“三棄”是社會持續關注的焦點，今年政府工作報告明確要求，優先保障可再生能源發電上網，有效緩解“三棄”狀況。“三棄”的背后，存在電源結構不合理、電源與電網發展不協調、省間壁壘嚴重、市場和政策機制建設不健全等復雜原因，如何破解難題，才能留住大好“風光”？

據第一季度電力市場交易信息發布會數據顯示，今年一季度，國家電網公司經營區域省間清潔能源交易電量累計完成688億千瓦時，同比增長2.0%，減少受電地區標準煤燃燒2202萬噸，減排二氧化硫和二氧化碳165萬噸和5487萬噸。其中，風電、太陽能等新能源電量完成116億千瓦時，同比增長22.2%。

國家電網公司落實中央重要指示精神，出臺促進新能源消納的20項措施，發揮電網資源配置和交易平臺作用，凝聚各方力量，綜合施策解決“三棄”問題，取得了明顯的成效。

688億千瓦時

特高壓輸送清潔能源優勢突顯

縱觀我國新能源發展歷程，蓬勃生長與消納之痛始終并存。對于我國來講，大規模新能源基地在負荷較低的西部、北部，而負荷中心在東部。資源和負荷逆向分布的現實無法改變，把不斷注入電力消納市場的新能源，通過合理配置送到需要的地方，特高壓成為可以瞬間送達能源的“快遞”。國家電網公司提出要在大力挖掘現有輸電通道潛力的基礎上，加快清潔能源外送通道建設。

“現在，新疆、甘肅、河西走廊都有千萬千瓦級的大型可再生能源基地，要把這些風電全部送出確實有困難，關鍵在于通道建設、傳輸能力和傳輸技術。”今年全國兩會上，國家能源局局長努爾·白克力在接受本報記者采訪時說，提高可再生能源大型基地的利用率，輸電通道建設仍要加大力度。

在國外，通過大范圍聯網提升消納空間已是成熟經驗。在新能源產業比較發達的歐洲，葡萄牙、丹麥的新能源發電量非常可觀。“他們通過國與國的電力輸送，如葡萄牙到西班牙，丹麥到北歐國家等，解決新能源消納問題。”北京電力交易中心市場部主任龐博表示。

今年一季度，國家電網公司經營區域內消納清潔能源電量688億千瓦時，特高壓大范圍配置能源資源的優勢充分彰顯。

風電南下，對新能源送出省份而言，可通過特高壓將資源優勢轉化為經濟優勢。國家電網公司2017年第二季度工作會議上，如何促進清潔能源消納，推動能源轉型與經濟發展實現共贏，是參會代表關注的重要議題。“我們急需加快輸電通道的建設。”國網冀北電力有限公司負責人表示，目前冀北新能源裝機已經超過冀北電源裝機總容量的50%，新能源消納面臨較大壓力，輸電通道的建設至關重要。

同樣，在有“塞上江南”之譽的寧夏，“十三五”期間電力總裝機將達5500萬千瓦左右；到2020年，風電裝機規模達到1100萬千瓦以上，光伏發電規模達到1000萬千瓦以上。大規模新能源快速發展，呼喚著外送通道加快建設。寧夏回族自治區黨委書記李建華就曾表示，寧夏致力于打造國家新能源示范區，希望國家電網公司支持寧夏電力外送，推進特高壓工程建設。

在寧夏，已經建成的寧東—浙江特高壓直流工程正在發揮作用。國網寧夏電力公司副總經理趙大光告訴記者，寧東—浙江特高壓直流工程打捆外送400萬千瓦風電。按照風電年最大利用小時數1800小時測算，每年可新增寧夏風電外送電量72億千瓦時，將進一步擴大寧夏新能源外送電量，提高區內新能源消納比例，為新能源企業帶來良好的經濟效益。

扎魯特—青州±800千伏特高壓直流工程在設計之初，東北地區的風電資源送出就是重要的考量因素。早在2015年時，東北電網風電裝機比重就已達20%，風電送出消納成為當務之急。建設扎魯特—青州特高壓工程，可實現風電等清潔能源資源在更大范圍內的優化配置，促進東北地區風電消納，降低受端地區煤炭消費比重，優化能源結構。

風電南下，特高壓給受端省份的是綠色轉型的良機。湖南擁有多個傳統優勢產業，并在種植、育種、農機等方面擁有國際先進技術，一直布局引領中部開放崛起。但在能源上，湖南電網水電比例較高，季節性豐余枯缺明顯，需要接受區外火電及新能源電源實現水風火互濟。采用特高壓直流將甘肅能源基地的電力直送湖南負荷中心，不僅電價具備較強競爭力，也能有效緩解華中地區中長期電力供需矛盾，滿足經濟及負荷快速增長需要。

以酒泉—湖南±800千伏特高壓直流輸電工程為例，投運后一年可傳輸電量400億千瓦時，相當于6個長沙電廠的年發電量，能滿足湖南四分之一的用電需求。酒湖工程建成后，甘肅千萬千瓦級的風電，再搭配一定量的火電，向華中輸送電能的問題也得以解決。

此外，國家電網公司提高源網荷協調互動水平，發揮抽蓄電站作用，增強大電網平衡調節能力，堅持新能源全網統一調度，集全網之力，新能源消納水平不斷提高。“十三五”期間，國家電網公司共計規劃開工29座，容量總計3665萬千瓦的抽蓄電站，總投資超過2000億元。今年上半年，新疆750千伏巴楚—莎車主網架工程和浙江寧海、河南洛寧兩座抽蓄電站將開工建設。這對于增強電網靈活調峰能力，保障電力系統安全，提高電網消納新能源能力等將發揮重要作用。

116億千瓦時

新能源消納的存量和增量

今年一季度，國家電網公司經營區域內省間新能源交易電量116億千瓦時，同比增長22.2%；北京電力交易中心組織市場化交易73筆，交易規模1268億千瓦時，其中既包括送浙江省外和省內發電企業集中競價交易、“三北”新能源外送交易，也有京津唐地區北京電力直接交易、“電力援疆”交易等，范圍幾乎覆蓋國家電網公司經營區域。

省間電力市場化交易，成為一季度新能源消納水平大幅提高的一大利器，存量優化和增量擴大效果同時顯現，也提高了發電企業和客戶的積極性，得到他們的肯定。

在電網側，由于新能源發電具有波動性、間歇性、隨機性等特點，必須和火電打捆送出，形成穩定潮流。龐博說：“以前新能源占比大約在20%～30%之間。今年一季度，這個比例提高到40%左右。”

省間新能源外送電量的增長，也得益于受端電網日益增強的低谷消納能力。今年一季度，山西1.09億千瓦時的低谷風電分兩次輸送湖北。“電力援疆”市場化交易電量共計21.16億千瓦時，其中新能源電量1.65億千瓦時。受端電網提前合理安排電網運行方式和發電安排，提高低谷時段購電水平，讓電網的低谷消納能力逐步增強。

另一邊，國家電網公司開展了可再生能源跨區電力現貨市場交易，電力現貨交易是以日前和日內電力交易為主的市場，與中長期電力交易互為補充。“在日前和日內交易過程中，一旦送端電網可再生能源還有富余發電能力，就會組織受端電網相應多接收一部分可再生能源電量，起到了增加可再生能源消納的作用，效果可觀。”國家電力調度中心專業人士說。趙大光告訴記者，截至4月17日，寧夏電網共完成跨區現貨交易電量2.5億千瓦時，僅此一項就降低了一季度新能源棄電率接近5個百分點。

對發電側來說，國家電網公司針對送端電網和受端電網開展省間發電權替代交易，火力發電廠出讓發電權給新能源發電企業，電網企業按照標桿上網電價為火力發電廠結算，新能源發電企業將發電成本支付給火力發電廠，提升了火力發電廠的積極性。省間發電權替代交易為高效、節能、環保的大機組爭取電量空間，通過電源結構調整，提高新能源消納水平，減少棄風、棄光電量。

“湖北的火電廠99%的煤需要依靠外運，發電權替換能節約調運力量、優化資源配置，促成發電成本高的機組將計劃合同電量轉讓到新能源發電。我們現在開展的發電權替換交易成本低，還能降耗減排，踐行國家綠色發展理念。”湖北華電襄陽發電有限公司副總經理胡偉在接受記者采訪時說，省間發電權替代交易能為發電企業帶來一定的收益，在去產能的大背景下，是增加效益的最佳選擇。

盡管新能源消納在今年一季度取得一些進展，但不能忽視的是，省間消納政策和電價機制缺乏、市場化機制尚未建立、市場壁壘日益突顯等問題，仍然嚴重制約新能源省間消納。采訪中，多位相關人士表示，破解困局，既需要政策引導，也需要市場機制和規則的不斷完善。在政府層面，應盡快研究出臺相關交易細則，完善市場化交易機制，營造良好的政策環境；從市場角度，則需要打破市場壁壘，放開市場主體參與省間交易的選擇權，將有效方案變成根治方案。