联盟观点

3月3日，国家能源局发布《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（简称《指导意见》），明确了可再生能源的消费量，2020、2030年全国非化石能源占一次能源消费比重将分别为15%、20%，非水电可再生能源电力消费量占全国电力消费量的9%。另外，《指导意见》还规定了2020年各省（区、市）的非水电可再生能源消费量为5%到13%不等。具体各省（区、市）的非水电可再生能源消费比重如下表。

2020年各省（自治区、直辖市）行政区域

全社会用电量中非水电可再生能源电力消纳量比重指标

根据2020年我国用电量、可再生能源装机量等预测数据，对2020年可再生能源发电量进行简单计算如下：

如维持风光发电利用小时数不变，2020年两者总发电量为6133亿千瓦时。根据国家发展和改革委员会能源研究所的相关预测数据，2020年我国全社会用电量为73960亿千瓦时，则风光发电占总发电量的比例为8.3%，已非常接近《指导意见》提出的9%的目标值。如加上生物质发电等其他形式的非水电可再生能源，9%的发展目标不难实现。

2015年是风光发电备受挑战的一年，全国弃风弃光现象严重，弃风弃光率均超10%，部分严重地区甚至超过30%，风电利用小时数1728小时、光伏利用小时数1133小时，均为历史较低水平。《指导意见》提出的目标值，并不严苛，即使实现，估计也很难缓解我国风光可再生能源消纳难的问题。

早在2012年，国家能源局就下发了《可再生能源电力配额管理办法(讨论稿)》，制定了2015年的可再生能源消纳目标值，以及详细的考核、惩罚措施，但由于各方利益纠葛，也缺乏有效的推行机制，《可再生能源电力配额管理办法(讨论稿)》迟迟没有正式发布，如今以《指导意见》的形式下发，相比于具有强制性执行性质的《可再生能源电力配额管理办法(讨论稿)》，其约束力大为减弱，未来执行情况存疑，因此《指导意见》也被业内戏称为中国减弱版“可再生能源配额制”。

为了保证消纳指标的实现，《指导意见》提出了“建立可再生能源电力绿色证书交易机制”。可再生能源电力绿色证书是各供（售）电企业完成非水电可再生能源发电比重指标情况的核算凭证，各发电企业可以通过证书交易完成非水可再生能源占比目标的要求。这是《指导意见》中的创新点，但目前具体的管理实施办法还未制定，因此对可再生能源消纳的影响，效果未知。

补充：解决可再生能源消纳难题的办法及效果

伴随我国风电、光伏装机容量的逐年快速增长，其消纳难的问题一直难以解决。从国家到地方，先后出台多个文件，促进风电、光伏的消纳，提出并尝试了多种办法，以下为部分关注度比较高的手段：

（1）风电等可再生能源清洁供暖

2011年11月，我国第一个风电供暖示范项目在吉林洮南投运，2015年6月，国家能源局发布《关于开展风电清洁供暖工作的通知》，在内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、河北、新疆、山西试点风电供暖。

按照能源局的思路，风电供热的操作方式为：风电企业按对应的供热设施总用电量，低价向电网企业出售这部分电量，电网企业收取合理的输电费用（含国家各种税费）后，将这部分电量转供给供热单位。风电企业低价提供的供热电量按当地风电电价补贴标准享受国家可再生能源发展基金的补贴。

但实际的操作过程中，风电企业出资购买电蓄热装置，建设热力站，作为补偿，允许该风电场发电量全额上网。这实际上是增加了装有蓄热装置的风电场上网电量，压缩了其他风电场的上网电量，整个区域内的风电消纳数量并未得到提升。

另外，风电供暖还存在投资难以收回、电网积极性不高、供热企业追求利润弃用风电供暖等问题，目前开展的并不理想。

（2）可再生能源发电直接交易

2016年初，国家能源局发布了《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》，指出鼓励可再生能源企业参与直购电，促进可再生能源的消纳。

但弃风量大的地区，往往本地负荷小，直购电量有限，对缓解弃风现象作用有限。例如甘肃地区，根据国家可再生能源中心的数据，2015年下半年期间，新能源发电企业与电力用户直接交易电量累计为4489.60万千瓦时，但同时期弃风率超过了30%，仅2015年11月，弃风电量就达到7.07亿千瓦时，直接交易量仅为弃风量的5.8%，直接交易的电量对可再生能源的消纳几乎没有实质性的帮助。

另外，直购电情况下，发电企业和电力用户签订的合同，也是按照用电需求制定的发电曲线合同，风电的波动性，导致电力供给不稳定，因此也大大影响了直供电的效果。不排除部分发电集团签订了可再生能源直供电合同后，用风火打捆或其他方式，实际上使用火电发电满足用户需求的可能性。

（3）可再生能源制氢

2016年两会召开期间，李小琳建议促进“电转气”技术发展，“电转气”再次引起大家关注。其实电转气，尤其是可再生能源制气，已被讨论多年，我国从2012年起就开始探索建立耦合氢能系统的风电多能源利用模式。目前国家电网公司、神华集团、中节能集团等已经纷纷启动了风电制氢的研究和示范项目。

但除了示范项目外，我国可再生能源制氢仍困难重重。拥有大规模、稳定的用氢市场是开展商业化风电制氢项目的前提，除化工用氢外，氢气作为能源，还未在我国形成稳定的、规模化的市场，另外我国风电资源多分布于“三北”地区，人口密度小、工业化程度低，规模化制备后的输送问题也需要解决，我国的天然气管网基本掌握在中石油、中石化手中，如何与其理清利益关系，建立合理的输送体系，是面临的重大问题。

另外，弃风制氢，弃风电价如何核算，尚无明确标准。以低于风电上网电价的价格对风电制氢进行结算，在电网线路冗余、用电需求量大的时段预留风电开展电解水制氢将直接损害风电场的经济收益，因此风电场需要均衡风电并网和风电制氢的收益。通过可再生能源制氢的方式增加消纳量，短期并不可行。

（4）储能削峰填谷

通过储能削峰填谷，也是热门话题。中国已建成多个风电储能示范项目，但近两年建设热情逐渐降低。排除技术等因素，经济收益是阻碍其从示范向商业化发展的最主要原因。

以 1kwh的锂离子电池系统为例，计算风电场储能削峰填谷的收益：

Ÿ   1kwh的锂离子电池储能系统，包含电池本体、电池管理系统、PCS等在内，国内造价大约为2500-3000元，按3000次循环，每次80%充放电深度计算，则不考虑其他成本，生命周期内度电成本大约为1.04元-1.25元（系统成本/(1kWh*3000*80%)）；

Ÿ   储能参与削峰填谷，购电电价为弃风电价，售电电价为风电上网电价，假设弃风电价为零，系统充放电效率为90%，则储能充放一度电的收益即为风电上网电价（1kWh*风电上网电价-1kWh/0.9*弃风电价）；

Ÿ   根据最新发布的《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，2016年，我国风电上网电价按地区不同分别为0.47元/千瓦时、0.5元/千瓦时、0.54元/千瓦时。

储能应用于风电场削峰填谷，其度电成本高于上网电价至少0.5元，如没有相关补贴政策，则完全没有经济利益可言。因此要推动储能在风电场中应用，需要进步拓展储能的应用，例如参与服务价值较高的电力辅助服务市场，为电网提供备用服务，收取容量费用等，但目前的电力体制善不支持储能的此类应用，电力体制改革将直接决定了储能在此领域中的应用前景。

（2）深化辅助服务补偿机制

提高辅助服务补偿力度，完善推广电力调峰市场机制，通过深化辅助服务补偿机制挖掘当地电力系统调峰潜力，使常规电厂更多的提供辅助服务，从而促进可再生能源的消纳，从原理上是合理且有效的手段。

但辅助服务市场改革，涉及到整个电力系统的调整，不是一朝一夕就能完成的。辅助服务市场改革，作为目前中国电力体制改革的方向之一，可能会有突破性的发展，从而改变中国电力市场的一些运行规则，进而为可再生能源消纳创造一定的条件。

       最新发布的《山西省电力体制改革综合试点实施方案》中提到，将探索建立市场化的辅助服务分担机制，2016年底前制定山西电力市场辅助服务建设框架方案，辅助服务市场具体的操作方式如何，还需要时间等待最终结果。