甘肃省发展改革委、内蒙古经信委、吉林省能源局：

报来《甘肃省发展和改革委员会关于上报<甘肃省扩大新能源消纳试点方案>的报告》（甘发改商价[2015]1192号）、《关于上报<内蒙古自治区新能源就近消纳试点方案>的报告》（内经信电力字[2016]5号）和《吉林省能源局关于开展可再生能源就近消纳试点的请示》（吉能电力[2015]208号）收悉。经研究，现函复如下：

一、同意甘肃省、内蒙古自治区、吉林省开展可再生能源就近消纳试点。原则同意《甘肃省扩大新能源消纳试点方案》、《内蒙古自治区新能源就近消纳试点方案》和《吉林省可再生能源就近消纳试点工作方案》，请试点地区按照修改后方案（附后）执行。

二、准确把握可再生能源就近消纳试点的外延和内涵。可再生能源就近消纳，是指通过扩大用电需求、完善输配电价政策、促进市场化交易等方式，提高本地可再生能源消纳能力。可再生能源就近消纳试点的实施不影响跨省区消纳，请试点地区妥善处理好就近消纳试点与电力外送的关系，实现有机结合、相互促进。

三、注意结合当前和长远。试点地区在落实试点方案各项工作措施时，既要把握好中长期目标，也要认真做好年度工作安排。请结合试点方案，科学安排2016年工作要点及目标，确保“十三五”目标顺利实现。

四、积极推进市场化进程。试点地区在方案实施过程中，积极推进市场化进程，探索建立完善辅助服务机制促进可再生能源消纳，具备条件的地区可以尝试建立备用容量市场增加火电机组调峰积极性。

五、加强组织领导。请试点地区结合试点方案，明确牵头单位，细化任务分工，加强组织协调，形成部门合力，并积极做好与国家能源局派出机构可再生能源监管工作的有效衔接，保障试点各项工作顺利实施。

六、强化过程控制。试点地区在试点方案执行过程中，及时发现问题并灵活应对。对于涉及方面广、协调难度大的任务事项，及时报告，必要时国家发展改革委商有关部门予以协调解决。

附件：1.《甘肃省可再生能源就近消纳试点方案》

           2.《内蒙古自治区可再生能源就近消纳试点方案》

　　　3.《吉林省可再生能源就近消纳试点方案》

国家发展改革委办公厅

2016年4月5日

附件：1.《甘肃省可再生能源就近消纳试点方案》

为实施国家清洁能源发展战略和适应国家可再生能源基地建设需要，进一步发挥甘肃新能源资源优势，有效促进甘肃经济社会发展，探索符合甘肃实际的新能源消纳途径和渠道，根据《国家发展改革委办公厅关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》（发改办运行〔2015〕2554 号），特制订本试点方案。

一、甘肃可再生能源消纳现状

（一）甘肃可再生能源发展情况

2015 年，甘肃统调发电装机达到 4188 万千瓦，其中火电 1661万千瓦，水电 696 万千瓦，可再生能源装机 2682 万千瓦，占全省发电装机容量的 58%。其中，风电装机 1247 万千瓦，光伏装机 581 万千瓦。光电装机居全国首位，风电装机位于全国第二，甘肃新能源在全国地位重要。

2015 年全省统调发电量 1016 亿千瓦时，其中火电 562 亿千瓦时，水电 268 亿千瓦时，风电 127 亿千瓦时，光电 59 亿千瓦时。可再生能源发电量占总发电量的 44.7%。甘肃省河西走廊新能源基地是全国新能源基地之一，新能源开发建设规模大、速度快。2015 年与 2010 年相比，新能源装机增长近 11 倍，净增 1674 万千瓦；发电增长近 9 倍，净增 165 亿千瓦时。同期甘肃省总装机规模增长 167%，发电增长 40%。

（二）消纳可再生能源已采取的措施

甘肃充分利用可再生能源优势，大力发展可再生能源和配套装备产业，在可再生能源消纳方面进行了主动积极的探索和实践。

一是支持先进高载能产业参与直购电试点。为促进可再生能源消纳，甘肃将符合国家产业政策、环保政策的先进高载能产业纳入直购电范围，有力地促进了电力特别是新能源的消纳；

二是实行发电权替代。支持并组织新能源置换火电自备电厂发电，先后组织可再生能源置换兰州铝厂、酒钢公司等自备电厂发电，完成替代电量 13.7亿千瓦时；

三是千方百计扩大可再生能源外送，近三年来累计外送电量 130 亿千瓦时；

四是开展可再生能源与集中式电采暖企业直接交易，一个采暖期消纳可再生能源电量 428 万千瓦时。

（三）甘肃消纳可再生能源存在的突出问题

甘肃因地制宜，努力促进可再生能源的就地消纳和大力外送，但仍存在突出的矛盾和问题。

一是省内用电市场供大于求，可再生能源消纳不足。省内用电负荷增长较慢，装机负荷比已超过 3:1，富余发电能力 600 亿千瓦时。可再生能源装机增长迅速，截止 2015年底，风电装机同比增长 24%，光电装机同比增长 18%，可再生能源消纳空间相对不足；

二是电网外送通道不畅，可再生能源外送受限。目前，甘肃省尚未建成专用特高压电力外送电网通道，特别是河西新能源富集区网架相对薄弱，新能源电力外送能力有限；

三是新能源大而不强问题突出。2015 年,风电弃风率近 39%；光电弃光率 30%。可再生能源发展现状与发展要求存在很大差距。

二、扩大消纳的基本思路、原则和目标

（一）基本思路

充分利用甘肃省开展可再生能源就近消纳试点机遇，根据中央《关于进一步深化电力体制改革若干意见》的精神和相关配套政策，进一步落实国家可再生能源发展战略，立足甘肃可再生能源迅速发展的实际，围绕促进可再生能源与经济社会融合发展，以可再生能源就地消纳为核心，以河西地区消纳为重点，通过充分增加用电负荷、市场化交易、示范项目带动、政策支持等措施，努力扩大消纳渠道，促进甘肃经济社会协调健康发展。

（二）基本原则

一是突出增加负荷。努力挖掘本地和自身潜力，促进有效增加用电负荷，把调结构与消纳可再生能源有机结合起来。

二是突出互利共赢。消纳可再生能源要注重发电和用电、可再生能源和其它电源等多方面的利益调整，形成健康、持续、多赢局面。

三是突出安全有序。以电网安全为前提，促进电力电量平衡，有序促进可再生能源消纳。

（三）近期目标

通过直接交易和培育、引进电能替代市场，促进甘肃可再生能源消纳，推动经济社会协调发展。“十三五”期间，力争可再生能源出力达到合理水平。

三、主要措施

（一）促进可再生能源有序发展立足全省经济社会发展实际和未来发展规划，加强项目规划管理，促进可再生能源规范有序发展。

根据地方用电负荷，并结合全国新能源和可再生能源发展趋势和能源结构调整需求，确定甘肃省可再生能源发展规模，确保可再生能源建设规范有序，合理布局。加强全省电力市场平衡和电力综合统筹协调，综合考虑全省发、用电形势，努力建立市场化、规范化的电力电量平衡机制，确保可再生能源与其它电源协调、可持续发展。

（二）完善可再生能源消纳市场机制

加快推进《甘肃省电力体制改革实施方案》的落实工作，充分发挥市场机制作用，提高可再生能源消纳能力。

一是落实可再生能源优先调度机制。甘肃省电力公司要在确保电网安全运行的前提下，提出可再生能源发电的年度安排原则，促进可再生能源优先上网。努力实现规划内的可再生能源保障性收购；尽快建立提高可再生能源消纳的需求响应激励机制，强化预测管理，促进可再生能源多发多用。

二是建立有偿调峰机制。借鉴东北调峰辅助服务经验，加强调峰能力管理，开展深度调峰试验。探索完善可再生能源调度技术支持系统，充分挖掘系统调峰潜力，合理调整旋转备用容量；鼓励火电机组深度调峰，鼓励热电联产、自备电厂参与调峰，为可再生能源腾出更大发电空间。

三是建立可再生能源优先交易机制。安排可再生能源企业在同等竞价条件下优先开展直接交易，鼓励可再生能源多发满发；完善交易平台和交易机制，通过现货交易和中长期交易，丰富交易形式，及时组织可再生能源企业进行交易。鼓励可再生能源发电企业作为市场主体积极参与市场直接交易并逐步扩大交易范围和规模，年度优先安排可再生能源参与直接交易电量不低于 50 亿千瓦时。

（三）促进省内电能替代

积极调整各类用能结构，扩大终端消费环节电能对化石能源的替代。推进新能源与火电发电权交易置换，着力增加企业自备电厂消纳新能源比例，扩大替代酒钢、兰铝、金川公司、玉门石油公司等企业自备机组发电规模，到 2020 年可再生能源替代火电自备机组发电不低于 40 亿千瓦时。发挥电解铝、铁合金、电石、碳化硅等高载能产业优势，加强需求侧管理，支持符合产业政策和环保达标高载能企业提高负荷率，提高可再生能源消纳比例。完善用电价格政策，鼓励电能替代传统能源，通过典型示范，推广集中电采暖替代燃煤锅炉，引导各市县扩大新能源利用。探索光伏发电在扶贫、农业现代化和新型城镇化建设中的应用，推动用户侧储能应用试点。加快建设高速公路和社会公共停车区域充电换电设施建设，促进可再生能源汽车推广应用。

（四）运用价格政策促进可再生能源消纳

立足甘肃河西地区新能源基地的重要地位，充分发挥市场机制，引导用电方、发电方、供电方主动参与消纳可再生能源。探索建立发电侧峰谷分时电价、集中式电采暖等电价政策，支持可再生能源储能产业发展。推进输配电价改革，建立完善输配电价形成机制，探索制定区分输电距离的输配电价，促进新能源就近消纳。

（五）大力提高用电需求

发挥西部政策优惠措施，大力发展战略新兴产业，有效增加工业用电负荷。依托《中国制造 2025》战略和政策支持，发挥甘肃原材料工业在资源、人才、研发等方面比较优势，通过承接转移、技术引进和技术研究等方式，加快发展新材料工业，延长产业链，促进甘肃工业结构调整。根据甘肃环境容量，在化解产能过剩矛盾、安排产能置换指标和产业布局时，对甘肃给予重点倾斜。建立产业承接转移部省际联系机制，加强甘肃与东部的机制化交流和产能对接，推进产业承接转移。甘肃通过整合现有工业领域专项资金，以产业引导基金等方式每年安排不低于 5 亿元资金用于工业结构调整项目建设，安排 1 亿元资金支持新技术新产品研发。

（六）加强电网建设

积极开展可再生能源微电网建设试点，以分布式电源解决当地用电。增强技术和服务支撑，积极接纳可再生能源。推进甘肃智能电网发展，努力满足电源开发和用户需求，促进可再生能源充分消纳。在河西及甘肃中部可再生能源富集地区，依托当地煤电冶化产业链，逐步扩大可再生能源电力消纳比例，传统能源调峰配合，开展局域电网试点。

（七）营造良好的社会氛围

立足建立甘肃省国家能源战略基地目标，努力形成全省支持可再生能源发展，利用可再生能源服务经济社会发展的共识。要积极支持和倡导能源利用方式的变革，加强舆论引导和宣传教育，培育全社会消纳可再生能源的意识和行动，引导广大民众和社会团体为消纳可再生能源出谋划策、贡献智慧。

（八）组织保障

建立由甘肃省发展改革、工信、能源、能源监管和电网等部门企业组成的联席会议制度，结合《甘肃省电力体制改革实施方案》，明确目标、任务和责任，加强组织协调工作，统筹、有序提高全省可再生能源消纳水平。甘肃省发展改革（能源局）会同有关部门，指导省内有关市州，建立本地消纳可再生能源电力协调机制，省市上下联动，共同促进可再生能源有效消纳。

附件：2.《内蒙古自治区可再生能源就近消纳试点方案》

为加快内蒙古国家绿色能源基地建设，研究制定符合内蒙古实际的绿色能源就近消纳措施，按照国家发展改革委办公厅《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》（发改办运行〔2015〕2554 号）的要求，制订试点方案。

一、内蒙古可再生能源消纳现状

（一）内蒙古可再生能源发展情况

2015 年，内蒙古统调发电装机达到 10391 万千瓦，其中火电 7260万千瓦，水电 237 万千瓦，可再生能源装机 2894 万千瓦，可再生能源占全省发电装机容量的 27.85%。其中，风电装机 2425 万千瓦，光伏装机 469 万千瓦。风电装机居全国首位，光伏发电装机位于全国第四。

其中:蒙西电网风电装机 1498 万千瓦,光伏装机 412 万千瓦;蒙东电网风电装机 880 万千瓦,光伏装机 58 万千瓦。2015 年全区统调发电量 3920 亿千瓦时，其中火电 3420 亿千瓦时，水电 36 亿千瓦时，风电 408 亿千瓦时，光伏 57 亿千瓦时。可再生能源发电量占总发电量的 11.86%。

其中：蒙西电网总发电量 21352亿千瓦时，风电 254 亿千瓦时，光伏 50 亿千瓦时，可再生能源发电量占总发电量的 14.24%；蒙东电网总发电量 839 亿千瓦时，风电 144亿千瓦时，光伏 7 亿千瓦时，可再生能源发电量占总发电量的 18%内蒙古自治区作为全国重要的可再生能源基地之一，可再生能源开发建设规模大、速度快。

2015 年与 2010 年相比，可再生能源装机增长近 3 倍，净增 1926 万千瓦;发电量增长近 2.7 倍,净增 292 亿千瓦时。光伏装机实现了从无到有的突破；风电发电量增长近 2.4倍，净增 235 亿千瓦时。

（二）消纳可再生能源已采取的措施

1、蒙东地区

一是支持风电参与大用户直接交易试点。2014 年我委会同国家能源局东北监管局和内蒙古自治区发展和改革委员会联合印发了《内蒙古自治区东部地区电力用户与风电企业直接交易试点暂行办法（试行）》，准入华能通辽风力发电有限公司进行风电直接交易试点工作，当年完成交易电量 3400 万千瓦时，提高该风场利用小时数38 小时。在此基础上，2015 年我委继续扩大风电参与大用户直接交易规模，华能通辽风力发电有限公司完成交易电量 7500 万左右，呼伦贝尔地区新准入 6 户风电企业（13 个风场）参与直接交易，全年完成交易电量 2.07 亿千瓦时。

二是实行发电权替代。支持并组织可再生能源置换火电机组发3电，2015 年签订替代合同电量 1 亿千瓦时。

三是扩大可再生能源外送。2015 年可再生能源参与跨区跨省交易外送电量近 70 亿千瓦时，其中风电送华北 22 亿千瓦时、送辽宁省 48 亿千瓦时。

2、蒙西地区

一是将可再生能源纳入内蒙古电力多边交易市场，开展可再生能源直接交易。自治区经信委会同国家能源局华北能监管局联合印发了《内蒙古西部电网风电交易试点管理暂行办法》开展风电交易试点，同时下发了《内蒙古自治区经济和信息化委员会关于同意金风洁源风电场等 11 家风电企业参加蒙西地区风电交易试点的通知》（内经信电力字[2015]208 号）文件，准入市场风电装机容量 74 万千瓦，自 2015 年 6 月实施，全年交易电量预计 8 亿千瓦时。

二是开展跨省跨区低谷风电交易。为最大限度利用现有蒙西电网外送通道输送效率，实现风电资源在更大范围内消纳，开展了与华北电网公司跨省跨区低谷风电交易，在负荷低谷期增加蒙西电网风电送出电力，年交易电量在 15 亿千瓦时左右。

三是开展风电替代自备电厂发电试点工作。我委经与电网、发电等部门协商下发《关于实施风电替代自备电厂发电试点有关事宜的通知》（内经信电力字[2015]398 号），风电替代是发电权交易的特殊品种，在自备电厂运行方式不变的条件下，通过发电权交易降低4其发电出力，由风电替代发电，提高风电就近消纳水平，新增风电发电量。试点先从包铝等部分企业开始，预计月度增加风电消纳交易电量 3 亿千瓦时左右。

四是积极开展风电与供热企业、风电与抽水蓄能电站等交易品种研究工作。

（三）内蒙古可再生能源消纳存在问题

一是可再生能源新增装机容量与用电需求不匹配。截止 2015年底，全区电力装机同比增长 12.52%，风电装机同比增长 15.46%，光伏装机同比增长 65%，全区全社会用电量同比增长 5.22%。到今年年底，蒙西地区富余火电装机达到 1000 万千瓦，蒙东地区达到 600万千瓦。地区装机增速明显快于地区负荷增速，造成区内用电市场供大于求，可再生能源消纳不足。二是电网外送电通道建设滞后，可再生能源外送受阻。目前，我区已核准的三条特高压外送电通道与蒙西电网无电气联系，无法消纳存量可再生能源装机。受经济下滑及环境治理影响，区外受电市场需求下降，造成现有外送电量降低，影响可再生能源外送消纳。三是现行相关法律法规及电价政策不够完善，不利于可再生能源通过市场方式进行消纳。

二、扩大消纳的基本思路、原则和发展目标

（一）基本思路

根据中央《关于进一步深化电力体制改革若干意见》文件精神，5把握我区开展可再生能源就近消纳试点机遇，充分考虑我区可再生能源发展与经济结构特点，通过完善电力市场交易机制，扩大可再生能源参与市场范围，推动电能替代项目建设，推进新增负荷落地等多项措施，促进可再生能源就近消纳与社会经济发展融合共进。

（二）基本原则

一是促进改革。按照国家下发电力体制改革文件（中发﹝2015﹞9 号）及相关配套文件精神，结合地区实际，突出地区特色，加快开展可再生能源就近消纳工作。

二是保障安全。可再生能源就近消纳应以电网安全为前提，以加强输配电网为基础，有序促进可再生能源消纳。

三是大胆探索。在不断总结电力市场运行经验的基础上，积极开展适合可再生能源消纳的新交易品种研究工作，突破现存可再生能源消纳瓶颈，寻求符合地区实际的可再生能源消纳新途径。

（三）发展目标

到 2020 年，全区可再生能源就近消纳电量年均增长力争达到10 %。

三、主要措施

（一）促进可再生能源有序发展

目前，全区可再生能源装机 2894 万千瓦，占全部装机的 27.85%，其中：蒙西电网可再生能源装机 1910 万千瓦，占全部装机的 32.18%；6蒙东电网可再生能源装机 939 万千瓦，占全部装机的 34.28%。“十二五”期间，全区风电装机年均增长 19.38%，全区光伏装机实现从无到有的突破，2012-2015 年年均增长 198.75%；电网供电负荷年均增长 3.76%。可再生能源装机增速远远高于电网供电负荷增长，可再生能源与常规电源之间矛盾日益加剧，弃风率达到 15.5%。为保障可再生能源有序发展，“十三五”期间应根据全区经济社会发展规划和发展实际，强化规划管理，根据电网实际接纳能力与负荷增长速度确定可再生能源建设规模目标，稳步推进；到“十三五”末期，蒙西电网风电平均利用小时数保持在 2000 小时，光伏保持在 1500 小时；蒙东电网风电平均利用小时数保持在 1800 小时，光伏保持在 1400小时；可再生能源项目建设要有明确的消纳方向和空间。结合全区发、用电供需形势，建立政府控制可再生能源过快发展协调机制，抑制风电、光伏发电新建规模、速度，优先解决富裕装机容量，确保可再生能源与常规电源协调，发电与用电协调。

（二）落实可再生能源优先发电制度

保障纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源优先发电，科学制定年度电力电量平衡方案，为可再生能源消纳留足空间，风电、太阳能发电年度保障性计划电量高于同期实际发电量。鼓励保障性计划电量以外的部分参与市场竞争，交易机构和调度机构优先予以执行。

（三）进一步完善可再生能源消纳市场机制

落实《国家发展改革委 国家能源局关于改善电力运行促进清洁能源多发满发的指导意见》（发改运行〔2015〕518 号）精神，多措并举，完善市场机制，积极促进可再生能源消纳。

一是扩大可再生能源参与市场规模。修订《内蒙古自治区东部地区电力用户与风电企业直接交易试点暂行办法（试行）》，改变基于弃风电量参与直接交易的原则，鼓励清洁能源优先与用户直接交易，使得通辽、赤峰、兴安地区风电企业全部进入市场，充分挖掘本地区用电潜力，最大限度消纳清洁能源。有序推进呼伦贝尔地区风电交易工作，进一步完善呼伦贝尔地区风电参与市场规则。蒙西地区在现有交易品种基础上，及时总结风电参与市场经验，适时扩大风电参与多边交易市场的规模。

二是继续深入推进网内有偿调峰辅助服务管理。落实东北调峰辅助服务市场监管办法，充分运用利益补偿机制为可再生能源开拓市场空间。充分挖掘系统调峰潜力，合理调整旋转备用容量。鼓励火电机组深度调峰，鼓励热电联产、自备电厂参与调峰，为可再生能源腾出更大发电空间。

三是探索深化可再生能源替代火电机组发电机制。利用发电权替代交易，提高可再生能源消纳水平。风电机组替代自备机组发电，交易结算价格由风电企业与被替代方协商确定，根据系统情况酌情8考虑进行网损补偿；可再生能源替代常规火电机组计划内发电量，酌情考虑进行网损补偿，三方签订替代合同。

（四）促进开展电能替代

实现清洁能源的大规模开发、配置和高效利用，需尽快实现“两个替代”，即可再生能源替代传统能源和能源消费上实施电能替代。进一步完善电价政策，出台蒙西地区峰谷电价政策，鼓励电能替代传统能源，适时开展电采暖替代燃煤锅炉工作，引导各市县扩大可再生能源利用。加快充电换电设施建设，为可再生能源汽车推广应用创造基本条件。积极推动“以电代煤、以电代油”，提高电能在终端消费中的比重。继续深入推行风电供热项目试点。利用风电参与供热项目来增加风电消纳能力，解决电网低谷时段风电机组弃风问题。

（五）加强电网建设

进一步拓展内蒙古可再生能源消纳渠道，解决制约可再生能源电力送出的通道问题。推进蒙东统一电网建设，提高蒙东、蒙西配电网智能化水平，满足分布式可再生能源接网需求，增强技术和服务支撑，积极接纳可再生能源。

（六）加强交流合作

寻求加强国际间、区域间合作途径，借鉴国内外先进可再生能源就近消纳经验，不断完善我区可再生能源就近消纳试点工作。

四、组织保障

建立由内蒙古自治区经信委、华北、东北能源监管局、发展改革委、能源开发局和蒙西、蒙东电网公司等部门企业组成的协商机制，加强组织协调工作，统筹、有序提高全区可再生能源消纳水平。

附件：3.《吉林省可再生能源就近消纳试点方案》

为探索具有吉林特色的可再生能源消纳途径，促进可再生能源产业健康有序发展，充分发挥吉林省可再生能源资源优势，加速吉林省老工业基地振兴。根据《国家发改委 国家能源局关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》（发改运行〔2015〕518号）和国家发展改革委关于开展可再生能源就近消纳试点精神，制订本试点工作方案。

一、试点基础和面临的挑战

（一）吉林省可再生能源发展情况

吉林省可再生能源储量丰富，具备建设国家级清洁能源基地的条件。其中：风电可装机容量 5400 万千瓦，是国家确定的 9 个千万千瓦风电基地之一；太阳能多年平均日照时数为 2200-3000 小时，年太阳总辐射 5052 兆焦耳／平方米；秸秆资源密度高、分布集中，全省年产出量约 4000 万吨；同时，吉林省还是东北地区水能资源最丰富的地区。

截至 2015 年末，吉林省全口径装机容量 2611.47 万千瓦，其中：水电 377.23 万千瓦，火电 1783.44 万千瓦，风电 444.38 万千瓦，太阳能发电 6.7 万千瓦。2015 年，全口径发电量累计完成 704.462亿千瓦时，同比下降 7.1%。其中：水电 53.34 亿千瓦时，同比下降23.58%；火电 589.83 亿千瓦时，同比下降 6.32%；风电 60.28 亿千瓦时，同比增长 3.24%。

（二）可再生能源发展面临的主要问题

近年来，吉林省电力严重过剩，年富裕电量超过 400 亿千瓦时，供大于求的矛盾异常突出。全省热电联产机组装机容量达到1314.84 万千瓦，占燃煤火电装机的 74%，比全省统调最小负荷多800 万千瓦，比统调最大负荷多 400 万千瓦。进入供暖期后，电网调峰难度极大，即使热电联产机组全部按照最小方式运行，在夜晚低负荷期，风电仍被迫大量参与调峰。在春节等极端低负荷期，风电机组和纯凝机组必须全停，仍有 300 多万千瓦电力无法消纳，必须采取紧急措施并得到东北电网联络线支持才能保证电网安全。受此影响，吉林省弃风问题非常严重，近几年弃风率连续位列全国前列，供热中期风电大面积弃风，夜间风电全停成为常态，累计弃风率达到 31.1%。

按照吉林省“十二五”规划，到 2015 年末，风电装机要达到1458 万千瓦。但由于风电弃风严重，已连续 3 年未获得国家风电核准计划，目前仅投产了 444.38 万千瓦，装机规模已全面落后于内蒙古、甘肃、河北、山东、新疆等省区，在东北三省中也是最低的。此外，太阳能光伏产业发展同样受到极大制约。导致优质的风能、太阳能资源得不到利用，已形成的相关产业发展受到严重制约。

（三）可再生能源消纳方面已采取的措施

近年来，为促进可再生能源消纳，我省积极争取增加电力外送，同时，还尝试了很多办法，加快富裕电力本地消纳，取得了一定的成效。

一是开展风电直接交易试点。2015 年，为挖掘风电本地消纳潜力，我省开展了风电直接交易试点工作，组织白城金升镍业有限公司与华能洮北风电场、吉林同力风电场开展电力直接交易，合同交易电量 0.45 亿千瓦时。

二是大力推广电采暖试点。为综合破解弃风问题突出、大气污染严重等难题，我省组织开展了大唐向阳等风电供暖示范项目，运行效果很好。2014 年，我省又制定了《吉林省电采暖试点工作方案》，2015 年，推广电采暖试点面积 67 万平方米，可增加用电负荷 5 万千瓦。

三是完善可再生能源调度秩序。为减少风电弃风，我省制定了《吉林省风电优先调度工作实施细则(试行)》，进一步规范电网调度调电秩序，促进风电多发满发。

四是开展了风火替代发电试点。我省组织大唐吉林发电公司所属的长山电厂 1 号机组与向阳风电场开展了风火替代发电试点工作，调动火电企业的调峰积极性，为风电让出发电空间。

二、试点总体思路、原则和目标

（一）总体思路

抓住电力体制改革的有利时机，在坚持《关于进一步深化电力体制改革若干意见》（中发〔2015〕9 号）和相关配套文件精神基础上，充分利用市场化手段，挖掘省内可再生能源消纳潜力，促进可再生能源本地利用，加快地方经济发展。通过体制机制创新，增加用电负荷、扩大消纳渠道、降低用电价格，打造国家级清洁能源基地。

（二）基本原则

1.市场为主，政府引导为辅的原则。坚持市场化运作，充分发挥市场在资源配置中的主导作用，各级政府统筹协调，通过适度引导和政策支持，加快可再生能源就近消纳。

2.因地制宜，主体明确的原则。省政府电力主管部门会同物价等有关部门，负责可再生能源就近消纳整体规划。市（州）政府承担可再生能源就近消纳试点主体责任，明确工作要求、时间进度、政策措施等内容，确保完成试点任务。

3.试点先行，稳步推进的原则。充分尊重市（州)政府、供电企业、发电企业和电力用户等相关方面的意愿，通过试点示范，在取得经验的基础上稳步推进。

（三）主要目标

通过电力直接交易、可再生能源配电网、电能替代试点、电采暖试点等多种措施，促进可再生能源本地消纳，推动经济社会协调发展。“十三五”期间，力争年均增加可再生能源就近消纳能力 105亿千瓦时。

三、试点主要措施

（一）优化电源结构和改善运行方式

吉林省弃风问题主要发生在冬季供暖期，需要重点解决热电联产机组过多导致调峰困难的问题。

一是优化热电联产机组发展方式，“十三五”期间，严格控制新建大型抽凝热电联产机组，大力鼓励建设背压机组供热；

二是充分挖掘现有电厂的供热能力，通过开展高背压改造、循环水热泵等项目，增加现有火电机组的供热能力，减少新建热电联产项目；

三是结合吉林省电力运行经验和供需形势，科学核定热电机组的最小技术出力和开机方式，为可再生能源上网留足空间；

四是严格落实与国家对接后的《吉林省新能源和可再生能源“十三五”发展规划》，有序开展可再生能源项目建设。

（二）加强可再生能源富集地区电力外送能力

加快白城、松原等清洁能源富集地区电力外送线路建设，将上述地区的风电、太阳能电力融入到调节能力更强、负荷更大的吉林电网进行消纳。协调国网吉林省电力有限公司，在甜水-松原-长春500 千伏线路基础上，尽快建成通榆-梨树、洮南向阳-长岭 500 千伏输变电工程，破解电网送出“瓶颈”问题，减少因断面限制导致的弃风。同时，为确保风电、太阳能电力在全省范围内消纳，逐步建立合理的调峰补偿机制，充分利用吉林电网现有的火电和水电机组为风电调峰，新建一批抽水蓄能调峰电源、天然气调峰电源，提6高吉林电网调峰能力，优化电网运行方式。

（三）建设可再生能源就近消纳配电网

在弃风严重的地区，鼓励多种市场主体参与，建设以消纳可再生能源为主的配电网项目。新增配电网通过直接交易方式，与就近的风电企业进行市场交易，优化和创新调度模式，确保风电机组多发满发。根据电压等级和输电距离，合理确定输配电价。通过风电上网电价让出利润，形成可再生能源价格洼地，积极推进输配电价改革，探索制定区分输电距离的输配电价，促进新能源就近消纳。地方政府给予土地、税收、财政补贴等支持政策，加强与东部发达省份的产业转移对接，通过技术引进等多种方式推进产业承接转移，吸引更多企业落户，增加用电负荷。试点初期，电网公司负责配电网的调峰辅助服务，积极探索在配电网内建设储能保障系统。

（四）继续推广电采暖试点项目建设

继续执行《吉林省电采暖试点工作方案》和《吉林省电采暖试点项目管理办法》文件精神，加大宣传力度，2016-2019 年间，全省每年新增电采暖试点面积不少于 100 万平方米。加大对电采暖试点项目的财政奖补力度，省级财政奖补比例不低于项目总投资的15%，地方财政根据实际情况给予相应的补贴。同时，在采暖电价、税收、电网增容等方面对电采暖试点项目加大支持力度。继续推动弃风供暖试点项目建设，优化项目运行和盈利模式，确保项目可持续发展。

（五）扩大可再生能源电力直接交易试点

鼓励风电企业、太阳能光伏发电企业与省内符合条件的电力用户开展直接交易，充分发挥市场配置资源的决定性作用，降低用电价格，拉动用电量增长，增进可再生能源电力消纳。逐步优化风电等可再生能源直接交易机制，安排可再生能源企业在同等竞价条件下优先开展直购电交易，鼓励可再生能源企业多发满发。

（六）鼓励各类投资主体建设电锅炉

鼓励燃煤火电企业，特别是热电联产企业建设蓄热式电锅炉，提高热电联产供热机组的自调节能力和供热能力，提高电网调峰能力，为可再生能源发电让出空间。通过进一步优化调峰补偿机制，实现利益转移。鼓励可再生能源富集区的供热企业在供热一次管网上建设电锅炉，支持低价弃风电量通过直接交易方式直供电锅炉，实现电锅炉与就近风电场的打捆调度，一次管网的原有热源为电锅炉进行调峰。

（七）推进替代发电试点

推进可再生能源与火电企业发电权交易置换，继续实施大唐吉林公司长山热电厂 1 号机组与向阳风电场替代发电试点工作，深化风火替代发电试点。深入探索可再生能源发电与自备电厂替代供电、替代供热工作，开辟清洁可再生能源消纳新途径，增加企业自备电厂消纳可再生能源比例。

（八）试点建设风电制氢项目

在白城、松原等弃风问题严重的地区，结合当地水资源等实际情况，鼓励开展风电制氢项目试点，将富裕的风电转变为氢气，作为工业生产原料替代消耗燃煤，试点建设氢燃料电池，作为风电调峰手段。

四、保障措施

（一）建立工作机制

建立由吉林省能源局、省发改委、省物价局、东北能监局和吉林省电力公司等方面组成的联席会议制度，明确目标、任务和责任，加强组织协调工作，有序提高全省可再生能源消纳水平。省能源局会同有关部门，指导省内有关市州，建立本地消纳可再生电力协调机制，省市上下联动，共同促进可再生能源有效消纳。

（二）加大财政扶持力度

加大对可再生能源就近消纳的项目财政扶持力度，省级、地方两级财政继续对电采暖试点项目给予一次性投资补贴。积极协调国家对吉林省可再生能源消纳方面的各类试点工作给予资金支持。

（三）做好政策宣传引导

立足建设国家级清洁能源基地的目标，努力形成全社会支持可再生能源发展利用可再生能源服务经济社会发展的共识。加强舆论引导和宣传教育，引导广大民众和社会团体为消纳可再生能源出谋划策。