弃风弃光
⼀、现象
1.1弃风
定义
弃风，是指在风电发展初期，风机处于正常情况下，由于当地电⽹接纳能⼒不⾜、风电场建设⼯期不匹配和风电不稳定等⾃⾝特点导致的部分风电场风机暂停的现象。
对于弃风现象，国⽹能源研究院相关专家认为，弃风最⼤的原因还是电⽹建设速度跟不上清洁能源发展的速度。保证消纳是系统问题，还需要整个电⼒市场建设和政策配套。
弃风率=弃风电量/风电场发电量×100%
弃风电量=利⽤⼩时数差×总装机容量
利⽤⼩时数差=应发利⽤⼩时数-实发利⽤⼩时数
实发利⽤⼩时数=风电场发电量/总装机容量
应发利⽤⼩时数=典型机组利⽤⼩时数之和/典型机组台数
典型机组利⽤⼩时数=典型风电机发电量/典型风电机容量
春节习俗有哪些式中：
典型风电机发电量——统计周期内的典型风电机组单机发电量，单位：万kWh。
风电场发电量——统计周期内的风电场所有风电机组集电线路电度表计量电量的总和，单位：万kWh。
1.2弃光
弃光就是光伏电站的发电量⼤于电⼒系统最⼤传输电量+负荷消纳电量。
弃光率=光伏电站的发电量-（电⼒系统最⼤传输电量+负荷消纳电量）/光伏电站的发电量。
“弃风限电”是指在风机处于正常情况下，由于当地电⽹接纳能⼒不⾜、风电和⽕电冲突等原因，导致风电场风机暂停的现象。⼆、主要原因
弃风的直接原因划分为电⼒系统检修或故障、配套电⽹规划建设滞后、风电输送通道不⾜、系统调峰
国庆节祝福祖国的语言调频能⼒不⾜。
1、是电⼒系统检修或故障，电⼒系统检修或故障是指电⼒系统中，靠近风电场或有⼀定距离的元器件出现计划检修或事故停运时，风电场送出受到影响⽽产⽣弃风。⼀般来说，风电场⾄系统第⼀落点的专⽤送出线路因为检修或者故障⽽停运，会直接导致风电场停运或出⼒受限⽽产⽣弃风，专⽤送出线路之外的系统中其它线路、变电设备停运，也有可能影响风电运⾏⽽产⽣弃风。由于送电线路计划检修⼀般会安排在风电出⼒较⼩季节，⽽电⼒设备出现故障属于偶发事件，概率较低，因此因电⼒系统检修或故障原因造成弃风电量占总弃风量的⽐重不⾼，⼤致在10%以下。
2、系统调峰调频能⼒不⾜。我国“三北”地区电源结构以煤电为主，其中供热机组⼜占有较⼤⽐重，冬季为了满⾜供热需求，供热机组调峰能⼒有限。⽬前，东北以及华北局部地区的弃风，都主要受这⼀因素的影响，且新疆、内蒙古等地区⼤量⾃备电⼚甚⾄不参与系统调峰。
3、是配套电⽹规划建设滞后，省区间和⽹间外送消纳受限。配套电⽹规划建设滞后于风电项⽬并⽹运⾏的需求，是造成⽬前⼀些局部地区弃风的重要原因。如新疆达坂城地区是新疆风电建设的重点区域，当地盐湖220kV变电站和东郊750kV变电站改扩建施⼯，影响了风电的送出，造成了7亿kWh的弃风。
4、风电输送通道不⾜，与常规电源相⽐，风电机组的利⽤率相对较低，根据风资源统计，我国“三北”
风电基地机组年资源利⽤⼩时为2200-2800⼩时，风电场总出⼒⼤于总装机容量60%的概率⼀般在5%以下。
尽管2014年我国平均风电弃风率8%，较之2013年有所降低，但风电利⽤⼩时数也同⽐下降了160h，风电弃风问题在本质上并没有改善。造成弃风率变⼩的重要原因是2015年是“⼩风年”，来风情况整体偏⼩，但某些重点地区限电问题仍然突出。如：吉林省、河北省张家⼝地区、蒙西地区、⿊龙江、⽢肃弃风限电情况仍很严重，弃风限电⽐例均在10%以上，其中吉林省、新疆弃风率⾼达15%。
⽬前全国“弃光”问题并不普遍，较严重的地区主要集中在⽢肃省酒泉、敦煌和青海格尔⽊等部分地区，局部地区“弃光”⽐例超过20%。造成弃光问题的直接原因有：⼀是西北地区光伏电站建设速度明显加快，与输电⽹和市场缺乏配套。⼆是部分西北地区光伏电站建设缺乏统筹规划，存在⼀定的⽆序现象；三是光伏发电建设规模与本地负荷⽔平不匹配，市场消纳能⼒有限，同时电站建设与配套电⽹的建设和改造不协调等原因，致使光伏电站集中开发区域出现了⼀定程度的“弃光”现象。
三、根本原因
从深层次上看，弃风、弃光问题反映了我国现⾏电⼒发展和运⾏模式越来越不适应新能源的发展，反映了我国电⼒运⾏机制、电⼒市场体制的深层次⽭盾。主要体现在下⾯⼏⽅⾯。
1、是电⼒系统灵活调节表现能⼒较弱，现有灵活性未能充分挖掘
我国电源结构以常规⽕电为主，特别是风电富集地区更加突出。尽管⽕电调峰深度和速度都不及⽔电、燃⽓机组，但⽬前我国⽕电机组（热电机组）的调峰现状远低于国际⽔平，仍沿⽤20世纪80年代初的⽕电调节指标进⾏运⾏考核，⼤量中⼩⽕电机组、热电机组仍旧采⽤传统技术⽅案和运⾏⽅式，没有针对新的需求进⾏改造升级提升灵活性，技术潜⼒没有充分释放，远低于国际领先⽔平。同时国际经验证明，需求侧响应是增加电⼒灵活性的重要⼿段，但我国需求侧响应还处于研究⽰范阶段，未能发挥真正作⽤。刀剑封魔录上古传说
2、是电⼒运⾏调度传统的“计划”⽅式⽆法适应新能源的发展
⽬前，电⼒运⾏调度很⼤程度上延续传统计划⽅式，各类电⼚年运⾏⼩时数主要依据年发电计划确定，各地经济运⾏主管部门甚⾄对每⼀台机组下达发电量计划，由于⽕电年度电量计划为刚性计划，⽕电企业和地⽅政府不愿意让出⽕电电量空间，调度为了完成⽕电年度计划不得不限制可再⽣能源发电的电量空间。这种“计划”⽅式，不能适应新能源波动性特点和需要，⽆法保障可再⽣能源发电优先上⽹。
3、是电⽹输送通道难以满⾜可再⽣能源电⼒发展需求
我国⽔电、风电、光伏主要集中开发投产在西部低负荷地区，在当地消纳的同时，仍需要外送，⽽在现有电⼒电⽹规划、建设和运⾏⽅式下，电源电⽹统筹协调不⾜，电⼒输送通道在建设进度、输送容量、输送对象上都难以满⾜可再⽣能源电⼒发展需求。
4、是可再⽣能源电⼒消纳市场和机制没有完成落实
未来随着西南和三北地区⽔电、风电、太阳能发电开发规模继续增长，市场消纳空间逐渐成为可再⽣能源消纳的最⼤瓶颈，现有以“电量计划”、“固定价格”、“电⽹垄断”等为特征的体系已不能适应可再⽣能源发展。⽔电的“丰余枯缺”特点和风电的“波动性”在现有机制框架下，仅靠本地运⾏调度优化已经不能解决市场消纳问题，需依赖更⼤范围市场消纳。⽽⽬前我国的电⼒运⾏管理总体是以省为实体进⾏管理，同时跨省跨区输送未纳⼊到国家能源战略制定的长期跨地区送受电计划中，各地对接纳可再⽣能源积极性不⾜。
5、是电⼒市场化程度低、监管和法律建设弱
由于我国电⼒体制改⾰仍没完成，⼤量⾃备电⼚不承担电⼒调峰责任，电⼒调峰等辅助服务机制不健全。尽管《可再⽣能源法》规定，“优先调度和全额保障性收购可再⽣能源发电”，但可再⽣能源优先调度受到原有电⼒运⾏机制和刚性价格机制的限制，难以落实节能优先调度等⾏政性规定。其次，⽬前我国电⽹企业既拥有独家买卖电的特权，⼜通过下属的电⼒调度机构⾏使直接组织和协调电⼒系统
运⾏，拥有电⽹所有权和经营、输电权，具有垄断性，不利于市场主体⾃由公平交易。
四、危害
全球已经进⼊从化⽯能源向可再⽣能源转变的时期，这次转型的最⼤动机是环境。国家能源发展的战略⽅向重要标志之⼀就是要加强可再⽣能源在能源消费中的⽐重，固守化⽯能源的发展模式是没有出路的。
新能源发展⾯临尴尬处境风电场、光伏电站的建设周期短，输变电项⽬的建设周期长，在同时核准的情况下，后者进度肯定跟不上前者，会制约其并⽹。
虽知道雾霾对⼈危害很⼤，全国等地冬天全是雾霾天，可惜的是风电作为清洁可再⽣能源，却给主要污染源⽕电让路，⽽弃风限电现象越来越严重。
五、解决办法
1、国家电⽹公司提出绿⾊电能，⾼效⽤电，根据规划研究，通过构建西部、东部两个同步电⽹，到2020年，新能源跨区输送规模将可超过1.5亿千⽡，从⽽实现更⼤范围⽔⽕互济、风光互补、⼤规模输送和优化配置，弃风弃光可以控制在5%的合理范
围内，将从根本上解决西部地区清洁能源⼤规模开发和消纳难题，保障清洁能源⾼效利⽤。国家电⽹公司围绕新能源并⽹建设、运⾏消纳、管理服务、技术创新等⽅⾯做了⼤量⼯作，并提出从电⽹、电源、负荷三⽅⾯实现新能源⾼⽐例消纳的实际解决办法，加⼤“⼗三五”期间新能源消纳。⽬前，国家电⽹已成为世界上并⽹新能源装机规模最⼤的电⽹。
2、国家电⽹公司将在北京、上海等17个城市核⼼区建设⾼可靠性⽰范区，⽤户年均停电时间不超过5分钟，以点带⾯⾼起点、⾼标准建设配电⽹。除此之外，居民的⽤电也将更加智能。国家电⽹公司将整合现有服务渠道，积极拓展“互联⽹+”线上服务，利⽤95598⽹站、APP、移动作业终端等互动平台，实现业扩报装、客户交费线上线下⽆缝衔接，提升智能互动服务⽔平。天气预警级别
3、建⽴“绿证”制度，⽤市场化机制促进新能源电⼒消费，强化新能源市场供给优先权。对于清洁能源电⼒，凭“绿证”配额可优先上⽹，优先出售；对于新能源建设没有达到指标的地⽅，强制从其他地⽅购买“绿证”、交易新能源；能源消费企业必须持“绿证”配额⾸选新能源并以此得到国家政策优惠。我国已在七地开展碳交易的试点⼯作。碳交易和绿证交易都具有绿⾊属性。⼀个是在前端保证⽣产清洁电⼒⽣产；⼀个是在末端保证清洁电⼒消费，实现节能减排。
4、可再⽣能源配额制有望缓解⽇益严重的弃风弃光问题。指导意见以各省⾮⽔可再⽣能源电⼒消纳量⽐重指标作为评价依据，配额制主要有如下⼏点特点。第⼀，从可再⽣能源配额制承担主体来看，承担主体可以是发电企业或供电企业承担。如果是发电企业作为承担主体，⼀般采取购买可再⽣能源发电证书的形式，将配额制义务成本传导⾄常规发电企业。⽬前我国正在开展的新⼀轮电⼒改⾰，其核⼼就是放开售电侧市场。这就具备了供电企业作为承担主体的基本条件。在售电侧市场放开的条件下，供电企业作为承担主体能够采取更灵活的⽅式将配额义务成本通过终端销售电价进⾏疏导。第⼆，在分配可再⽣能源配额指标时，需要更多考虑资源条件、地区经济发展⽔平与该地区电⽹情况。第三，⽀持可再⽣能源发展，配额制的运作机制较灵活，主要基于电⼒市场化运⾏机制进⾏调节。
5、新能源迅速发展的同时，我国的弃风和弃光问题近⼏年来愈趋严重，解决可再⽣能源远离负荷中⼼，并且输电通道不⾜的问题，中短期可通过储能技术促进可再⽣能源的当地消纳，中长期要通过增加输电通道和经济可⾏的储能实现电能的空间和时间移动。拓展新能源的利⽤领域，如风电供热的利⽤应引起重视，通过储热式供热技术，解决风电的间歇问题，这是⼀个崭新的领域，需要⼤胆实践。
如何发消息6、⼀化解煤炭⾏业过剩产能。落实国务院《关于煤炭⾏业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，⼒争⽤3～5年时间，退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右。严格控制煤炭新增产能，从2016年起，3年内原则上停⽌审批新建煤矿项⽬。加快淘汰落后产能，2016年⼒争关闭落后煤矿1000处以上，合计产能6000万吨。推动煤炭⾏业兼并重组。⼆是化解煤电过剩产能。严格控制煤电新开⼯规模，对存
在电⼒冗余的地区要根据实际情况，取消⼀批不具备核准条件的项⽬，暂缓⼀批煤电项⽬核准，缓建⼀批已核准项⽬。利⽤市场倒逼机制，加快推进电⼒市场化改⾰，新核准的发电机组原则上参与电⼒市场交易。
7、在2014年前，国家对光伏电站建设提出“合理布局、就近接⼊、当地消纳、有序推进”的总体要求。2014年起，国家对光伏发电项⽬建设实⾏备案规模指标管理，享受国家补贴资⾦的光伏发电项⽬备案总规模原则上不得超过下达的规模指标，超出规模指标的项⽬不纳⼊国家补贴资⾦⽀持范围。
8、加快配套电⽹建设，能够尽快解决⽢肃新能源在330千伏及以下电⽹送出受阻的问题。⽢肃已在建设±800千伏特⾼压直流外送⼯程、750千伏和330千伏输变电⼯程，分别于2015—2017年期间投产运⾏。今年6⽉，酒泉—湖南±800千伏特⾼压直流输电⼯程正式开⼯，该条输电线路建成之后，年输电量将达到450亿千⽡时。⼯程建成投运后将促进⽢肃能源基地开发，扩⼤新能源消纳范围，加快资源优势向经济优势转化；满⾜华中地区⽤电需求，提⾼电⽹接纳清洁能源能⼒，改善⼤⽓环境质量。⼯程建成后，⽢肃新能源窝电受困局⾯有望扭转。
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