11月13日下午，国家发改委和国家能源局联合印发了《解决弃水弃风弃光问题实施方案的通知》，明确提出：到 2020 年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。
通知也为2017年各地可再生能源消纳定出了具体目标：
甘肃、新疆弃风率降至 30%左右，吉林、黑龙江和内蒙古弃风率降至 20%左右。
云南、四川水能利用率力争达到 90%左右。
甘肃、新疆弃光率降至 20%左右，陕西、青海弃光率力争控制在310%以内。
其它地区风电和光伏发电年利用小时数应达到国家能源局 2016 年下达的本地区最低保障收购年利用小时数，或弃风率低于 10%、 弃光率低于 5%。
“三弃”问题一直是我国可再生能源发展道路上的“拦路虎”，是可再生能源综合利用的关键瓶颈所在。可再生能源多受到资源、地域等条件限制，大规模建设只能在资源富集区如“三北”、西南等地区开展，而这些地区由于受经济发展制约，往往电力市场需求也相对较低。再加上“三北”地区电源结构以煤电为主，燃煤热电机组比重高达56%，采暖期供热机组“以热定电”运行，导致大量可再生能源电力不能就地消纳，外送通道的规划建设相对滞后，弃水、弃风、弃光问题相当严重。
图1.2011-2016年全国弃风率统计
全国77%的风电装机分布在东北、西北和华北等三北地区，2011-2017年前三季度，全国累计“弃风”电量达到1500亿千瓦时。弃风造成的资源浪费使投资开发商利益受损，资金压力也使整个产业链现金流紧张，一定程度上阻碍了技术进步和产业升级。
图2. 2012-2016年四川省弃水电量（单位：亿千瓦时）
以水电发电量最多的四川省为例，“十二五”期间，四川弃水电量约300亿千瓦时，云南则高达410亿千瓦时。根据估算，四川弃水电量将于2020年达到最大值，约350亿千瓦时，占当年水电发电量的8.64%。2017年将成为四川水电弃水最为严重的年份，约190亿-200亿千瓦时，占当年水电发电量的5.18%-5.45%。水电外送通道完全打通预计要到2020年以后。
图3. 2013-2017三季度全国弃光电量
集中式光伏电站颇受投资青睐，大批电站项目集中上马，而供需关系和消纳侧问题没有得到统一规划和跟进，大面积弃光现象主要集中在甘肃、新疆、宁夏等地区，这也是三北地区乃至全国新能源消纳现状的缩影。此外分布式光伏电站接网也受到限制。
到2020年，全国非化石能源消费比重将达到15%，到2030年达到20%。为了实现这一目标，提高可在生能源消费比例，首先就要加大力度解决弃风、弃风、弃水的问题。国家能源局安排下一步完善可再生能源开发利用机制，全面树立能源绿色消费理念，完善可再生能源开发利用目标监测评价制度，实行可再生能源电力配额制，落实可再生能源优先发电，推进可再生能源电力参与市场化交易。
在具体实施上将着重从以下工作入手：
充分发挥电网关键平台作用
1. 提升可再生能源电力输送水平
2017年，“三北”地区投产晋北至南京、酒泉至湖南、锡盟至泰州、扎鲁特-青州直流输电工程，西南地区投产川渝第三通道。2018 年，“三北”地区投产准东-皖南、上海庙至山东直流输电工程，西南地区投产滇西北-广东直流输电工程。“十三五”后期加快推进四川水电第四回外送输电通道以及乌东德水电站、白鹤滩水电站和金沙江上游水电外送输电通道建设。研究提高哈密一郑州、酒泉一湖南等以输送可再生能源为主要功能的特高压输电通道输送能力。
2. 完善跨区域可再生能源电力调度技术支持体系
对西南地区水电等可再生能源发电集中的区域，建立覆盖全区域的中长期与短期相结合的发电预测预报体系。国家电网公司、南方电网公司等电网企业要联合共享相关信息，形成全国性的可再生能源电力发输用监测调配平台。
3. 优化电网调度运行
利用大数据、云计算、“互联网+”等先进技术，开展流域综合监测，建立以水电为主的西南调度监控模型，实现跨流域跨区域的统筹优化调度以及四川和云南等周边省区的水电枯平丰调节。加快微电网、储能、智慧能源、新型调相机等关键技术攻关和应用。
4. 提高现有输电通道利用效率
对可再生能源电力实际输送情况开展监测评估。充分利用已有跨省跨区输电通道优先输送水电、风电和太阳能发电。在进行一定周期的监测评估基础上，明确可再生能源电力与煤电联合外送输电通道中可再生能源占总输送电量的比重指标。
加快优化电源结构与布局
1. 统筹煤电与可再生能源电力发展
可再生能源弃电严重地区要切实完成 2017年淘汰、停建、缓建煤电任务。根据电力供需形势变化，继续做好防范化解煤电产能过剩风险后续任务分解，确保2020年全国投产煤电装机控制在11亿千瓦以内。
2. 优化可再生能源电力发展布局
坚持集中式与分布式并举，统筹可再生能源电力开发建设与市场消纳，积极支持中东部分散资源的开发，合理把握限电严重地区可再生能源电力发展节奏，督促各地区严格执行风电、光伏发电投资监测预警机制。实行可再生能源电力消纳预警机制。
3. 加快龙头水库电站建设统筹流域运行协调
加快建设雅砻江两河口、大渡河双江口水电站。积极推进金沙江中游龙盘水电站相关前期工作。
4. 切实提高电力系统调峰能力
2017 年，“三北”地区开展 1635 万千瓦火电灵活性示范项目改造，增加系统调峰能力 4809万千瓦。 认定一批火电机组作为可再生能源消纳调峰机组， 在试点示范的基础上， 落实火电机组深度调峰补偿机制。按照经济技术合理原则，“十三五”期间开工抽水蓄能电站共计约 6000 万千瓦，其中“三北”地区约2800万千瓦。在华北、华东、南方等地区建设一批天然气调峰电站，新增装机 500 万千瓦以上。
多渠道拓展可再生能源电力本地消纳
1. 推行自备电厂参与可再生能源电力消纳
新疆、甘肃要把企业自备电厂减少出力、参与系统调峰作为解决其严重弃风弃光问题的一个重要途径。鼓励各地区组织建设可再生能源消纳产业示范区。
2. 拓展电网消纳途径和模式
开展分布式发电市场化交易试点。
3. 加快实施电能替代
2017 年，“三北”地区完成电能替代 450亿千瓦时，加快推动四川、云南电能替代，鼓励实施煤改电，扩大本地电力消费途径。“十三五”期间全国实现电能替代电量4500亿千瓦时。
4. 提升电力需求侧响应能力
加快推广综合性储能应用，加快推进电动汽车智能充放电和灵活负荷控制。建立用于可再生能源电力消纳的虚拟电厂。
5. 大力推广可再生能源电力供热
因地制宜推广可再生能源电力与地热能、生物质能、太阳能结合的综合性绿色供热系统。 鼓励开展可再生能源电力供暖专项交易。
加快完善市场机制与政策体系
1. 加快电力市场建设步伐
围绕日内分时电价形成机制，启动南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、 四川、甘肃等第一批电力现货市场试点，并将共同承担可再生能源利用责任作为重要内容。
2. 建立可再生能源电力消纳激励机制
有序放开省级区域内发用电计划及用户和售电企业的省外购电权，组织电力企业拓展合同电量转让交易。
3. 完善可再生能源发电价格形成机制
积极开展上网侧峰谷分时电价试点和可再生能源就近消纳输配电价试点， 鼓励各类用户消纳可再生能源电量。抓紧对跨省跨区输电工程开展成本监审和重新核定输电价格。抓紧完善各省（自治区、直辖市）输配电价格，允许动态调整。
强化组织实施保障
1.落实责任主体
国家发展改革委、国家能源局负责可再生能源消纳工作总体方案的制定和协调。地方能源管理部门制定政策措施；弃水弃风弃光严重地区能源管理部门制定本区域可再生能源电力消纳专项方案；具备消纳空间的跨省跨区输电通道受端省（自治区、直辖市）要制定本地区扩大可再生能源电力消纳的目标。电网企业要高度重视、积极整合各方面资源扩大可再生能源电力输送和消纳利用。
2. 明确工作机制
各省（自治区、直辖市）能源管理部门于每年一月底前向国家发展改革委、国家能源局报送上年度可再生能源电力消纳情况，提出当年可再生能源电力消纳目标和具体措施。论证评估后确定当年指标。国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司要按年度组织编制区域可再生能源电力消纳工作方案报送。各能源管理和监管机构加强监督。
3. 强化监测评价
国家能源局对各省（自治区、直辖市）可再生能源电力消纳情况进行监测，并按年度公布监测评价结果，对弃水弃风弃光严重地区按月监测、按季评估、按年预警。（作者：梁伟）
