主题：能源局酝酿放大招

能源局：今年进一步明显减少“三弃”电量

2018年01月25日 11:36来源： 中国发展网 编辑：东方财富网

　　国家能源局近日召开新闻发布会介绍2017年可再生能源并网运行情况，新能源和可再生能源司副司长梁志鹏表示，解决弃水弃风弃光是可再生能源发展的一项重要工作。出现弃水弃风弃光问题不是最近一两年的事情，而是有一个发展的过程，实际上也反映了我们能源发展和改革面临的一些问题。

　　在过去的一年当中，国家发改委、国家能源局做了很多调研和政策研究，试点探索各方面的工作。刚才我在介绍可再生能源发展情况时也提到了，2017年，通过各方面共同努力，使弃水弃风弃光问题有了较大幅度的缓解，但是离可再生能源健康发展的要求还有比较大的差距。这里面既有技术方面的问题，也有基础设施方面的问题，还有管理、市场等方面的问题。我们发布了全国弃水弃风弃光总体情况的数据，但实际上，目前来看弃风主要集中在几个地区：新疆和甘肃的弃风电量和弃风率都比较高；内蒙古弃风率已经降下来比较多，但是因为装机量大，弃风电量还比较高；吉林、黑龙江主要是弃风率比较高。我们统计出的全国数据表现出总弃风率还比较高，但实际上，问题主要集中在这几个局部地区，需要解决这几个重点地区的问题。水电主要是西南水电送出问题。2017年，通过采取各方面措施，取得了比较好的进展。但2017年我们采取的主要是相对能马上见效而且比较容易实施的措施，而今后解决问题的难度会不断加大，还需要我们采取进一步的措施，才能有效解决弃水弃风弃光的问题。


　　[B]党的十九大报告提出推进绿色发展和生态文明建设，作出了壮大清洁能源产业的重大任务部署，这为我们解决弃水弃风弃光问题指明了方向，提出了新的更高的要求。2018年，我们将主要抓好《解决弃水弃风弃光问题实施方案》的落实，并且研究进一步强化加大清洁能源利用的措施。总的原则是要发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好地发挥政府作用，用改革创新的办法来解决清洁能源消纳的问题。

　　主要有这样几个方面措施：一是制定可再生能源中长期发展规划，制定可再生能源发电成本下降的路线图，实行可再生能源电力配额制，结合绿色电力证书交易体系，形成促进可再生能源生产和消费的新机制。在我们发布的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》中也提到了，要实行可再生能源电力配额制，办法会另行发布。目前相关工作正在推进中。二是结合可再生能源发展“十三五”规划中期评估和调整，优化可再生能源发展的思路、布局和建设时序，加强可再生能源开发与能源、电力等规划的统筹协调。三是优化电力系统调度运行，制定保障清洁能源优先发电的实施细则，统筹水电流域综合监测和梯级联合优化运行，发挥电力系统的灵活性和大电网的统筹协调作用。四是加强调峰电源管理，加快调峰电源建设，推进煤电机组灵活性改造，严格规范自备电厂运行管理，提升电力系统的调峰能力，为可再生能源消纳利用创造空间。五是深入推进电力市场化改革，推动现货电力市场交易试点，开展跨省区的可再生能源电力现货交易，加快推动辅助服务市场建设，以市场化方式促进清洁能源消纳利用。[/B]

　　国家发改委和国家能源局将督促各省(区、市)和电网企业制定年度目标任务，采取多种措施，确保弃水弃风弃光电量和限电的比例逐年下降。特别强调一点，在2018年进一步明显减少弃水弃风弃光电量，到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。


该贴内容于 [2018-01-25 17:19:53] 最后编辑

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国家发展改革委 国家能源局关于
印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》的通知
发改能源[2017]1942号
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局、物价局、经信委（工信委、工信厅），国家能源局各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司：
为贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想，推进能源生产和消费革命，落实《政府工作报告》要求，尽快解决弃水弃风弃光问题，国家发展改革委、国家能源局组织制定了《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，现印发你们。请各地区和有关单位高度重视可再生能源电力消纳工作，积极落实方案提出的各项任务要求，采取有效措施提高可再生能源利用水平，推动解决弃水弃风弃光问题取得实际成效。

附件：解决弃水弃风弃光问题实施方案

国家发展改革委 国家能源局

2017年11月8日

附件
解决弃水弃风弃光问题实施方案
为贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想，推进能源生产和
消费革命，落实《政府工作报告》要求，确保实现“十三五”规划纲
要确定的非化石能源发展目标，尽快解决弃水弃风弃光问题，制定
本实施方案。
一、总体要求
（一）指导思想
全面贯彻党的十九大精神，以习近平新时代中国特色社会主义
思想为指导，认真落实党中央、国务院决策部署，紧紧围绕“五位
一体”总体布局和“四个全面”战略布局，牢固树立创新、协调、绿
色、开放、共享的发展理念，遵循能源生产和消费革命战略，全面
树立能源绿色发展和优先开发利用可再生能源的观念，严格落实
《可再生能源法》规定的可再生能源发电全额保障性收购制度，在
保障电网安全稳定的前提下，实现可再生能源无歧视、无障碍上网，
为可再生能源持续健康发展创造良好的市场环境。
（二）基本原则
坚持政府引导与市场主导相结合。强化能源相关规划的约束力
和执行力，加强事中事后监管，建立健全可再生能源电力消纳监督
考核机制。着力完善市场体系和市场机制，发挥市场配置资源的决
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定性作用，鼓励以竞争性市场化方式实现可再生能源充分利用。
坚持全国统筹与本地利用相结合。进一步加强可再生能源电力
生产地区与消费地区协调联动，在全国层面统筹好电力供需之间、
各电力品种之间、各地区之间的衔接平衡。充分挖掘可再生能源电
力生产地区用能需求，加快推进电能替代，鼓励可再生能源电力优
先本地消纳。
坚持规范电源与优化通道相结合。坚持集中式与分布式并举，
着力优化可再生能源电力开发布局，统筹火电与可再生能源电力发
展，合理把握可再生能源电力发展规模和节奏。推进可再生能源电
力开发基地与电力输送通道同步规划、同步建设，加快调峰电源建
设，促进电网与电源协调发展。
坚持技术创新与体制改革相结合。加快促进可再生能源与信息
技术深度融合，全面提升电源、电网、用电各环节消纳可再生能源
电力的技术水平，探索可再生能源消费新业态、新模式。加快电力
市场建设步伐，完善促进可再生能源电力消纳的交易机制、辅助服
务机制和价格机制，不断提高可再生能源发电的市场竞争力。
（三）总体目标
2017 年可再生能源电力受限严重地区弃水弃风弃光状况实现
明显缓解。云南、四川水能利用率力争达到 90%左右。甘肃、新疆
弃风率降至 30%左右，吉林、黑龙江和内蒙古弃风率降至 20%左右。
甘肃、新疆弃光率降至 20%左右，陕西、青海弃光率力争控制在
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10%以内。其它地区风电和光伏发电年利用小时数应达到国家能源
局 2016 年下达的本地区最低保障收购年利用小时数（或弃风率低
于 10%、弃光率低于 5%）。各省（自治区、直辖市）能源管理部门
要及时总结解决弃水弃风弃光的工作成效和政策措施，并提出后续
年度解决弃水弃风弃光的工作目标，国家发展改革委、国家能源局
组织评估论证后确认各省（自治区、直辖市）年度工作目标，确保
弃水弃风弃光电量和限电比例逐年下降。到 2020 年在全国范围内
有效解决弃水弃风弃光问题。
二、完善可再生能源开发利用机制
（四）全面树立能源绿色消费理念。各级政府能源管理部门、
电网企业、可再生能源开发企业均要遵循能源生产和消费革命战略，
坚持能源绿色发展，把提高可再生能源利用水平作为能源发展的重
要任务。可再生能源资源富集地区要加大本地消纳可再生能源力度，
采取多种措施扩大可再生能源电力消费。具备可再生能源电力消纳
市场空间的省（自治区、直辖市）要结合跨省跨区输电通道尤其是
特高压输电通道能力积极接纳区外输入可再生能源电力，主动压减
本地区燃煤发电，为扩大可再生能源利用腾出市场空间。
（五）完善可再生能源开发利用目标监测评价制度。各省（自
治区、直辖市）能源管理部门应根据国家发展改革委、国家能源局
发布的《能源发展“十三五”规划》及各有关能源专项规划和经国家
能源局批复的本地区能源发展“十三五”规划确定的本地区可再生
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能源发展目标，按年度提出能源消费总量中的可再生能源比重指标，
将其作为本地区国民经济发展年度计划重要指标并保持逐年提升。
国家能源局将根据全国非化石能源占一次能源消费比重到 2020 年、
2030 年分别达到 15%、20%的目标，对各地区可再生能源比重指标
完成情况进行监测和评价。
（六）实行可再生能源电力配额制。国家根据《可再生能源法》、
能源战略和发展规划、非化石能源占能源消费比重目标，综合考虑
各省（自治区、直辖市）可再生能源资源、电力消费总量、跨省跨
区电力输送能力等因素，按年度确定各省级区域全社会用电量中可
再生能源电力消费量最低比重指标。各类电力相关市场主体共同承
担促进可再生能源利用的责任，各省级电网企业及其他地方电网企
业、配售电企业（含社会资本投资的增量配电网企业、自备电厂）
负责完成本供电区域内可再生能源电力配额，电力生产企业的发电
装机和年发电量构成应达到规定的可再生能源比重要求。完善可再
生能源电力绿色证书及交易机制，形成促进可再生能源电力生产和
消费的新发展模式。《可再生能源电力配额及考核办法》另行发布。
（七）落实可再生能源优先发电制度。各电网企业应会同有关
电力交易机构，按照电力体制改革关于可再生能源优先发电的政策，
根据《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源〔2016〕
625 号）、《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通
知》（发改能源〔2016〕1150 号）、《关于有序放开发用电计划的通
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知》（发改运行〔2017〕294 号）和优先发电、优先购电有关管理
规定，落实好可再生能源发电项目最低保障收购年利用小时数内的
电量按国家核定的上网电价或经招标确定的电价全额收购的政策。
省级电力运行管理部门在编制年度优先发电、优先购电计划时，要
预留规划内可再生能源发电保障性收购电量，并会同能源管理部门
做好可再生能源发电保障性收购与电力市场化交易的衔接。
（八）推进可再生能源电力参与市场化交易。在国家核定最低
保障收购年利用小时数的地区，对最低保障收购年利用小时数之外
的可再生能源电量，鼓励通过市场化交易促进消纳利用。充分挖掘
跨省跨区输电通道的输送能力，将送端地区解决弃水弃风弃光问题
与受端地区压减燃煤消费相衔接，扩大跨省跨区消纳可再生能源电
力现货交易。有关省（自治区、直辖市）能源管理部门、电力运行
管理部门要积极协调可再生能源发电企业与大用户、拥有自备电厂
的企业开展可再生能源电力市场化交易，主动与受端地区政府及主
管部门进行可再生能源电力外送和市场化交易的衔接。北京电力交
易中心、广州电力交易中心及各省级电力交易中心和电网企业要协
同组织开展好可再生能源电力市场化交易。有关地区要尽快取消跨
省跨区可再生能源电力交易送受端不合理的限价规定，支持可再生
能源电力提高市场竞争力。
三、充分发挥电网关键平台作用
（九）提升可再生能源电力输送水平。加强可再生能源开发重
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点地区电网建设，加快推进西南和“三北”地区可再生能源电力跨省
跨区配置的输电通道规划和建设，优先建设以输送可再生能源为主
且受端地区具有消纳市场空间的输电通道。充分利用已有跨省跨区
输电通道输送可再生能源电力并提高运行水平。研究提高可再生能
源电力输送能力的技术措施，加快柔性直流输电技术研究与应用，
积极推进张家口可再生能源电力柔性直流输电示范工程。2017 年，
“三北”地区投产晋北至南京、酒泉至湖南、锡盟至泰州、扎鲁特-
青州直流输电工程，西南地区投产川渝第三通道。2018 年，“三北”
地区投产准东-皖南、上海庙至山东直流输电工程，西南地区投产
滇西北-广东直流输电工程。“十三五”后期加快推进四川水电第四
回外送输电通道以及乌东德水电站、白鹤滩水电站和金沙江上游水
电外送输电通道建设。研究提高哈密一郑州、酒泉一湖南等以输送
可再生能源为主要功能的特高压输电通道输送能力。
（十）完善跨区域可再生能源电力调度技术支持体系。尽快形
成适应可再生能源电力特性的调度运行体系，出台节能低碳电力调
度办法。完善跨区域配置可再生能源电力的技术支撑体系，实现送
端可再生能源电力生产与受端地区负荷以及通道输电能力的智能
化匹配及灵活调配。对西南地区水电等可再生能源发电集中的区域，
建立覆盖全区域的中长期与短期相结合的发电预测预报体系。国家
电网公司、南方电网公司等电网企业要联合共享相关信息，形成全
国性的可再生能源电力发输用监测调配平台。
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（十一）优化电网调度运行。充分发挥省际联络线互济作用，
完善省级电网企业间调度协调和资源共享，建立省际调峰资源和备
用的共享机制，充分利用跨省跨区输电通道开展送端地区与受端地
区调峰资源互济。因地制宜开展跨区跨流域的风光水火联合调度运
行，实现多种能源发电互补平衡。加强电网企业与发电企业在可再
生能源发电功率预测方面的衔接协同。利用大数据、云计算、“互
联网+”等先进技术，开展流域综合监测，建立以水电为主的西南调
度监控模型，实现跨流域跨区域的统筹优化调度以及四川和云南等
周边省区的水电枯平丰调节。加快微电网、储能、智慧能源、新型
调相机等关键技术攻关和应用。
（十二）提高现有输电通道利用效率。充分挖掘现有跨省跨区
输电通道输送能力，在满足系统运行安全、受端地区用电需求的前
提下，减少网络冗余，提高线路运行效率和管理水平，对可再生能
源电力实际输送情况开展监测评估。充分利用已有跨省跨区输电通
道优先输送水电、风电和太阳能发电。在进行一定周期的监测评估
基础上，明确可再生能源电力与煤电联合外送输电通道中可再生能
源占总输送电量的比重指标。
四、加快优化电源结构与布局
（十三）统筹煤电与可再生能源电力发展。把防范化解煤电产
能过剩风险与促进可再生能源电力有序发展有机结合，积极落实
《关于推进供给侧结构性改革 防范化解煤电产能过剩风险的意见》
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（发改能源〔2017〕1404 号），可再生能源弃电严重地区要切实完
成 2017 年淘汰、停建、缓建煤电任务。根据电力供需形势变化，
继续做好防范化解煤电产能过剩风险后续任务分解，确保 2020 年
全国投产煤电装机控制在 11 亿千瓦以内。
（十四）优化可再生能源电力发展布局。坚持集中式与分布式
并举，统筹可再生能源电力开发建设与市场消纳，积极支持中东部
分散资源的开发，合理把握限电严重地区可再生能源电力发展节奏，
督促各地区严格执行风电、光伏发电投资监测预警机制。实行可再
生能源电力消纳预警机制，国家能源局对各地区年度可再生能源电
力限电情况进行评估，在确保限电比例下降的前提下合理确定年度
新增建设规模。
（十五）加快龙头水库电站建设统筹流域运行协调。充分发挥
龙头水库作用，提高西南水电流域梯级水电站的调节能力，加快建
设雅砻江两河口、大渡河双江口水电站。在统筹考虑金沙江中游龙
盘水电站涉及少数民族、文化保护和生态环保问题的基础上，积极
推进相关前期工作。研究建立流域各方共同参与、共同受益的利益
共享机制。统筹水电运行协调，完善主要流域及大区域水能利用监
测体系，科学开展流域梯级联合调度和跨流域水电联合调度，提高
流域综合效益。
（十六）切实提高电力系统调峰能力。2017 年，“三北”地区开
展 1635 万千瓦火电灵活性示范项目改造，增加系统调峰能力 480
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万千瓦，并继续扩大火电机组灵活性改造范围，大幅提升火电调峰
能力。认定一批火电机组作为可再生能源消纳调峰机组，在试点示
范的基础上，落实火电机组深度调峰补偿机制，调动火电机组调峰
积极性。按照经济技术合理原则，“十三五”期间开工抽水蓄能电站
共计约 6000 万千瓦，其中“三北”地区约 2800 万千瓦。在华北、华
东、南方等地区建设一批天然气调峰电站，新增装机 500 万千瓦以
上。
五、多渠道拓展可再生能源电力本地消纳
（十七）推行自备电厂参与可再生能源电力消纳。合理引导自
备电厂履行社会责任参与可再生能源电力消纳，并通过市场化手段
对调峰成本给予经济补偿，使其在可再生能源电力限电时段积极主
动压减发电出力。同时，充分发挥政府宏观调控作用，采取统筹管
理、市场交易和加强监管相结合的措施，深入挖掘自备电厂调峰潜
力，有效促进可再生能源电力消纳。有关省级电网企业要制定企业
自备电厂参与系统调峰的技术方案，在有关省级政府的支持下将自
备电厂纳入电网统一调度运行。新疆、甘肃要把企业自备电厂减少
出力、参与系统调峰作为解决其严重弃风弃光问题的一个重要途径。
鼓励各地区组织建设可再生能源消纳产业示范区，促进可再生能源
电力就近利用。
（十八）拓展电网消纳途径和模式。结合增量配电网改革试点，
扩大可再生能源电力消费，积极开展新能源微电网建设，鼓励发展
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以消纳可再生能源等清洁能源为主的微电网、局域网、能源互联网
等新模式，提高可再生能源、分布式电源接入及消纳能力，推动可
再生能源分布式发电发展。开展分布式发电市场化交易试点，分布
式可再生能源在同一配电网内通过市场化交易实现就近消纳。
（十九）加快实施电能替代。鼓励可再生能源富集地区布局建
设的电力制氢、大数据中心、云计算中心、电动汽车及配套设施等
优先消纳可再生能源电力。重点在居民采暖、生产制造、交通运输、
电力供应与消费四个领域，试点或推广电采暖、各类热泵、工业电
锅炉（窑炉）、农业电排灌、船舶岸电、机场桥载设备、电蓄能调
峰等电力消纳和利用设施。2017 年，“三北”地区完成电能替代 450
亿千瓦时，加快推动四川、云南电能替代，鼓励实施煤改电，扩大
本地电力消费途径。“十三五”期间全国实现电能替代电量 4500 亿
千瓦时。
（二十）提升电力需求侧响应能力。挖掘电力需求侧管理潜力，
建立需求侧参与市场化辅助服务补偿机制，培育灵活用电负荷，引
导负荷跟随系统出力调整，有效减少弃电率。鼓励出台促进可中断、
可调节的负荷政策，适当拉大峰谷差价，提高用户消纳可再生能源
电力的积极性。加快推广综合性储能应用，加快推进电动汽车智能
充放电和灵活负荷控制，提升需求侧对可再生能源发电的响应能力。
发挥电能负荷集成商作用，整合分散需求响应资源，建立用于可再
生能源电力消纳的虚拟电厂。
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（二十一）大力推广可再生能源电力供热。在风能、太阳能和
水能资源富集地区，积极推进各种类型电供热替代燃煤供热。推广
碳晶、石墨烯发热器件、电热膜等分散式电供暖，重点利用低谷电
力发展集中电供热，鼓励建设具备蓄热功能的电供热设施，因地制
宜推广可再生能源电力与地热能、生物质能、太阳能结合的综合性
绿色供热系统。鼓励风电等可再生能源电力富集地区开展可再生能
源电力供暖专项交易，实现可再生能源电力消纳与北方地区清洁供
暖相互促进。
六、加快完善市场机制与政策体系
（二十二）加快电力市场建设步伐。充分挖掘跨省跨区输电通
道能力，继续扩大跨区域省间可再生能源电力增量市场化交易规模，
推进更大范围的区域电力市场建设。围绕日内分时电价形成机制，
启动南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、
甘肃等第一批电力现货市场试点，逐步构建中长期交易与现货市场
相结合的电力市场体系。在电力市场机制设计和交易规则制定中，
要将共同承担可再生能源利用责任作为重要内容。
（二十三）建立可再生能源电力消纳激励机制。总结东北电力
辅助服务试点经验，完善电力调峰辅助服务补偿机制，建立风光水
火协调运行的激励机制。充分衔接发用电计划有序放开与可再生能
源发电保障性收购机制，有序放开省级区域内发用电计划及用户和
售电企业的省外购电权，组织电力企业拓展合同电量转让交易，丰
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富电力市场建设过渡阶段的交易品种。研究电力受端市场激励政策。
研究做好可再生能源电力消纳与碳排放、节能减排、能源消费总量
控制等各种考核政策的衔接。
（二十四）完善可再生能源发电价格形成机制。完善可再生能
源上网电价形成机制，加快新建可再生能源发电项目补贴强度降低。
积极开展上网侧峰谷分时电价试点和可再生能源就近消纳输配电
价试点，鼓励各类用户消纳可再生能源电量。抓紧对跨省跨区输电
工程开展成本监审和重新核定输电价格，在发电计划完全放开前，
允许对超计划增量送电输电价格进行动态调整。抓紧完善各省（自
治区、直辖市）输配电价格，加强对各地区输配电价日常监管，并
指导个别地区适时合理调整输配电价结构，允许在监管周期内保持
电价整体水平不变情况下，动态调整各电压等级输电价格。
七、强化组织实施保障
（二十五）落实责任主体。国家发展改革委、国家能源局负责
可再生能源消纳工作总体方案的制定和协调。各省（自治区、直辖
市）能源管理部门要会同有关部门制定促进本地区可再生能源电力
有效利用的政策措施；弃水弃风弃光严重地区的省（自治区、直辖
市）能源管理部门要会同有关部门和电网企业等制定本区域可再生
能源电力消纳专项方案；具备消纳可再生能源电力市场空间的跨省
跨区输电通道受端省（自治区、直辖市）要制定本地区扩大可再生
能源电力消纳的目标。电网企业要高度重视可再生能源电力消纳工
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作，积极整合各方面资源扩大可再生能源电力输送和消纳利用。
（二十六）明确工作机制。各省（自治区、直辖市）能源管理
部门于每年一月底前向国家发展改革委、国家能源局报送上年度可
再生能源电力消纳情况，提出当年可再生能源电力消纳目标和具体
措施。国家发展改革委、国家能源局按年度对各省级区域可再生能
源电力消纳目标进行论证评估后确定其当年可再生能源利用相关
指标。国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司要按年度组
织编制区域可再生能源电力消纳工作方案，报送国家发展改革委、
国家能源局。各省（自治区、直辖市）能源管理部门和能源监管机
构依据职责分工和有关法律法规加强对各省（自治区、直辖市）电
网企业等履行可再生能源电力项目接入电网和输送、落实优先上网
和全额保障性收购政策情况的监督。
（二十七）强化监测评价。国家能源局对各省（自治区、直辖
市）可再生能源电力消纳情况进行监测，并按年度公布监测评价结
果，对弃水弃风弃光严重地区按月监测、按季评估、按年预警。国
家能源局按年度向社会公布各省（自治区、直辖市）可再生能源占
能源消费量比重以及可再生能源电力消纳量占全社会用电量比重、
非水电可再生能源电力消纳量占全社会用电量比重等相关比重指
标及其升降情况；对跨省跨区输电通道公布其总输电量中可再生能
源电量占比情况；对弃风率、弃光率超过 5%的地区，公布其弃风、
弃光电量及弃风率、弃光率数据及与上年度同比升降情况。

中国电力企业联合会党组书记、常务副理事长杨昆：统筹优化，促进西南水电高质量发展
2018-01-25 10:00:43 来源： 中国电力企业联合会

　　加快西南水电建设，是撬动西部大开发形成新格局的重要重要支点，对于加快电力转型、实现能源电力高质量发展、促进民族团结和社会稳定、点燃西部经济发展“引擎”、建设美丽中国具有重要意义。

　　一是促进藏区加快发展。西藏1.74亿千瓦水电持续开发，对于改善西藏生产生活水平、促进民族团结和社会稳定、推动西藏跨越式发展具有十分重要的意义。四川阿坝、甘孜未开发水电合计3700万千瓦，加快开发可显著增强四川藏区的自我发展能力。

　　二是促进我国能源结构优化。预计2030年西南水电装机容量将达到2.6亿千瓦、年发电量1万亿千瓦时，折合标煤约3亿吨。水电的持续发展已成为我国实现2030年非化石能源消费比重达到20%目标的重要影响因素。

　　三是改善东中部地区环境质量。2030年西南水电外送规模将达到1.2亿千瓦，每年可向东中部地区输送清洁电力超过5000亿千瓦时，可替代原煤2.2亿吨，减排二氧化碳4.1亿吨、二氧化硫20万吨、氮氧化物18万吨。

　　四是拉动经济增长。2016～2030年西南水电开发和电网建设投资约2.87万亿元，将持续拉动机械制造、土建、水泥、钢材等相关产业投资大幅增加。

　　五是推进与周边国家和地区的开发合作，服务“一带一路”建设。雅鲁藏布江、澜沧江、怒江、红河、伊洛瓦底江等河流，均为跨越印度、孟加拉、缅甸、泰国、柬埔寨、越南、老挝等国家和地区的国际河流。通过合理开发利用国际河流，共享资源，共同受益，对维护我国在国际河流的正当权益、促进睦邻友好、服务“一带一路”建设具有重大意义。

　　潜力巨大 待字闺中

　　我国水能资源蕴藏量居世界第一，水电发展取得了举世瞩目的成就，装机容量突破3亿千瓦,年发电量突破1万亿千瓦时，均居世界首位。

　　水电工程技术居世界领先水平，拥有三峡、溪洛渡等一批超级水电工程，具有全产业链整合能力。但与发达国家相比，我国水能资源开发程度仍有较大差距，剩余待开发水电集中在西南地区。

　　四川、云南、西藏三省（区）是我国水资源最丰富的地区，理论蕴藏量占全国总量的三分之二，技术可开发量4.25亿千瓦，占全国总量的71%。截至2016年底，西南三省（区）水电装机容量1.35亿千瓦，开发程度仅为31.7%（按装机计算），相比发达国家较高的水电开发度，如瑞士92%、法国88%、意大利86%、德国74%、日本73%、美国67%，我国西南水电开发潜力巨大。

　　西南水电资源主要集中在金沙江、雅砻江、澜沧江、怒江、雅鲁藏布江、大渡河等“五江一河”流域，各流域干流规划总装机约3.8亿千瓦，目前已建成项目装机7869万千瓦，在建项目装机4660万千瓦，尚有2.55亿千瓦水电未开发，待开发水电占比超过67%。

　　在国家“积极开发水电”方针的指引下，近年来，电力企业加大水电前期勘察和研究论证工作力度，已完成预可研、可研的水电项目达到6000万千瓦以上，预计2017～2030年西南水电新增投产1.2亿千瓦，届时西南水电装机可达到2.6亿千瓦。

　　不可否认，西南水电开发条件较为复杂，生态环境保护压力大，移民安置难度高，经济负担和建设成本持续上升。因而，需要充分认识西南水电开发过程中的“不平衡不充”问题，统筹研究，促进西南水电高质量发展。

　　抽丝剥茧 困难重重

　　弃水问题较为突出。据统计，2016年国家四大水电基地——大渡河、雅砻江、金沙江、澜沧江20多座大型水电站有效水量利用率、有效水能利用率均不到80%，有的电站甚至不到60%。四川调峰弃水电量140亿千瓦时，云南装机弃水电量314亿千瓦时。2017年前三季度，全国弃水局面有所好转，弃水电量同比减少35亿千瓦时，西南水电水能利用率同比提高约2个百分点，弃水问题仍然十分突出。

　　弃水的原因，主要有：一是用电增幅下滑，市场消纳总量不足，“十二五”期间，四川电网新投产电源4449万千瓦，而最大负荷五年仅增长约1000万千瓦。二是水电装机比重大，自身调节能力差，四川具有季、年调节能力的水库电站装机仅占水电总装机的36%，丰枯期出力比例达到7:3。三是跨区输电通道能力不足，“十二五”期间，四川水电需要新增外送能力近3000万千瓦，而实际仅增加1520万千瓦。四是市场消纳机制不完善，部分地方电力市场交易规则明显保护当地电源，省间壁垒进一步强化。

　　流域统筹规划和管理薄弱。一是龙头电站造价高，梯级补偿机制缺位，导致龙头电站建设滞后，影响全流域梯级水电利用效率。二是流域统筹开发和优化调度机制不健全，全流域各电站水雨情测报、防洪、蓄水、发电计划编制、运行调度实施缺乏制度性的沟通，影响流域梯级水电站群整体经济效益。三是流域环境管理工作统筹不够，相关环境管理工作各项目单位分散组织实施，产权归属、管理责任不明晰，造成部分设施重复投入、项目批复迟缓、验收滞后等问题。

　　移民安置主体责任落实不到位，规划约束性不强。一是移民安置实施的主体责任不强，缺少约束、考核、监督机制，导致移民管理工作成效低，工程推进困难。二是移民安置规划缺乏严肃性，移民安置方案调整、设计变更较为普遍，出现人为扩大规模、提高标准等情况。以溪洛渡、向家坝水电站建设为例，移民安置实际投资超出概算470亿元。三是移民安置资金筹措渠道单一，水电企业现金流难以覆盖还本付息、运营成本、移民补偿费用。

　　税费政策和管理制度不尽合理。一是水电企业承担的税负过高，国家对水电即征即退的优惠政策到期后，水电行业增值税实际税负将恢复到16.5%左右，远高于风电、光伏发电8%左右的水平。二是水电项目未享受国家可再生能源优惠政策，作为优质的可再生能源，水电未被纳入可再生能源电力配额制和绿色证书交易机制。三是各地电力市场交易规则中，未考虑水电企业公益性、政策性收费等刚性成本，水电与煤电同等参与市场竞争，部分水电企业亏损程度加大。

　　后续水电开发成本提高，水电建设步伐明显放缓。一是随着后续水电开发难度的不断加大，水电建设成本大幅提高，加之电站公益性、政策性成本不断攀升，水电竞争力逐步下降。澜沧江上游梯级电站平均电价达到0.386元/千瓦时，送到广东后基本没有竞争力。二是现行政策难以保障水电的合理收益，企业开发建设水电的积极性受到较大影响，水电建设步伐明显放缓。“十三五”期间，我国水电年均增速不到3%。三是部分流域电站未列入国家能源发展规划，项目前期工作难以推进。

　　张弛有度 方得始终

　　西南水电发展存在的问题，已经引起国家有关部门高度重视。近期，国家发展改革委、国家能源局相继出台《关于促进西南地区水电消纳的通知》《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，对促进西南水电科学发展作出了一系列部署。在此基础上，各级政府、企业和行业仍需艰苦奋斗、卓越前行。

　　加强统一规划和统筹协调，实现水电在更大范围内消纳。西南三省（区）普遍存在水电开发规模大、自身用电负荷小的问题，需要统筹考虑就地消纳和电力外送，在满足本地区用电需求基础上，实施“西电东送”，在更大范围内消纳。东中部地区是我国用电负荷中心，用电需求仍有较大增长空间，预计2017～2030年增加的市场空间将达到2.91亿千瓦，西南水电新增外送规模仅占24％，统筹考虑东中部地区新增的核电、新能源发电以及“热电联产”项目，东中部地区具备接纳西南水电新增外送规模的能力。

　　四川“十三五”期间将建设雅中特高压直流工程，送电1000万千瓦，“十四五”初期建成白鹤滩特高压直流工程，送电1600万千瓦，2030年外送规模将超过5000万千瓦；云南“十三五”期间将建设滇西北特高压直流工程，送电500万千瓦，建设乌东德电站直流工程，送电800万千瓦，2030年外送规模近4000万千瓦；2030年前，藏东南水电开发3000万千瓦，可全部外送。2030年后，重点开发雅鲁藏布江“大拐弯”的大型水电，部分送电东中部，部分作为四川、云南和贵州西电东送接续电源。西南水电消纳空间充裕，但需要科学规划，有序送出。

　　一是加强统一规划，做好各类电源、电源与电网发展的合理衔接，确保水电开发与外送通道同步规划；尽快核准建设水电基地外送通道。二是加强电网互联互通和水火互济输电通道规划和建设，优化同步电网格局，加强西南、西北电网联网；大力推进与东南亚电网互联互通项目。三是完善市场交易协调机制，按照全国电力统一优化配置原则，采取“计划＋市场”的交易模式，落实西南水电消纳市场；理顺电价形成机制，加大执行丰枯、峰谷分时电价、两部制电价力度，提高各类电源综合利用效率。

　　加强水电流域统筹规划建设，提高流域整体效益。一是建立水电站调节补偿机制，通过增配发电量指标或提取水库调节基金等方式，补贴龙头水库电站，鼓励龙头电站建设，优化流域梯级电站蓄放水次序，推动水电高效利用。二是整合流域各企业，组建流域公司或进行资产置换，实现流域电站统一管理，组织制定水利、电力联合优化调度运行规程和技术标准，实现流域优化调度。三是立足流域或区域生态保护，进行统筹规划，明确水库产权归属，强化流域环境管理。

　　强化移民管理，切实落实水电移民安置。一是制定移民安置条例实施细则，进一步明确各方责权利，建立移民工作国家跟进审计机制，制定移民工作目标责任考核办法。二是制定库区和移民安置发展规划，强化规划实施的刚性和权威性。三是创新管理模式，探索水电移民与水电资源捆绑建设的新模式，研究跨省区移民外迁安置方式，建立移民保障性机制，多渠道解决移民安置。

　　完善水电税费政策，促进水电企业健康发展。一是水电行业增值税超过8%的部分，继续采用“即征即返”的优惠政策，作为国家支持水电开发的长期性政策。二是对水电站免收水资源费，减轻企业经营成本。三是将水电纳入可再生能源电力配额制和绿证交易范畴。

　　加大金融政策支持力度，加快西南水电建设。一是给予藏区水电金融政策支持，西藏、川藏、滇藏段各流域梯级电站，建议参照西藏内需项目政策，列入中央预算内投资补助范畴。二是借鉴三峡基金经验，调剂部分基金用于西南贫困地区、少数民族地区水电开发。三是抓住当前电力供需缓和的有利时机，开工建设一批大中型水电站。四是将怒江流域开发纳入能源电力发展规划，与其他流域电站统筹推进。

　　我国社会主要矛盾已经转化为人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾。西南水电开发的问题，是能源电力领域发展不平衡不充分问题的一个突出表现，需要有关各方从经济社会发展全局高度，加强政策支持，加强统筹协调，处理好中央与地方之间、水电的送端与受端省份之间、政府与企业之间、发电企业与电力用户之间的关系，加快电力市场机制和输送通道建设，促进西南水电更大范围消纳，实现可持续发展。

脖子都等长了，配额制何时落地？
来源:科技日报 作者:瞿 剑 2017/12/12 10:38:51

北极星太阳能光伏网讯:国家发改委、国家能源局近日印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，提出到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题，被认为是系统纾解可再生能源发展困境的顶层设计。其中最大亮点，就在于明确《可再生能源电力配额及考核办法》将出台。


“配额制将出台”，国家能源局近几年屡次放话，却几经“难产”；此番再吹风，配额制是否真能落地，值得业界期待。

标杆电价＋财政补贴红利普惠先行企业

此前，标杆电价＋财政补贴，是我国现行可再生能源政策的标准配置。

2005年发布、2009年修正的《可再生能源法》规定，“由国务院价格主管部门”确定可再生能源的上网电价。此后，国家发改委2009年发出《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，首次确定了全国分区域的标杆电价，并制订了各种费用分摊办法、可再生能源发展基金的管理办法等配套政策。以标杆电价＋财政补贴为核心的可再生能源政策体系就此形成。

这一体系是“相对完善的”，国内最大风电企业国电龙源一省级公司老总日前如是说。此说法其实代表了业界共识，因为其政策红利的释放使先行一步的业内企业普遍受惠。最显性的外在表现就是，整个“十二五”期间，以风电为代表的可再生能源发展的速度远超人们预期：五年间，风电装机容量和实际发电量年均增长均接近30%，风电晋升国内第三大电源，我国亦成为全球最大风力发电市场和风电装备市场。

黄金五年过去 标配政策不再解渴

然而，政策环境未变，宏观经济大势却变了。

受政策刺激而猛增的风、光电源建设，“十二五”后期就已略显疲态，只不过，当时人们看到的更多是一些地方负荷消纳能力有限、外送通道规划建设滞后等等表象。等到新常态下，全社会用电量锐减的大背景降临，弃风、弃光限电也就不可避免。

“可再生能源发展的黄金五年过去了。”上述省公司老总表示。但一时之间，先行者的脚步尚未放慢，后来人却仍接踵而至，装机增长快和电力消纳难之间的矛盾慢慢地积重难返。随着弃风限电的恶化、财政补贴的捉襟见肘，可再生能源发展的区域失衡日渐凸显，一个局部过剩、整体不足的格局形成了。

于是，更深层次的政策适应性问题摆上桌面。显而易见，标杆电价＋财政补贴的标配已不再解渴，“要更多政策资源”“要更多财政支持”，业界类似的声音渐渐增多。

职能部门也意识到现行政策的缺陷。按国家能源局可再生能源司相关人士的表述，即其“鼓励的方向是发电侧，鼓励大家拼命建，但没有企业或部门对消纳负担起义务”。产业发展早期，消纳空间充足，矛盾不明显；现阶段消纳矛盾已经不容忽视，“我们觉得配额制到时候了”。

出生先后次序颠倒 对现有利益格局强制介入

新政策系统的设计标配，是配额制＋绿证交易；但严格意义上，它俩并非各占半壁江山，而是配额制为主，绿证制配套。

现实中的出生过程却相反，绿证交易制基本“顺产”，配额制极其“难产”。

作为配套机制，绿证交易制于今年2月3日率先出台，7月1日启动可再生能源绿色电力证书自愿认购；要求半年过渡期后，2018年择机开始强制约束交易。

配额制的推出，却阻力重重、困难多多，曾历经近10年的曲折酝酿，却仍“胎死腹中”。

出生过程先后次序颠倒，分析人士向记者指出，源于绿证交易制度“灵活的交易方式及其带来的较低的履行成本”，使各市场主体更乐于接受；而配额制对现有利益格局的强制介入，尤其是把地方配额完成情况与省级政府政绩考核挂钩，对地方政府、尤其是东部发达省份政府“是致命的”，该分析人士说。

华北电力大学教授、能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣12月8日接受采访时认为，大规模的可再生能源都集中在西部、北部，而电力负荷中心都在东部地区。实行配额制，“意味着东部地区要强制消纳更多西部过来的绿色电，用电价格就上来了。”这是东部发达省份抵触配额制的关键所在。

这一次真的水到渠成 市场才是终极解决方案

此次《解决弃水弃风弃光问题实施方案》再提配额制将出台，业界对之倾注了比以往更多的期待：“希望这一次真的水到渠成。”多位国内大型风电、光伏企业高层如此表示。

曾鸣也同样十分看好“这一次”：“配额制是一种国际上比较普遍、比较成熟的促进可再生能源发展的制度，经过这么长时间酝酿，结合我国可再生能源发展的实际情况，这次应该能够落地了。”

业界的期待中，既包括对配额指标保障下自身直接经济利益的期许，也蕴含了对配额制本身的认知落差。

在许多风光电运营商的眼里，配额制成了可再生能源足额消纳的唯一靠山，以至于，“最终依靠”“终极解决方案”等评价的声音不绝于耳。

对此，曾鸣表达了他作为一个学者的不同看法：可再生能源中，以风电和光伏为代表的电源最大的特征就是随机性、波动性，这对电力系统平衡产生了很大压力。在现有技术、现行市场条件下，为了更多消纳风电和光伏，用配额制这种行政手段促进可再生能源发展，从国际经验和我国国情来看，都有其合理性。

但必须强调：“配额制只是一个过渡。”随着技术进步，未来能源互联网平台上逐步形成多能互补，各种能源发电方式都可以在市场中得到它应有的价值体现，当然也就用市场机制来最终解决问题。所以，“市场手段才是终极解决方案。”

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配额制曾历经曲折

配额制对“现有利益格局”的触动到底有多大，简单梳理此前其“难产”过程即可看出。

2009年，国家能源局委托可再生能源发展中心研究和起草《可再生能源电力配额管理办法》，这是配额制出台工作的起步。

2011年，国家能源局开始起草《可再生能源电力配额管理办法》（讨论稿），基本为配额制搭好了基础框架，诸如承担发电配额义务的主体、承担收购配额义务的主体及“将可再生能源电力消费配额指标纳入省级人民政府绩效考核体系”等关键点，均得到明确。

2012年，国家能源局发布《可再生能源发展“十二五”规划》，在政策保障章节也用较大篇幅提及了“建立可再生能源发展目标考核制度”以及“实施可再生能源电力配额制度”，被视为配额制的一次实质性突破。

2012—2013年，国家能源局可再生能源司和可再生能源发展中心对全国各省份应承担的配额目标进行了广泛调查和征求意见。过程中，东部经济发达大省对承担相应的可再生能源配额表现出抵触的态度。

紧接着，2014年国家发改委主任办公会上，对此又继续加压：一是东部地区应承担更多发展可再生能源的责任，提高东部地区配额指标；二是强化电网企业承担完成配额的责任；三是配额指标分基本指标和先进指标两级进行考核。获国家发改委通过后，国家能源局又经过一轮征求意见后，即上报国务院审定。

据知情人士透露，《办法》在上报国务院审议期间遭到某些省份地方政府的强烈反对，反对的理由是，配额制对可再生能源配额指标的强制性要求有浓重的计划强制色彩，是在搞计划经济。

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