能源「棄時代」：棄火、棄風、棄光、棄水、棄核，棄了多少？背後原因究竟是什麼？

近日，國家能源局發布了2020年煤電規劃建設風險預警的通知；此前，在4月初發布的2019年33個省級電網區域(含蒙東、蒙西和冀北、冀南)的煤電建設風險的預警信號中，28個區域的預警狀態為預警程度最嚴峻的「紅色」，只有中部少數省份以及海南是例外。

那除了火電，眾望所歸的風、光、水、核發電是否就能並延續以往的大踏步前進趨勢呢？從數據來看還真未必。本期國際能源網小編梳理了棄風、棄光、棄水、棄核的一些數據，看看近年來棄了多少電，損失了多少錢，棄的原因是什麼，解決方法又有哪些。

主要使用煤來進行火力發電——全國約16.5億千瓦的總裝機量中，火力發電10.5億餘千瓦——每年要燃燒20多億噸煤，由此產生了大量廢渣、廢氣以及一系列環境污染和破壞問題。因此，在此前的3月份兩會上，李克強總理作政府工作報告時要求「紮實有效去產能」。2017年，要達到火電去產能5000萬千瓦目標，淘汰、停建、緩建煤電產能，以防範化解煤電產能過剩風險，提高煤電行業效率，為清潔能源發展騰空間。事實上，從2016年開始，國家已經推遲或取消五大發電煤電項目4563萬千瓦。

顯然，棄火時代正在持續。

而在國家去產能、供給側改革的大形勢下，可再生能源發電似乎也難以獨善其身，僅2016年，全國「棄水、棄風、棄光」電量共計近1100億千瓦時，超過當年三峽電站發電量約170億千瓦時。與此同時，一向穩健的核電也悄然加入了「棄」的行列，2016年棄電量達到462億千瓦時，讓人猝不及防。

數量：2016年全年「棄風」電量497億千瓦時，超過三峽全年發電量的一半，全國平均「棄風」率達到17%，棄風現象發生在新疆、甘肅、內蒙古等11個地區，陝西首次出現棄風現象。其中，2016年棄風大幅增加的地區為甘肅、新疆和內蒙古，甘肅、新疆、吉林等地「棄風」率高達43%、38%和30%；2017年一季度，全國「棄風」電量135億千瓦時，全國平均「棄風」率16%。

原因：電源方面，目前風力裝機主要集中在「三北」地區（東北、西北、華北），佔全國的比重為77%，且以大規模集中開發為主。「三北」地區電源結構以煤電為主，燃煤熱電機組比重高達56%，採暖期供熱機組「以熱定電」運行，導致系統調峰能力嚴重不足，不能適應大規模風力和光伏發電消納要求。

電網方面，「三北」地區大部分跨省跨區輸電通道立足外送煤電，輸電通道以及聯網通道的調峰互濟能力並未充分發揮，對風力和光伏發電跨省跨區消納的實際作用十分有限。

負荷方面，電力需求側管理成效不明顯，峰谷差進一步加大影響了風力和光伏發電的消納。

解決辦法：首先應構建全國統一的電力市場，儘快完善市場交易規則，全國範圍內優化配置資源；

其次，要靠加快建設輸電通道，特別是通過特高壓的輸電通道，把西部的電輸送到東部去；

第三，要積極探索全新的商業模式，比如綠色發電證書、碳指標等機制的引入等。

數量：2016年，棄光主要發生在西北地區，棄光電量由2015年的49億千瓦時增加到2016年的70億千瓦時，棄光率提高了6個百分點，達到20%，其中，新疆、甘肅「棄光」率高達32%、30%。2017年一季度「棄光」電量27億千瓦時，全國平均「棄光」率達到13%。

原因：第一，西北地區光伏電站建設速度明顯加快，與輸電網和市場缺乏配套；第二，部分西北地區光伏電站建設缺乏統籌規劃，存在一定的無序現象；

第三，光伏發電建設規模與本地負荷水平不匹配，市場消納能力有限，同時電站建設與配套電網的建設和改造不協調等原因，致使光伏電站集中開發區域出現了一定程度的「棄光」現象。

解決辦法： 「棄光」問題主要是體現在能源系統的不平衡、不協調和不可持續，要通過能源系統整體優化來解決這一問題。

一是要優化開發布局。在落實消納市場的前提下，運用市場機制，促進輸電通道的建設，相關規劃安排的輸電通道充分考慮了解決當前「棄水」問題和實現可再生能源的打捆外送。

二是要補上短板，增強電力系統的調峰能力，加強優質調峰電源建設。「十三五」時期開工建設抽水蓄能電站6000萬千瓦，天然氣發電裝機規模達到1.1億千瓦，較之「十二五」有大幅提高，同時更多地發揮存量機組的作用。

三是要實施能源需求側管理，讓廣大用戶自主參與系統調峰。

四是要實施多能互補集成優化工程。整合不同能源品種，實現梯級利用。

五是要進一步深化體制改革，尤其是在電力和天然氣領域，推進能源價格改革。科學的價格機制和調峰補償機制可以讓市場自主實現錯峰調峰和優化布局，很多非常尖銳的矛盾通過完善價格機制就能迎刃而解，所以體制改革可以有很大的促進作用。

數量：棄水主要發生在四川、雲南兩省，從2013年到2016年，四川省的棄水電量為26億千瓦時、97億千瓦時、102億千瓦時、142億千瓦時；雲南省的棄水電量為50億千瓦時、168億千瓦時、152.6億千瓦時、314億千瓦時。據預計，2017年在雲南電網統調火電按最小方式運行、僅安排160億千瓦時發電量的情況下，水電富餘電量仍可能近550億千瓦時。

原因：第一，發電裝機增長較快，省內用電和外送負荷小於裝機規模，電力電量供大於求矛盾突出。

第二，水電外送面臨「價格陷阱」。由於電力供大於求矛盾突出，成為買方市場，市場化交易后，水電企業電價普遍低於原上網電價。

第三，西南水電外送通道嚴重不足且推進緩慢。「十二五」末，四川跨省跨區電力交換能力已達到2850萬千瓦，位居全國省級電網第一，但對比四川超過8000萬千瓦的電力裝機和近3000萬千瓦左右的省內負荷，外送能力依然不足。

第四，在供需失衡與外送受阻的情況下，電力本地消納也存在困難。

第五，中東部地區接納西南水電意願有所減弱。

解決辦法：一是協調統籌各地、各類能源建設，並逐步提高非化石能源消費比重。

二是儘快打通跨區送電「梗阻」。在跨區送電能力明顯不足的情況下，應儘快啟動通道建設；應打破省際壁壘，將跨區送電放至更高層面協調；應出台嚴格措施，確保網、源同步規劃建設，並要求新建項目提前落實市場空間，防止新「棄水」現象發生。

三是完善清潔能源發展的體制機制，將水電納入可再生能源電力配額和強制消納保障範圍；還要通過構建合理的市場交易方式、價格補償機制，促進清潔水電在全國範圍優化配置。

四是加快發展電能替代。加快電能替代，引導形成新的電力消費增長點，有助於加快富餘水電的消納。

五是建議加大全國層面的統籌平衡，打破壁壘，實現資源優化配置。

數量：目前，有35台在運核電機組，共計3360萬千瓦，核電在發電總量中僅佔3%左右，遠低於全球11%的平均水平。

2016年，全國核電設備利用小時7042小時、同比下降361小時，已連續3年下降。

2016年，全國核電機組按發電能力可生產2428億度電，但由於各種因素限制，實際完成的計劃電量1829億度，參與市場交易消納137億度，總計損失電量462億度，棄核率達19%，相當於近7台核電機組全年停運。按照全國按核電標杆電價 0.43 元/度來計，損失的這462億度電。

相當於核電企業收入減少了近200億元！

原因：第一，近年多台核電機組陸續投產，電網調峰困難導致核電難以消納。

第二，經濟新常態和電力工業發展新常態，核電消納問題愈加明顯，加之新一輪電改來襲，核電基荷電源角色受到前所未有的挑戰。

第三，新電改方案中要求發電側競價上網，這給核電帶來壓力。目前核電基本上處於滿髮狀態，標杆電價已經反映出了核電的大體成本，可供迴旋的餘地很小。如果不作系統性改變，核電在未來的市場化競爭中將不及煤電和水電。

解決辦法：一是，明確核電按基本負荷運行，把核電列為一類優先發電電源，按實際發電能力核定年度計劃電量；

二是，借鑒國際經驗，在電力市場改革進程中，研究實施相關配套機制，實現核電滿發；

三是，加強政府的統籌協調，強化督導檢查，確保「暫行辦法」落實到位，同時加強跨省區電網通道建設和利用，推動核電集中跨區送電，保障核電消納。

結語

不難看出，除火電外，風、光、水、核都已進入到了棄時代，而且棄的比例大都在20%左右，總數達到1550億千瓦時左右，這超過了2016年湖南省的社會用電總量（1495.65億千瓦時），換算成人民幣，「四棄」大概損失了660億元，數額不可謂不大。

有分析認為，「四棄」問題的本質是機制性問題，是社會各主體尤其是電力決策者，對不同能源品種的低碳價值、能源安全價值、經濟價值認知的不同以及不同利益主體的利益導向不同所致。歸根到底是對能源商品屬性和社會屬性在不同發展階段定位和作用認知的分歧，使市場對能源資源配置的決定性作用發揮不到位。

所幸的是，棄問題已逐漸引起國家層面的高度重視，國家『十三五』能源發展規劃和電力發展規劃都提出了要在『十三五』末力爭將棄風、棄光率控制在合理水平的要求，並相應地出台了對非水可再生能源電力消納佔比總用電量的配額制，但解決棄的問題，或許正如業內人士所說，除了政府之外，也需要各主體的共同努力。