弃风弃水困扰可再生能源发展。我国已成为全球可再生能源利用规模最大的国家。2015年底，可再生能源装机总容量4.89亿千瓦，占总装机比重的32.5%，较2010年提高6个百分点，其中，水电、风电、太阳能发电装机规模分别增长1.4倍、4倍和168倍。但在强劲增长的同时，可再生能源发展也遭遇了"成长的烦恼"，并且呈加剧之势。
其一，弃风持续恶化。2015年全国平均弃风率15%，比2014年提高近一倍，接近弃风最严重的2012年水平，全国停用的风电设备造成直接经济损失超过160亿元。西北成为"重灾区"，甘肃和新疆2015年弃风率高达39%、32%，比2014年分别上升28、17个百分点，合计弃风电量153亿千瓦时，几乎可供北京城乡居民用1年。今年上半年，西北地区弃风电量155.3亿千瓦时，超过去年全年，新疆、甘肃弃风率仍然高达47%和45%。
其二，弃水问题短期无解。在西南地区，汛期弃水严重，四川省2015年调峰弃水电量102亿千瓦时，总弃水电量约200亿千瓦时，今年预计增加到300亿千瓦时；云南省2015年来水偏少，弃水电量151亿千瓦时，今年预计增加到400亿千瓦时。川滇合计弃水电量占这两个水电大省水电总发电量的7.7%。由于这些区域还有较大的在建规模，弃水问题短期内破解无望。
煤电产能过剩导致发展空间大大压缩。近年来，电力需求特别是重化工业用电增速放缓，火电市场持续萎缩，全国火电发电量2014年同比下降0.7%，2015年同比下降1.68%，自改革开放以来首次出现年度负增长。全国火电设备平均利用小时直线下降，从2011年的5305小时降到2014年的4706小时，为上一轮低谷（1999年）以来的年度最低值；2015年降至4364小时，为1969年以来的年度最低值；今年上半年同比降低194小时，全年再创新低已成定局。然而与此同时，煤电投资和规划建设规模较电力需求仍然偏大，装机增长大幅高于发电量增速，2015年煤电投资比上年增长11.83%，煤电装机增长7.02%，达到8.84亿千瓦，今年上半年新增发电装机中煤电占比仍达47.6%，且同比多投产367万千瓦。为此，国家密集出台调控"组合拳"，实施"三个一批"、风险预警、淘汰落后产能、开展专项监管等，督促放缓煤电核准及建设步伐，促进煤电有序发展。随着煤电发展严格受限，企业投资节奏和策略纷纷调整，煤电在电力系统中的定位将由电量型电源向电力型电源转变。
光伏发电大规模快速发展难以为继。我国光伏产业近年逐步走出低谷，呈现稳中向好和有序发展局面，并网光电容量增长连续两年超过60.66%，2015年达到4218万千瓦，是2010年的165倍，占全球光电总装机的20%，成为继水电、风电之后规模第三大可再生能源。但仍然面临技术、市场、政策等诸多方面的问题，需要认真审视、调整和提高。
其一，核心技术缺乏。我国光伏产业技术创新能力不强，关键技术装备和材料发展缓慢，太阳能电池及组件的效率和质量水平、高纯度硅的技术开发大大落后于发达国家。
其二，产品市场对外依存度过高。目前我国光伏产业原料进口与产品出口的比例达70%以上，光伏生产企业所需高端生产设备也需从国外进口，仍然属于典型的"两头在外"，受制于人。而欧洲市场早在2011年就逐渐饱和，产能已达到需求量的3倍。
弃风弃水的原因，从表面上看是水电、风电项目集中投产，配套电网规划建设滞后，或者外送通道建设不足。究其根源，反映出我国电力统一规划弱化，总体规划不足，可再生能源发电仅以资源论规划，与电网规划衔接不够，与其他电源规划协调不够，"十二五"电网规划甚至没有出台。此外，也与电力系统缺乏灵活调节能力、电网调度手段单一、发电设备性能不高密切相关。
煤电产能过剩源于煤电装机增长与电力需求增长不匹配，非化石能源发电比重快速上升，煤电调峰压力加大，电源发展进入"阵痛期"，此消彼长在所难免。同时，还归咎于长期以来发电投资市场存在的恶性竞争、过度发展和非理性投资，症结则在于规划缺位、监管不力、市场无序。在某种程度上，这也是我国经济步入新常态，电力供需形势发生变化的必然结果。
光伏发电产业存在的问题，主要来自于能源转型战略落实不到位，缺乏清晰战略目标和发展路径。光电在可再生能源产业中的定位也存在偏差，统筹规划缺乏，"高成本、高补贴"的发展模式不可持续。光伏产业和应用市场的衔接不到位，导致供需失衡。
（一）加强电力统一规划、科学预警和有效监管
规划科学是最大的效益，规划失误是最大的浪费，规划折腾是最大的忌讳。我国能源资源分布、电力工业自身特性和历史经验教训等都凸显出统一规划的重要性、必要性和紧迫性。
一是强化规划约束引领。加强电力发展战略规划，完善规划机制，科学合理编制，权威公开发布，严肃认真实施，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，实现源、网、荷协调发展。加强全国电力规划的指导性，省级服从全国，下级服 从上级，保证各级规划有序衔接、协调统一。坚持规划指导项目，推行规划内项目公开招标制，建立各类项目同步审批的联席会议制度。建立规划实施检查、监督、评估、考核等工作机制，保障规划刚性实施和有效执行。
二是注重风险预警。健全电源项目规划建设风险预警机制，定期向社会公开发布预警信息，引导地方政府和发电企业科学控制电源项目规划建设节奏，尽力避免出现装机冗余。电源建设的当务之急是，政府要降温，企业要淡定，尊重市场、理性投资。
（二）转变可再生能源发展方式
我国已初步明确"十三五"时期可再生能源发展目标，到2020年，力争风力发电达到2.5亿千瓦，光伏发电达到1.5亿千瓦，光热发电达到500万千瓦。
一是调整发展思路。风电和光伏发电发展应从单纯追求"集中大规模开发"向"分散与集中、大中小相结合"方向转变，鼓励中东部地区分散、分布式开发。坚持因地制宜，推动多能互补，加强综合利用。调整可再生能源电价和补贴政策，使其发展规模与能源需求、财政补贴能力、电价承受能力和市场消纳能力等协调一致。实施配额制和绿色证书交易制度。
二是推进技术升级。实施水风光互补、风光储互补，探索氢储能、热储能等，推动可再生能源高效利用技术、储能技术进步。建设光热发电示范项目，攻克关键技术装备，推动产业化发展。加强大数据、云计算等互联网技术运用，提升新能源的自我调节性能。
三是加强运营管理。围绕水电经济运行，加强降雨、来水预报，动态优化水库调度，加强水头水耗管理，创新市场营销，研究消纳市场，完善经济运行管控体系和对标体系。围绕风电运行管理，加强日常维护检修，提高风功率预测能力，加强技术攻关，延长风机寿命。
（三）推动煤电有序发展
煤炭是我国的主体能源和重要工业原料，煤电在较长时间内仍是我国电力供应的主力电源，实现煤电行业有序发展对电力工业转型升级、经济平稳增长意义重大。
一是转变发展方式。认真践行创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，把煤电发展的重心从单纯追求"装机增长速度"向追求"质量与速度并重"转变，从增量扩能为主向系统优化、提质增效转变，坚持调整存量、做优增量并举，切实提升煤电发展的质量和效益。
二是把握发展节奏。落实国家"取消一批、缓核一批、缓建一批"等措施，严格控制新开工及投产规模，留出足够空间消化过剩产能。严格实施国有企业违规经营投资责任追究制度，抓典型、真问责、强约束，真正纠正电力行业长期以来存在的恶性竞争、过度发展痼疾。
（四）优化电力系统调度运行
供给侧改革离不开需求管理的配合，改进电力需求侧管理必须挖掘需求潜力，优化调度运行，保持供给和需求的动态平衡。
一是扩大可再生能源消纳市场。结合规划尽快明确云南、四川和"三北"地区等可再生能源基地的跨省区消纳输电通道。加快电力输送通道建设，提升外送能力，提升利用效率，确保输送容量，促进可再生能源在全国范围优化配置。加快电能替代，挖掘需求侧潜力，实现电力增供扩销，淘汰高污染、低效率的用能方式，提高消纳可再生能源发电能力。
二是优化调度运行。改变电力运行调度传统的"计划"方式，优先调度新能源。严格执行可再生能源发电全额保障性收购政策，落实保障性收购电量。将水电纳入可再生能源电力配额和强制消纳保障范畴，构建合理的市场交易方式、价格补偿和碳排放交易机制。
三是完善辅助服务机制。建立系统调峰调频等辅助服务补偿机制或辅助服务市场，调动各类机组参与辅助服务市场的积极性，提高系统对非化石能源发电消纳能力。完善可再生能源跨区辅助服务机制，明确规定东、南部发达省份对西部富余可再生能源电量的接纳义务，并对受电方进行一定的经济补偿。
作者系中国国电集团公司党组成员、副总经理
弃风弃水困扰可再生能源发展。我国已成为全球可再生能源利用规模最大的国家。2015年底，可再生能源装机总容量4.89亿千瓦，占总装机比重的32.5%，较2010年提高6个百分点，其中，水电、风电、太阳能发电装机规模分别增长1.4倍、4倍和168倍。但在强劲增长的同时，可再生能源发展也遭遇了"成长的烦恼"，并且呈加剧之势。
其一，弃风持续恶化。2015年全国平均弃风率15%，比2014年提高近一倍，接近弃风最严重的2012年水平，全国停用的风电设备造成直接经济损失超过160亿元。西北成为"重灾区"，甘肃和新疆2015年弃风率高达39%、32%，比2014年分别上升28、17个百分点，合计弃风电量153亿千瓦时，几乎可供北京城乡居民用1年。今年上半年，西北地区弃风电量155.3亿千瓦时，超过去年全年，新疆、甘肃弃风率仍然高达47%和45%。
其二，弃水问题短期无解。在西南地区，汛期弃水严重，四川省2015年调峰弃水电量102亿千瓦时，总弃水电量约200亿千瓦时，今年预计增加到300亿千瓦时；云南省2015年来水偏少，弃水电量151亿千瓦时，今年预计增加到400亿千瓦时。川滇合计弃水电量占这两个水电大省水电总发电量的7.7%。由于这些区域还有较大的在建规模，弃水问题短期内破解无望。
煤电产能过剩导致发展空间大大压缩。近年来，电力需求特别是重化工业用电增速放缓，火电市场持续萎缩，全国火电发电量2014年同比下降0.7%，2015年同比下降1.68%，自改革开放以来首次出现年度负增长。全国火电设备平均利用小时直线下降，从2011年的5305小时降到2014年的4706小时，为上一轮低谷（1999年）以来的年度最低值；2015年降至4364小时，为1969年以来的年度最低值；今年上半年同比降低194小时，全年再创新低已成定局。然而与此同时，煤电投资和规划建设规模较电力需求仍然偏大，装机增长大幅高于发电量增速，2015年煤电投资比上年增长11.83%，煤电装机增长7.02%，达到8.84亿千瓦，今年上半年新增发电装机中煤电占比仍达47.6%，且同比多投产367万千瓦。为此，国家密集出台调控"组合拳"，实施"三个一批"、风险预警、淘汰落后产能、开展专项监管等，督促放缓煤电核准及建设步伐，促进煤电有序发展。随着煤电发展严格受限，企业投资节奏和策略纷纷调整，煤电在电力系统中的定位将由电量型电源向电力型电源转变。
光伏发电大规模快速发展难以为继。我国光伏产业近年逐步走出低谷，呈现稳中向好和有序发展局面，并网光电容量增长连续两年超过60.66%，2015年达到4218万千瓦，是2010年的165倍，占全球光电总装机的20%，成为继水电、风电之后规模第三大可再生能源。但仍然面临技术、市场、政策等诸多方面的问题，需要认真审视、调整和提高。
其一，核心技术缺乏。我国光伏产业技术创新能力不强，关键技术装备和材料发展缓慢，太阳能电池及组件的效率和质量水平、高纯度硅的技术开发大大落后于发达国家。
其二，产品市场对外依存度过高。目前我国光伏产业原料进口与产品出口的比例达70%以上，光伏生产企业所需高端生产设备也需从国外进口，仍然属于典型的"两头在外"，受制于人。而欧洲市场早在2011年就逐渐饱和，产能已达到需求量的3倍。
弃风弃水的原因，从表面上看是水电、风电项目集中投产，配套电网规划建设滞后，或者外送通道建设不足。究其根源，反映出我国电力统一规划弱化，总体规划不足，可再生能源发电仅以资源论规划，与电网规划衔接不够，与其他电源规划协调不够，"十二五"电网规划甚至没有出台。此外，也与电力系统缺乏灵活调节能力、电网调度手段单一、发电设备性能不高密切相关。
煤电产能过剩源于煤电装机增长与电力需求增长不匹配，非化石能源发电比重快速上升，煤电调峰压力加大，电源发展进入"阵痛期"，此消彼长在所难免。同时，还归咎于长期以来发电投资市场存在的恶性竞争、过度发展和非理性投资，症结则在于规划缺位、监管不力、市场无序。在某种程度上，这也是我国经济步入新常态，电力供需形势发生变化的必然结果。
光伏发电产业存在的问题，主要来自于能源转型战略落实不到位，缺乏清晰战略目标和发展路径。光电在可再生能源产业中的定位也存在偏差，统筹规划缺乏，"高成本、高补贴"的发展模式不可持续。光伏产业和应用市场的衔接不到位，导致供需失衡。
（一）加强电力统一规划、科学预警和有效监管
规划科学是最大的效益，规划失误是最大的浪费，规划折腾是最大的忌讳。我国能源资源分布、电力工业自身特性和历史经验教训等都凸显出统一规划的重要性、必要性和紧迫性。
一是强化规划约束引领。加强电力发展战略规划，完善规划机制，科学合理编制，权威公开发布，严肃认真实施，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，实现源、网、荷协调发展。加强全国电力规划的指导性，省级服从全国，下级服 从上级，保证各级规划有序衔接、协调统一。坚持规划指导项目，推行规划内项目公开招标制，建立各类项目同步审批的联席会议制度。建立规划实施检查、监督、评估、考核等工作机制，保障规划刚性实施和有效执行。
二是注重风险预警。健全电源项目规划建设风险预警机制，定期向社会公开发布预警信息，引导地方政府和发电企业科学控制电源项目规划建设节奏，尽力避免出现装机冗余。电源建设的当务之急是，政府要降温，企业要淡定，尊重市场、理性投资。
（二）转变可再生能源发展方式
我国已初步明确"十三五"时期可再生能源发展目标，到2020年，力争风力发电达到2.5亿千瓦，光伏发电达到1.5亿千瓦，光热发电达到500万千瓦。
一是调整发展思路。风电和光伏发电发展应从单纯追求"集中大规模开发"向"分散与集中、大中小相结合"方向转变，鼓励中东部地区分散、分布式开发。坚持因地制宜，推动多能互补，加强综合利用。调整可再生能源电价和补贴政策，使其发展规模与能源需求、财政补贴能力、电价承受能力和市场消纳能力等协调一致。实施配额制和绿色证书交易制度。
二是推进技术升级。实施水风光互补、风光储互补，探索氢储能、热储能等，推动可再生能源高效利用技术、储能技术进步。建设光热发电示范项目，攻克关键技术装备，推动产业化发展。加强大数据、云计算等互联网技术运用，提升新能源的自我调节性能。
三是加强运营管理。围绕水电经济运行，加强降雨、来水预报，动态优化水库调度，加强水头水耗管理，创新市场营销，研究消纳市场，完善经济运行管控体系和对标体系。围绕风电运行管理，加强日常维护检修，提高风功率预测能力，加强技术攻关，延长风机寿命。
（三）推动煤电有序发展
煤炭是我国的主体能源和重要工业原料，煤电在较长时间内仍是我国电力供应的主力电源，实现煤电行业有序发展对电力工业转型升级、经济平稳增长意义重大。
一是转变发展方式。认真践行创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，把煤电发展的重心从单纯追求"装机增长速度"向追求"质量与速度并重"转变，从增量扩能为主向系统优化、提质增效转变，坚持调整存量、做优增量并举，切实提升煤电发展的质量和效益。
二是把握发展节奏。落实国家"取消一批、缓核一批、缓建一批"等措施，严格控制新开工及投产规模，留出足够空间消化过剩产能。严格实施国有企业违规经营投资责任追究制度，抓典型、真问责、强约束，真正纠正电力行业长期以来存在的恶性竞争、过度发展痼疾。
（四）优化电力系统调度运行
供给侧改革离不开需求管理的配合，改进电力需求侧管理必须挖掘需求潜力，优化调度运行，保持供给和需求的动态平衡。
一是扩大可再生能源消纳市场。结合规划尽快明确云南、四川和"三北"地区等可再生能源基地的跨省区消纳输电通道。加快电力输送通道建设，提升外送能力，提升利用效率，确保输送容量，促进可再生能源在全国范围优化配置。加快电能替代，挖掘需求侧潜力，实现电力增供扩销，淘汰高污染、低效率的用能方式，提高消纳可再生能源发电能力。
二是优化调度运行。改变电力运行调度传统的"计划"方式，优先调度新能源。严格执行可再生能源发电全额保障性收购政策，落实保障性收购电量。将水电纳入可再生能源电力配额和强制消纳保障范畴，构建合理的市场交易方式、价格补偿和碳排放交易机制。
三是完善辅助服务机制。建立系统调峰调频等辅助服务补偿机制或辅助服务市场，调动各类机组参与辅助服务市场的积极性，提高系统对非化石能源发电消纳能力。完善可再生能源跨区辅助服务机制，明确规定东、南部发达省份对西部富余可再生能源电量的接纳义务，并对受电方进行一定的经济补偿。
作者系中国国电集团公司党组成员、副总经理
