今天國家發展改革委、國家能源局發布了關于印發《解決棄水棄風棄光問題實施方案》的通知。方案信息量很大。

老生常談不提，只劃重點。（此處敲三下黑板......）

總體目標：

2017年可再生能源電力受限嚴重地區棄水棄風棄光狀況實現明顯緩解。

云南、四川水能利用率力爭達到90%左右。甘肅、新疆棄風率降至30%左右，吉林、黑龍江和內蒙古棄風率降至20%左右。甘肅、新疆棄光率降至20%左右，陜西、青海棄光率力爭控制在10%以內。

其它地區風電和光伏發電年利用小時數應達到國家能源局2016年下達的本地區最低保障收購年利用小時數（或棄風率低于10%、棄光率低于5%）。

到2020年在全國范圍內有效解決棄水棄風棄光問題。

機制：

具備可再生能源電力消納市場空間的省（自治區、直轄市）要結合跨省跨區輸電通道尤其是特高壓輸電通道能力，積極接納區外輸入可再生能源電力，主動壓減本地區燃煤發電，為擴大可再生能源利用騰出市場空間。

各類電力相關市場主體共同承擔促進可再生能源利用的責任，各省級電網企業及其他地方電網企業、配售電企業（含社會資本投資的增量配電網企業、自備電廠）負責完成本供電區域內可再生能源電力配額，電力生產企業的發電裝機和年發電量構成應達到規定的可再生能源比重要求。

《可再生能源電力配額及考核辦法》另行發布。

省級電力運行管理部門在編制年度優先發電、優先購電計劃時，要預留規劃內可再生能源發電保障性收購電量，并會同能源管理部門做好可再生能源發電保障性收購與電力市場化交易的銜接。

在國家核定最低保障收購年利用小時數的地區，對最低保障收購年利用小時數之外的可再生能源電量，鼓勵通過市場化交易促進消納利用。

有關地區要盡快取消跨省跨區可再生能源電力交易送受端不合理的限價規定，支持可再生能源電力提高市場競爭力。

電網：

優先建設以輸送可再生能源為主且受端地區具有消納市場空間的輸電通道。充分利用已有跨省跨區輸電通道輸送可再生能源電力并提高運行水平。

研究提高可再生能源電力輸送能力的技術措施，加快柔性直流輸電技術研究與應用，積極推進張家口可再生能源電力柔性直流輸電示范工程。

2017年，“三北”地區投產晉北至南京、酒泉至湖南、錫盟至泰州、扎魯特-青州直流輸電工程，西南地區投產川渝第三通道。

2018年，“三北”地區投產準東-皖南、上海廟至山東直流輸電工程，西南地區投產滇西北-廣東直流輸電工程。

“十三五”后期加快推進四川水電第四回外送輸電通道以及烏東德水電站、白鶴灘水電站和金沙江上游水電外送輸電通道建設。

研究提高哈密一鄭州、酒泉一湖南等以輸送可再生能源為主要功能的特高壓輸電通道輸送能力。

盡快形成適應可再生能源電力特性的調度運行體系，出臺節能低碳電力調度辦法。

國家電網公司、南方電網公司等電網企業要聯合共享相關信息，形成全國性的可再生能源電力發輸用監測調配平臺。

充分發揮省際聯絡線互濟作用，完善省級電網企業間調度協調和資源共享，建立省際調峰資源和備用的共享機制，充分利用跨省跨區輸電通道開展送端地區與受端地區調峰資源互濟。

因地制宜開展跨區跨流域的風光水火聯合調度運行，實現多種能源發電互補平衡。

利用大數據、云計算、“互聯網+”等先進技術，開展流域綜合監測，建立以水電為主的西南調度監控模型，實現跨流域跨區域的統籌優化調度以及四川和云南等周邊省區的水電枯平豐調節。

加快微電網、儲能、智慧能源、新型調相機等關鍵技術攻關和應用。

充分挖掘現有跨省跨區輸電通道輸送能力，在滿足系統運行安全、受端地區用電需求的前提下，減少網絡冗余，提高線路運行效率和管理水平，對可再生能源電力實際輸送情況開展監測評估。

充分利用已有跨省跨區輸電通道優先輸送水電、風電和太陽能發電。

在進行一定周期的監測評估基礎上，明確可再生能源電力與煤電聯合外送輸電通道中可再生能源占總輸送電量的比重指標。

電源：

可再生能源棄電嚴重地區要切實完成2017年淘汰、停建、緩建煤電任務。

根據電力供需形勢變化，繼續做好防范化解煤電產能過剩風險后續任務分解，確保2020年全國投產煤電裝機控制在11億千瓦以內。

堅持集中式與分布式并舉，統籌可再生能源電力開發建設與市場消納，積極支持中東部分散資源的開發，合理把握限電嚴重地區可再生能源電力發展節奏，督促各地區嚴格執行風電、光伏發電投資監測預警機制。

實行可再生能源電力消納預警機制，國家能源局對各地區年度可再生能源電力限電情況進行評估，在確保限電比例下降的前提下合理確定年度新增建設規模。

充分發揮龍頭水庫作用，提高西南水電流域梯級水電站的調節能力，加快建設雅礱江兩河口、大渡河雙江口水電站。

在統籌考慮金沙江中游龍盤水電站涉及少數民族、文化保護和生態環保問題的基礎上，積極推進相關前期工作。

2017年，“三北”地區開展1635萬千瓦火電靈活性示范項目改造，增加系統調峰能力480萬千瓦，并繼續擴大火電機組靈活性改造范圍，大幅提升火電調峰能力。

認定一批火電機組作為可再生能源消納調峰機組，在試點示范的基礎上，落實火電機組深度調峰補償機制，調動火電機組調峰積極性。

按照經濟技術合理原則，“十三五”期間開工抽水蓄能電站共計約6000萬千瓦，其中“三北”地區約2800萬千瓦。

在華北、華東、南方等地區建設一批天然氣調峰電站，新增裝機500萬千瓦以上。

消納：

合理引導自備電廠履行社會責任，參與可再生能源電力消納，并通過市場化手段對調峰成本給予經濟補償，使其在可再生能源電力限電時段積極主動壓減發電出力。

同時，充分發揮政府宏觀調控作用，采取統籌管理、市場交易和加強監管相結合的措施，深入挖掘自備電廠調峰潛力，有效促進可再生能源電力消納。

有關省級電網企業要制定企業自備電廠參與系統調峰的技術方案，在有關省級政府的支持下將自備電廠納入電網統一調度運行。

新疆、甘肅要把企業自備電廠減少出力、參與系統調峰作為解決其嚴重棄風棄光問題的一個重要途徑。

鼓勵各地區組織建設可再生能源消納產業示范區，促進可再生能源電力就近利用。

結合增量配電網改革試點，擴大可再生能源電力消費，積極開展新能源微電網建設，鼓勵發展以消納可再生能源等清潔能源為主的微電網、局域網、能源互聯網等新模式，提高可再生能源、分布式電源接入及消納能力，推動可再生能源分布式發電發展。

開展分布式發電市場化交易試點，分布式可再生能源在同一配電網內通過市場化交易實現就近消納。

鼓勵可再生能源富集地區布局建設的電力制氫、大數據中心、云計算中心、電動汽車及配套設施等優先消納可再生能源電力。

重點在居民采暖、生產制造、交通運輸、電力供應與消費四個領域，試點或推廣電采暖、各類熱泵、工業電鍋爐（窯爐）、農業電排灌、船舶岸電、機場橋載設備、電蓄能調峰等電力消納和利用設施。

“十三五”期間全國實現電能替代電量4500億千瓦時。

挖掘電力需求側管理潛力，建立需求側參與市場化輔助服務補償機制，培育靈活用電負荷，引導負荷跟隨系統出力調整，有效減少棄電率。

鼓勵出臺促進可中斷、可調節的負荷政策，適當拉大峰谷差價，提高用戶消納可再生能源電力的積極性。

加快推廣綜合性儲能應用，加快推進電動汽車智能充放電和靈活負荷控制，提升需求側對可再生能源發電的響應能力。

發揮電能負荷集成商作用，整合分散需求響應資源，建立用于可再生能源電力消納的虛擬電廠。

在風能、太陽能和水能資源富集地區，積極推進各種類型電供熱替代燃煤供熱。

推廣碳晶、石墨烯發熱器件、電熱膜等分散式電供暖，重點利用低谷電力發展集中電供熱，鼓勵建設具備蓄熱功能的電供熱設施，因地制宜推廣可再生能源電力與地熱能、生物質能、太陽能結合的綜合性綠色供熱系統。

鼓勵風電等可再生能源電力富集地區開展可再生能源電力供暖專項交易，實現可再生能源電力消納與北方地區清潔供暖相互促進。

市場與政策：

圍繞日內分時電價形成機制，啟動南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等第一批電力現貨市場試點，逐步構建中長期交易與現貨市場相結合的電力市場體系。

在電力市場機制設計和交易規則制定中，要將共同承擔可再生能源利用責任作為重要內容。

總結東北電力輔助服務試點經驗，完善電力調峰輔助服務補償機制，建立風光水火協調運行的激勵機制。

充分銜接發用電計劃有序放開與可再生能源發電保障性收購機制，有序放開省級區域內發用電計劃及用戶和售電企業的省外購電權，組織電力企業拓展合同電量轉讓交易，豐富電力市場建設過渡階段的交易品種。

研究電力受端市場激勵政策。研究做好可再生能源電力消納與碳排放、節能減排、能源消費總量控制等各種考核政策的銜接。

積極開展上網側峰谷分時電價試點和可再生能源就近消納輸配電價試點，鼓勵各類用戶消納可再生能源電量。

抓緊對跨省跨區輸電工程開展成本監審和重新核定輸電價格，在發電計劃完全放開前，允許對超計劃增量送電輸電價格進行動態調整。

抓緊完善各省（自治區、直轄市）輸配電價格，加強對各地區輸配電價日常監管，并指導個別地區適時合理調整輸配電價結構，允許在監管周期內保持電價整體水平不變情況下，動態調整各電壓等級輸電價格。