网，优先出售；对于新能源建设没有达到指标的地方，强制从其他地方购买“绿证”、交易新能源；能源消费企业必须持“绿证”配额首选新能源并以此得到国家政策优惠。我国已在七地开展碳交易的试点工作。碳交易和绿证交易都具有绿色属性。一个是在前端保证生产清洁电力生产；一个是在末端保证清洁电力消费，实现节能减排。

4、可再生能源配额制有望缓解日益严重的弃风弃光问题。指导意见以各省非水可再生能源电力消纳量比重指标作为评价依据，配额制主要有如下几点特点。第一，从可再生能源配额制承担主体来看，承担主体可以是发电企业或供电企业承担。如果是发电企业作为承担主体，一般采取购买可再生能源发电证书的形式，将配额制义务成本传导至常规发电企业。目前我国正在开展的新一轮电力改革，其核心就是放开售电侧市场。这就具备了供电企业作为承担主体的基本条件。在售电侧市场放开的条件下，供电企业作为承担主体能够采取更灵活的方式将配额义务成本通过终端销售电价进行疏导。第二，在分配可再生能源配额指标时，需要更多考虑资源条件、地区经济发展水平与该地区电网情况。第三，支持可再生能源发展，配额制的运作机制较灵活，主要基于电力市场化运行机制进行调节。

5、新能源迅速发展的同时，我国的弃风和弃光问题近几年来愈趋严重，解决可再生能源远离负荷中心，并且输电通道不足的问题，中短期可通过储能技术促进可再生能源的当地消纳，中长期要通过增加输电通道和经济可行的储能实现电能的空间和时间移动。拓展新能源的利用领域，如风电供热的利用应引起重视，通过储热式供热技术，解决风电的间歇问题，这是一个崭新的领域，需要大胆实践。

6、一化解煤炭行业过剩产能。落实国务院《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，力争用3～5年时间，退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右。严格控制煤炭新增产能，从2016年起，3年内原则上停止审批新建煤矿项目。加快淘汰落后产能，2016年力争关闭落后煤矿1000处以上，合计产能6000万吨。推动煤炭行业兼并重组。二是化解煤电过剩产能。严格控制煤电新开工规模，对存在电力冗余的地区要根据实际情况，取消一批不具备核准条件的项目，暂缓一批煤电项目核准，缓建一批已核准项目。利用市场倒逼机制，加快推进电力市场化改革，新核准的发电机组原则上参与电力市场交易。

7、在2014年前，国家对光伏电站建设提出“合理布局、就近接入、当地消纳、有序推进”的总体要求。2014年起，国家对光伏发电项目建设实行备案规模指标管理，享受国家补贴资金的光伏发电项目备案总规模原则上不得超过下达的规模指标，超出规模指标的项目不纳入国家补贴资金支持范围。

8、加快配套电网建设，能够尽快解决甘肃新能源在330千伏及以下电网送出受阻的问题。甘肃已在建设±800千伏特高压直流外送工程、750千伏和330千伏输变电工程，分别于2015—2017年期间投产运行。今年6月，酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程正式开工，该条输电线路建成之后，年输电量将达到450亿千瓦时。工程建成投运后将促进甘肃能源基地开发，扩大新能源消纳范围，加快资源优势向经济优势转化；满足华中地区用电需求，提高电网接纳清洁能源能力，改善大气环境质量。工程建成后，甘肃新能源窝电受困局面有望扭转。

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