受访嘉宾：谢国辉，国网能源研究院新能源与统计研究所。

    记者：从目前来看，全国平均弃风率仍然不低，甚至部分地区高达30% 以上，您是基于怎样的研究，确定了2020 年弃风弃光率达到5% 的目标？

    谢国辉：根据《电力发展“十三五”规划》的相关要求，到2020 年全国范围内要基本解决弃风、弃光问题。实现这一目标从具体量化上应该是多少？应该采取哪些措施来推动实现？基于此，在国家电网公司的组织下，包括国网能源研究院、中国电科院在内的多家单位，参与了《促进新能源消纳综合措施研究》的研究工作。业内的共识是，将弃风、弃光率控制在5% 以内应当是比较合理的追求目标。在研究上，我们设定了很多的边界条件，既有技术上的措施，也有政策、机制措施的推动，下面我就把各个条件简单介绍一下：

    第一，是在国家确定的“十三五”新能源发展开发布局的前提下开展研究的。其中，2020年风电装机达到2.1 亿千瓦以上，太阳能发电装机1.1 亿千瓦以上，其中大部分新增装机集中在中东部和南方地区。

    第二，我们认为“三北”地区的火电机组灵活性改造意义重大。国家能源局“十三五”期间确定了2.15 亿千瓦的改造目标，现在这项改造正在紧锣密鼓进行中，如果届时这一目标能够完成，将对提高电力系统调峰能力和运行灵活性，化解“三北”地区弃风弃光问题起到十分关键的作用。

    第三，我们希望到2020 年，“ 三北” 地区80% 以上的自备电厂要充分参与电力系统调峰。目前新疆的自备电厂已经占到了当地火电装机比例的44%，如果这部分电厂能参与调峰的话，系统调峰能力将获得极大改善，新能源消纳水平也将大幅提升。2016 年“三北”地区新能源和自备电厂共完成替代交易80 亿千瓦时，我们希望这个量到2020 年要更高一些，达到120亿千瓦时以上。

    第四，完成国家规定的电能替代目标，将有效增加负荷空间，扩大电力需求。按照规划，“十三五”期间全国将累计完成5000 亿千瓦时以上的电能替代目标，2016 年全国完成替代电量超过1000 亿千瓦时，当前整体进展情况较好。

    第五，推动新能源跨区跨省送电，在更大范围内配置资源。为推动新能源在更大范围内优化配置，国家建设了哈郑直流、酒湖直流等特高压输电线路，以及在建的扎鲁特到青州等多条线路，如果“十三五”期间受端电网能够显著加强，并且省间壁垒逐步消除，可以明显提高这些线路的输送功率，也将对化解弃风、弃光问题起到至关重要的作用。

    当然，还有一些相对前面这几项规模小一些的措施，比如省间发电权交易、增量跨区现货交易和抽水蓄能跨区交易等，希望到2020 年可增加新能源外送电量合计超过180 亿千瓦时，只有这些措施共同的推动和完成，才能实现弃风弃光率的极大改善。

    记者：从上半年的情况来看，弃风、弃光情况明显好转，分别下降了7% 和4.5%，国家电网在哪些方面进行了努力？您预计下半年会是什么情况？

    谢国辉：去年底，国家电网公司提出了促进新能源消纳的20 项具体措施，希望多措并举降低弃风弃光率。年初又出台了做好2017 年新能源消纳工作的13 条措施[《国家电网公司关于印发2017年促进新能源消纳工作安排的通知》（国家电网发展〔2017〕277 号）]，明确了每个省弃风弃光的控制目标上限，并严格执行考核，体现了对这一问题的高度重视。

    1. 严格执行国家能源局关于新能源红色预警地区不予受理接入的规定，着力化解现有矛盾。

    2. 加强全网统一调度，优先消纳新能源。减少年度火电计划的约束，比如冀北、山东、辽宁等地区较上年减少950 亿千瓦时，甘肃、青海、新疆等地区取消了火电计划电量。严格按照国家能源局核定的各机组最小运行方式进行调控，最大限度让新能源上网。实施区域内和跨区域的旋转备用共享机制，减少送端火电开机方式。

    3. 依靠市场机制，最大限度消纳新能源。推广东北调峰辅助服务市场，推动火电机组灵活性改造。充分利用跨省跨区输电线路，开展新能源发电企业与受端火电企业发电权交易。组织抽蓄电站富余容量参与省间低谷新能源消纳。首次开展现货交易，上半年累计完成富余可再生能源跨区现货交易1285笔，累计减少弃风、弃光电量31.59 亿千瓦时。

    根据我们的分析，新能源跨省跨区交易、电网优化调度及用电需求增长是上半年新能源消纳好转的重要因素，各因素贡献度评价初步测算分别达到32%、25% 和33%。根据我们的预计，今年全年用电量的增速可能会在6% 左右，可以判断，今年弃风、弃光率及电量总体将实现双降，但影响下半年消纳的最大不确定性因素很可能是跨区新能源外送电量交易。

    记者：解决弃风弃光问题，很重要的是解决存量与增量的关系问题，在当前新增装机容量较大的情况下，如何既解决好原有弃风弃光问题，又保障新装电源不限电？

    谢国辉：“十三五”期间因为规模布局调整了，分布式及中东部地区成为新能源布局的主要方向，国家投资2 万亿元的配电网改造也在加快推进，加之中东部地区负荷空间较大，我们认为未来新增装机的消纳问题不会特别明显。未来化解弃风弃光问题，还是需要着手解决存量的问题，也就是现有“三北”地区的弃风弃光问题，还是用刚才说过的那些措施。需要注意的是，上半年全国新增光伏2440万千瓦，保持较快增长势头，上半年全国的弃风电量、弃风率、弃光率是下降的，唯独弃光电量出现了上升，增量光伏的消纳问题已经出现了苗头，需要下一步重点关注。

    记者：电力体制改革正在推进中，您对此有何期待？从系统设计的角度，您认为怎样的改革和调整将推动可再生能源的快速发展？

    谢国辉：必须要建立全国统一的电力市场，新能源的消纳毕竟不是一个省的事，必须要打破现有的省间壁垒，在更大范围内消纳。过去我们总是人为地协调煤电与新能源的关系，这种协调的能力肯定不如建立一套公平透明的市场规则更高效，下一步的改造要着重推动调峰辅助服务市场、短期现货市场及可再生能源配额制等政策的出台，推动新能源的消纳。

    记者：可再生能源补贴的缺口日益扩大，为饵了破解这一难题，国家今年推出了自愿认购的绿证制度，您认为这对化解补贴缺口能起多大作用？您对未来化解补贴缺口有何好的建议？（可能是强制配额制，更赞同在哪一侧进行考核？）

    谢国辉：自愿认购的绿证制度缺乏强制性要求、存在价格上限、缺乏消费侧配套激励等，实施效果非常有限。同时，由于发电企业出售绿证获得的收益不会高于对应电量的国家补贴额度，电力用户等证书购买方，无法获得税收优惠、荣誉等配套激励，导致双方购买证书的积极性都不高。

    为化解我国补贴缺口问题，并且与目前固定上网电价政策衔接，可考虑调整基于固定上网电价的可再生能源项目补贴政策。对于可再生能源存量项目，初期可以探索“市场价格+ 溢价补贴”模式，远期可采用固定补贴方式，并逐步下调固定补贴水平；对于增量项目引入招标制度，并同步下调上网电价，推动新能源发电尽快实现平价上网，逐步取消补贴。

    对于配额制考核问题，应根据配额主体承担的不同职责相应设定考核机制。从国外可再生能源配额制实施经验来看，无论配额义务的承担主体是发电企业还是供电企业，可再生能源的高开发成本和高利用成本最终都是传导至电力消费者，由全社会共同承担配额义务。我国配额制设计应该是建立机制将可再生能源高开发成本和高利用成本合理传导给消费者，而不是由发电企业或电网企业（供电企业）来承担。