澳门新浦京网页|中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究（上）

本文摘要：2018年10月21日，由《南方能源仔细观察》（eo）杂志社举行、昆山杜克大学主办的大型公益项目“2018能源青年行暑期调研计划”举办了成果公布，这早已是eo第6年资助海内外青年学子了解一线调研能源问题了。

2018年10月21日，由《南方能源仔细观察》（eo）杂志社举行、昆山杜克大学主办的大型公益项目“2018能源青年行暑期调研计划”举办了成果公布，这早已是eo第6年资助海内外青年学子了解一线调研能源问题了。作为2018年能源青年行最佳调研团队之一，中国人民大学团队就清洁能源消纳问题展开了了解调研。

随着改革步入深水区，清洁能源的消纳牵一发而动全身，消纳问题的本源是中国电力市场化改革和电力体制改革中的共性问题。意欲解决问题消纳问题，则必需将其置放技术、经济、社会、政治、体制的大环境中研究分析，而这正是中国人民大学团队本次调研的最终目标。eo将刊登中国人民大学团队编写的调研报告《中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究（上）》，以飨读者。作者：于子超、蒋瑞平、罗琦、马文心、孙傲、陶淇、杨叶指导老师：宋枫东北：热电对立下的风火对立东北地区风能资源非常丰富，风电装机发展快速增长，部分地区弃风率一度多达20%。

东北地处高寒地区，煤电机组中供热机组比例低，暖气期热电对立、风火对立引人注目，导致消纳艰难。近年来，东北地区通过“技术手段与市场机制结合”的方式，构建了热电对立和消纳问题的有效地减轻。区域电力辅助服务市场是东北地区机制创意的亮点，它推展火电展开灵活性改建，减轻热电对立，同时鼓舞火电参予系统调峰，为新能源的消纳做出巨大贡献。

1 新能源弃电，从愈演愈烈到减轻。2016年前后，国内“三弃”问题集中于愈演愈烈。

东北地区是国家重点风、光资源区，吉林省弃风率一度多达30%，黑龙江、内蒙古弃风率也曾多达20%。2017年以来，在国家的政策反对和社会各界的希望下，东北地区新能源消纳情况明显好转，2018年上半年构建“双升双叛”。

如图1、图2右图，2015—2017年，东北区域各省风电年利用小时数总体稳定增长趋势，其中辽宁、黑龙江快速增长明显，分别减少362和387小时；弃风率总体呈圆形上升趋势，其中吉林、黑龙江降幅仅次于，分别构建11和9个百分点的上升。2 热电对立引人注目，单机供热风险低“十二五”以来，东北地区风电装机及热电装机快速增长快速增长，造成电网调峰对立日益突出，早已影响到电网的安全性运营，影响到民生供热的可靠性，引起大量弃风限电。以2016年春节为事例：由于调峰市场刚跟上，起到仍未充份显出，电网调峰能力紧缺，春节期间全网单机可供热电厂超过26座，占到全部74座可供热电厂的35%，负荷低谷时段全网风电采纳能力降到0。

3 创建电力辅助服务市场，构建多方共赢。2014年，在调峰空间十分受限的条件下，东北电网公司同东北能监局共同努力，启动电力调峰辅助服务市场建设，尝试以市场手段解决问题调峰艰难，减轻风热对立，解决问题弃风问题，迈进了中国电力辅助服务市场建设第一步。2016年，在调峰辅助服务市场的基础上，更进一步非常丰富交易品种、扩展交易范围、创意交易机制，标志着东北电力辅助服务市场试点月启动。东北电力辅助服务市场鼓舞火电机组展开灵活性改建，通过“热电解耦”减轻“热电对立”。

多家大型热电厂已完成了大型蓄热式改建，还有多家电厂积极开展了机炉改建，提升了火电运营的灵活性和供热能力，最大限度地防止了暖气期火电机组单机供热情况。据业内专家讲解，按照辅助服务市场目前的价格测算，火电灵活性改建经济效益相当可观。

由于改建初期投资较小，部分电厂采行与社会资本合作的模式减少融资成本，由电厂获取改建场地与技术承托，投资公司在社会上融资、投资蓄热装置，在辅助服务市场上取得的最后收益由电厂与投资方分享。一些火电厂在调峰市场上收益喜人，这将鼓舞更好的火电厂展开改建，同时推展辅助服务市场良性发展，超过均衡。在东北电力辅助服务市场的鼓舞下，火电厂由“要我调峰”向“我要调峰”改变，系统追加低谷调峰潜力300万千瓦以上。

2017年，在市场价格机制引领下，东北全网88座直调大型火电厂中有86座低谷荷率降到过50%以下，73座降到过40%以下，新的挖出火电调峰潜力300万千瓦以上，全年机组应急启停次数超过105次，大大减轻了东北电力调峰艰难局面，减低了调度压力，确保了电力系统安全性平稳运营。系统调峰能力的提升必要增进了东北地区可再生能源的消纳，有效地增加了“弃风”“弃核”。火电通过高于低于技术出力深度调峰，2017年全年共计为风电留出90亿千瓦时追加网际网路空间，相等于较少火烧273万吨标煤。

核电也通过分摊受限的费用取得了更大的运营空间。综上，东北调峰辅助服务市场是特定历史条件下，针对特定问题的市场化机制设计，三年多来，逐步转变了发电外侧的物理基础和经济基础，打开了东北地区电力供给侧改革的新篇章。

山西：煤电重镇里的新能源宠儿山西省是煤炭大省、煤电大省、电力外送来大省，省网网架结构坚毅，区域电网统一调度，调峰资源比较充足。同时跨区跨省电缆地下通道较慢发展，外送来能力强劲。虽然山西省新能源装机占到比已多达20%，但仍需要确保充份消纳，2018年上半年基本无弃风、弃光再次发生。

尽管如此，山西省仍然未雨绸缪，创建市场机制以引领新能源参予竞争、身体健康发展。1 可爱的成绩单。山西省作为一个煤炭大省、煤电大省，在可再生能源消纳方面的展现出十分引人注目。如图 3至图 5右图，2015至2018年上半年，山西省风电、光伏装机容量大幅减少，风电装机占到比稳中有升，光伏装机占到比提高明显；同时期内，风电、光伏发电量大幅减少⑴，发电量占比皆有明显提高；风电、光伏发电量占到比年均增长速度皆多达其装机占到比年均增长速度，解释两类电源的装机利用率在提升。

山西省新能源装机的高利用率更加反映在年利用小时数和弃电率上。如图 6和表格 1右图，2015至2017年，山西省风电利用小时数大幅明显提升，重点地区2016年和2017年都多达国家“低于确保小时数”标准；光伏利用小时数2016年比2015年有明显提升，2017年略为有回升，但重点地区2016年和2017年也都多达国家“低于确保小时数”标准。弃电率方面，山西省弃风率2016年超过峰值9.4%，之后大幅明显上升，2018年上半年降到0.6%；弃光率2016年及之后始终保持在1%以下，基本无弃光现象。

2最重要的因素。据业内专家讲解，近两年与之前比起，山西省除了用电负荷快速增长较小之外，外部环境和客观条件并没大的变化，而可再生能源的消纳能获得如此效益，有三个因素起了关键作用：一是电力调度机制的转变。在国家政策和国网公司的反对下，华北电网从2017年起放松了对省间联络线的考核，实行区域电网统一调度，强化省间电网调峰互济，同时创建区域转动可用分享机制。

作为能源资源大省，山西省在新的调度机制下受益相当大，省内电网调峰可玩性减少，电力外送来也更为流畅。二是核定了供热机组供热期的大于运营方式。

2016年起，山西能源监管筹办会同各涉及单位对山西省徵供热机组供热期仅次于大于运营方式展开核查，核查结果对供热期解决问题热电对立、风火对立获取了很有价值的参照。三是全社会对新能源的消纳有很高的共识。

山西省新能源的发展未引发业内主体间大的利益纠葛，社会各界对新能源也没抵触情绪。当然这与山西省的资源条件特征有关，山西省有风电IV类资源区和光伏II类资源区，条件受限，风电、光伏近年来发展有序，省网网架结构好，调峰资源也比较充裕。3给力的外送地下通道。

晋电外送来，地下通道先行。2009年1月，晋东南—荆门1000千伏特高压交流工程投运，它是晋电外送来的第一条特高压地下通道，也是我国最先竣工投运兹高压输电线路，标志着我国在远距离、大容量的特高压电缆技术上获得重大突破。2015年，随着国家“大气污染防治行动计划”的积极开展，山西省转入集中于建设特高压的时代，先后建成投产蒙西—晋北—天津南1000千伏、榆斜—晋中—潍坊1000千伏特高压交流工程和晋北—江苏±800kV特高压直流工程。

自此，通过“三交仍然”特高压外送来地下通道，另加山西阳城—江苏淮安500kV“点对网”电缆工程和九回500kV与华北电网的接入，山西电网构建了与华北电网、华中电网、华东电网的充份网络，很大地增进了晋电外送来。晋电外送以煤电居多，但煤电外送的顺利为可再生能源在省内的消纳获取空间。山西同时分别与江苏、河北、陕西等地签定战略合作框架协议，截至2018年7月，全省外送来电量506.7亿千瓦时，全国排名第3，同比快速增长21.1%。

迎峰度夏期间，山西电网尽仅次于能力向华北、江苏地区验收，仅次于的组织外送来电力超过980万千瓦，外送来地下通道皆为装载运营。⑶4精妙的股权合作。2018年2月5日，苏晋能源有限公司有限公司合资合约和章程签下仪式顺利在太原举办。

“苏晋公司”由江苏国信股份有限公司、中煤平朔集团、同煤集团等6家企业合资正式成立，运营雁淮直流设施电源点项目，对通过雁淮直流地下通道从山西转入江苏的电量由合资公司“总卖总买”、统一供销。其中，江苏国信股权51%，有限公司山西部分煤电国企。这不仅标志着山西在煤、电等传统优势产业领域的股权对外开放迈进第一步，也是两省强化省际合作，推展能源供需接入的最重要创意。

⑷“山西把电送往江苏来，缩减了江苏省内发电企业的市场份额，所以你山西的电厂得让我江苏来有限公司，江苏的投资公司能去山西投资，从而构成一个利益链条”。新能源的外送过程中，省间壁垒仍然是一个最重要妨碍，如何均衡省际利益出了令人困惑的问题。以股权为纽带，更进一步对外开放验收省份电力行业股权，绑上下游利益，是构建两省在能源领域互利合作，互助发展的重要途径，也是增进新能源消纳的众多创意之荐。

5适当的未雨绸缪。现在没问题，不代表以后总有一天没问题。

山西省倒数三年被列入“风电投资监测预警绿色区域”，有一定体量的核准开建项目将要投产，再加分布式风电、光伏的迅猛发展，未来新能源的消纳不致压力更大。在市场机制设计上，山西省政府已在未雨绸缪，于今年6月印发《可再生能源电力参予市场交易实施方案》，引领和增进可再生能源电力积极参与电力市场。按照方案规定，优先发电计划分成继续执行政府定价和市场化方式构成价格两部分，其中继续执行政府定价的利用小时数由电网调度机构“根据近三年可再生能源发电出力情况，预测下一年度可再生能源发电出力，并融合山西电力体制改革进程以及放用电计划放松的均衡性”综合测算。同时，可再生能源继续执行政府定价利用小时数的电量由电网全额并购并继续执行国家国家发改委的网际网路电价及补贴；多达政府定价利用小时数但不多达国家规定的保障性利用小时数的电量希望参予市场交易并继续执行市场交易价格，并未参予交易的按照承销周期内可再生能源电力平均值市场交易价承销，依然优先调度；远超过国家保障性利用小时的电量不能通过市场交易取得。

如此，这个“政府定价利用小时数”的设置，乃是在确保了“国家保障性利用小时数”物理继续执行的基础上，在电价上做到了一定的妥协，逐步引领新能源参予市场交易、公平竞争。类似于的机制，在新疆、甘肃等新能源消纳艰难的地区有数几年的实践中。换一个角度谈，新能源渐渐挣脱对保障性政策的倚赖并不是坏事。“保障性并购年利用小时数”不是一个长效机制，而是过渡时期的一个折衷自由选择。

一方面，国家层面补贴退坡，希望新能源“平价网际网路”的政策导向忠诚，靠确保小时数交换条件国家补贴的盈利模式将无以为继。另一方面，在逐步敲研发用电计划的大环境下，确保小时数给新能源发电企业一种“逆向鼓舞”，使参予市场“薄利多销”的收益与享用确保“以守为攻”的收益几近持平，巩固新能源参予竞争的积极性。然而，山西省正逢改革的机遇窗口，与甘肃、新疆等新能源消纳“重灾区”比起各方面条件基础好，更加不应迈开步子，希望各类主体主动地去适应环境市场竞争、优胜劣汰。

甘肃：多重对立下的重灾区甘肃省是我国重点风、光资源区，其境内的酒泉千万千瓦级风电基地有“陆上三峡”之称之为。甘肃也是国内弃风、弃光最相当严重的地区之一，倒数三年弃风率在30%以上并被国家能源局列为风电投资监测红色预警区域。

甘肃弃风限电的背后，是省内电力供需的相当严重流失，是合理规划的缺陷，是煤电对立，是网架结构和运送能力的严重不足，是省间交易的壁垒和利益的博弈论。1新能源弃电局部恶化，但整体不容乐观。

甘肃省风、光资源非常丰富，是国内新能源装机重镇，也是新能源弃电最相当严重的地区之一。据国家电网公司统计资料，2017年新疆、甘肃两省（区）合计弃电量占到公司经营区总弃电量的66%。

如图 7、图 8右图，2015、2016年甘肃省风电、光伏利用小时数近高于全国平均水平，弃风、弃光情况严重；2017年风、光利用小时数有所声浪但仍与全国平均水平有一定差距，弃风、弃光率皆有显著上升。2018年上半年，甘肃新能源发电构建“双升双叛”。

其中，风电发电量116.83亿千瓦时，同比快速增长32.97%；光伏发电量45.00亿千瓦时，同比快速增长35.13%。弃风电量30.14亿千瓦时，同比增加39.09%，弃风率20.51%，同比减少15.52个百分点；弃光电量5.86亿千瓦时，同比减少39.58%，弃光率11.52%，同比减少11.04个百分点。

2蛋糕就这么大，再行怎么托都过于分。截至2018年8月底，甘肃省总发电装机5026万千瓦，其中火电2063.67万千瓦，风电1282.13万千瓦，太阳能发电786.59万千瓦，其余是水电。与此比起，甘肃省内最低用电负荷1400万千瓦，供需比例相当严重流失。

这样的情况下，甘肃省政府要健用电、健经济、健消纳，但能把控的也只有省内的电量、电价，就必定面对权衡。以2017年为事例，按照全社会用电量推算全年省内统调发电量空间为942.6亿千瓦时，其中采买电厂自发性自用电量110.38亿千瓦时，火电为符合调峰调频和电网安全性必须的调峰调频电量为194.81亿千瓦时，为确保供热必须在供热期按“以热定电”原则决定热电联产机组189.72亿千瓦时，水电按照“以水定电”预计发电量312亿千瓦时，另决定生物质发电2.1亿千瓦时，在这样的环境条件下，预计全年省内可消纳新能源133.66亿千瓦时。

这部分电量基本全部按照标杆网际网路电价与新能源企业承销，对应的也就是新能源的基数小时数。甘肃省有I、II类风能资源区和II、III类光能资源区，其对应的低于确保并购年利用小时数分别为1800小时、1800小时、1500小时和1400小时。

“低于确保”所指的是该小时数对应的电量全部以当地新能源标杆网际网路电价承销，则恰好确保企业低于合理收益。?理论上是这样，但在甘肃的现状下很难构建：省内的小时数能保价但量过于分，外送能提高电量但价格不会被压得很低。总体上，甘肃的风电企业近年来无法构建预期收益，另加补贴派发的欠薪，现金流上也不存在一定压力。

3火电企业全面亏损，从“无电可发”到“无电能用”危机潜入。经济上行、装机不足、市场化交易、煤价低企……近年来，甘肃省火电企业生存环境大幅好转，亏损态势大大蔓延到。

截至2017年底，省内火电企业整体亏损约140多亿元，75%的火电企业资产负债率多达100%，6家火电企业总计亏损多达10亿元。大唐甘谷电厂、大唐连城发电公司分别于去年4月份、今年4月份全面投产，国电靖远电厂和国投靖远公司也向政府提出申请将所属的四台机组中的两台展开报废。新能源的高比例消纳、电力系统的安全性平稳运营以及城市的供热暖气都必须火电作为确保。

在水电“默默水”和热电“以热定电”的调度原则下，不受省内用电空间的容许，火电一方面要太低出力为新能源“停下来”，另一方面要在较低负荷区域持续运营以保证系统有充足的调峰、调频能力。这样的运营方式下，火电的生存空间被传输，而其获取的价值并没在现行体制下获得合理的补偿。

“火电不是你想要，想要就能用。”火电机组的频密启停是很不经济的，而长年停机报废的机组在技术上和经营管理上都不存在无法完全恢复生产的风险。长年的“无电可发”将推展火电企业的关闭潮，增大系统性风险，若逢其余电源（水电、新能源）全面出力严重不足则有可能经常出现“无电能用”的局面。

4新能源外送来被寄予厚望，但困难重重。2017年，甘肃省新能源外送来电量103.82亿千瓦时，其中作为主力的祁韶直流验收58.7亿千瓦时。体量上，火电—新能源打捆中长期交易和富余新能源跨省跨区增量现货交易居多，交易量分别为71.04亿千瓦时和32.78亿千瓦时。

新能源外送来，地下通道要先行。2017年6月，总投资262亿元的酒泉—湖南±800千伏特高压直流电缆工程（即“祁韶直流”）全线电荷投运，据其设计电缆能力估计，一年可向湖南验收400亿千瓦时。

截至2018年4月底，祁韶直流总计向湖南验收96亿千瓦时，由于多种因素制约，该地下通道利用率并未约其设计值的一半。新能源的外送必须设施火电调峰，设施电源投放的迟缓必然影响地下通道电缆能力的充分发挥。祁韶直流设施的常乐4×100万千瓦调峰火电是《甘肃省“十三五”能源发展规划》中的火电重点项目。

祁韶直流于2015年5月月获得国家发改委核准动工，但由于正逢国家严控煤电项目建设，常乐电厂1、2号机组于2017年9月才以求动工并计划于2019年11月和2020年2月建成投产，其余两台机组则被拒绝延期至“十四五”及以后。曾有专家认为，祁韶特高压规划时并非只有800万千瓦电缆能力一个方案，也有400万千瓦、300万千瓦等方案，现在回过头来看，也许后两者与甘肃既有的电源布局、网架结构以及湖南的消纳空间更加协商⑹。对受端市场空间和缴纳意愿的低估，也是甘肃新能源外送来阻碍的最重要因素。2017年6月30日，即祁韶直流投产一周后，湖南省经信委发出通知，鉴于防汛形势应急，拒绝国网湖南省电力公司停止从祁韶直流向外省购电。

⑺同年10—12月，湖南省政府联合的组织通过祁韶直流购电，按照进湘落地电价与湖南电网平均值购电价格测算，度电价差以100元/兆瓦时为指导⑻，而同时期湖南省内必要交易价差最低4元/兆瓦时。⑼低价电视剧集电是湖南省电力市场化改革红利的主要来源，是湖南省政府定向扶植本省企业的最重要手段。

2018年5月18日，湖南省发改委公布通报，拒绝2018年祁韶直流验收价差空间的40%用作省内重点企业和贫困县参予市场交易的企业，40%用作除重点企业和贫困县企业以外的参予市场交易全体企业，20%用作补偿发电企业。10如此由政府主导的省间电力交易，否合乎通过市场化配备资源的改革想法，尚待探究。

同时，由于甘肃外送来市场需求急迫，湖南在议价时更加有话语权。2018年上半年，两省间中长期交易均价0.308元/千瓦时，这里的价格是湖南外侧的落地电价，换算到甘肃外侧的火电、新能源的交易均价（考虑到打捆比例）分别为0.262元/千瓦时和0.078元/千瓦时。在煤电价格持续走高的情况下，火电打捆外送来完全无盈利空间。新能源则更加无法依赖交易价格存活，而是通过外送来减少发电量以交换条件国家补贴，但随着补贴退坡、平价网际网路政策力度的增大，这样的盈利模式难以为继。

南方：计划框架下市场机制创意的最重要实践中南方区域可再生能源消纳的压力来自云南的水电。由于电源建设肇事、负荷快速增长高于预期、地下通道建设并未约规模等因素，云南弃水问题相当严重，2016年弃水电量多达300亿千瓦时。

实施国家西电东送来战略、解决问题云南弃水问题是南方电网公司和广州电力交易中心的最重要任务。两者协同作战、多措举，云南水电消纳效益初贞。1风光消纳无压力，云南水电是难题。

南方电网还包括广东、广西、云南、贵州、海南五省，其中广东、广西、贵州基本不不存在可再生能源的弃电问题，云南由于水电建设肇事、省内负荷快速增长高于预期、外送来地下通道并未约预期规模、省内网架结构限制等因素，近些年弃水电量剧增。南网系统天然具备错峰、水火有序的特性。其中，云南、贵州仅次于负荷经常出现在枯水期（即冬季的11、12月），而广东仅次于负荷经常出现在丰水期（即7到9月）；贵州电网以火电居多，且大水电调节性能优良，云南以水电居多，总体丰期调节能力严重不足。

因此，南网区域的西电东送来从网架规划设计的环节就考虑到了充分发挥省间联网效益的功能。“十二五”期间，云南水电等清洁能源发电装机快速增长，电力供应能力大幅提高。但不受宏观经济形势和体制机制影响，自2013年开始全省电力供应由季节性丰裕枯缺改变为全年富余，特别是在汛期大量水电弃水。多达，2011至2015年云南弃水电量分别为12亿、24亿、48亿、173亿、153亿千瓦时，丰水期弃水比重多达95%。

122016年，云南弃水电量再行翻一番，约历史最低315亿千瓦时，相似同年西北五省弃风、弃光电量之和。2017年虽有所减轻，但弃水电量仍相似300亿千瓦时。132018年，据云南电网公司《2018年可再生能源消纳专项行动方案》，全年弃水电量将掌控在200亿千瓦时以内。⒁与水电比起，目前南网范围内风电、光伏等新能源的消纳状况良好。

多达，2018年1至8月南网范围内风电、光伏发电量分别约253.2亿千瓦时、47.5亿千瓦时，基本构建全额消纳；广东构建省内非化石能源（风、光、水、核、垃圾电等）全额消纳，总计消纳电量456亿千瓦时。⒂2南网公司多措举，水电消纳效益初贞。

⒃2017年，云南省内澜沧江、金沙江汛期来水好于预期，小湾、糯扎渡等主要电站水位多次超过或相似警戒线，弃水压力减小。南方电网公司大力的组织实行云南水电消纳20条措施，提高西电东送来地下通道能力，全力减少云南水电消纳空间，增加弃水。全年共计已完成西电东送来电量2028亿千瓦时，同比快速增长3.84%；多消纳云南富余水电277亿千瓦时，同比快速增长67.9%。

3西电东送来实施无以，交易中心有方案。西电东送来，一个国家层面的能源战略，实操时，也是一项细致简单的系统工程。《2017年重点水电横跨省区消纳工作方案》（发改运营〔2017〕914号）明确提出，2017年云南水电送来出有优先发电权计划决定1165亿千瓦时，其中送来广东框架协议835亿千瓦时、市场化200亿千瓦时，送来广西框架协议130亿千瓦时。

⒄广州电力交易中心不仅全面落实以上拒绝，还帮助云南在“送来出有优先计划”外回购77亿千瓦时。从年度计划到月度交易，从合约电量到动态调度，从交易出清到偏差考核，其中每一个流程，都有交易中心的心血和希望。据业内专家讲解，西电东送来在很长一段时间里都是按照政府间协商机制展开计划决定。而在如今电力市场化改革的背景下，各省放用电计划逐步放松，电力供需形势变幻莫测，如何让计划和市场精妙交会，灵活性决定放用电计划，这是广州电力交易中心机制创意的关键。

广州电力交易中心于2017年创建了“年度制订计划、月度分解成调控、月内临时调整”的闭环管控机制，推展将西电东送来计划分解成到明确电厂，并签定年度购售电合约。这种情况下，如果有电厂较少验收时，就可以根据签定的购售电合约对其展开债权人惩处。这种机制让外送来电量看见、可监控，大大提高了计划继续执行的刚性。⒅4灵活性设置交易机制，省间市场助力消纳。

⒆计划追不上变化。在西电东送来过程中，当电力供需形势发生变化时，通过灵活性决定市场化交易来构建资源的优化配备，是南方区域跨省电力交易工作的重点。2017年6月，广州电力交易中心印发国内首个跨区跨省月度电力交易规则《南方区域跨区跨省月度电力交易规则（全面推行）》。

该规则灵活性设置多种月度交易品种，需要顾及清洁能源保底消纳和市场化机制建设的双重目标。月度交易体系以实施政府间框架协议的“月度协议计划”为基础，以“月度发电合约出让”“月度集中于竞价”“月度富余电能增量上海证券交易所”三类市场化方式为补足，从“计划+市场”两个维度仅次于力度消纳西南富余水电。参考资料：[1] 2018上半年发电量除外，与其他年份不具备可比性。[2] 数据来自国家能源局公布的《2016年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》和《2017年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》。

[3]“山西大力前进清洁能源跨省消纳”[4]山西省经济和信息化委员会.让“苏晋公司”沦为新的样板[5]即资本金内部收益率8%，源于“秦海岩理解《可再生能源发电全额保障性并购管理办法》”[6]±800千伏祁韶特高压直流电缆工程：被给与首肯，却战绩平平[7]湖南停止从祁韶直流向外省购电[8]湖南电力交易中心有限公司关于2017年电力市场交易的公告[9]2017年购电风云录（三）[10]湖南省发展和改革委员会关于2018年祁韶直流电价空间有关问题的通报（湘发改价商〔2018〕153号）[11] 2017年两省间中长期交易均价为0.2904元/千瓦时，之后电煤价格上涨，2018年中长期交易价格也随之下调。[12]深度|四川、云南水电弃水成因及对策”[13]探讨 | “三弃”电量近1100亿千瓦时，损失487亿元！2017年，水、火、风、光、核究竟弃了多少电？[14]云南电网公司印发《2018年清洁能源消纳专项行动方案》 17条措施前进清洁能源消纳[15]南方电网构建风电和光伏发电基本全额消纳[16]中国南方电网公司“绿色环保”责任报告[17]发改委征伐2017重点水电横跨省区消纳工作方案意见[18]广州电力交易中心首创新机制，增强西电东送来计划继续执行，非常丰富市场交易手段，输掉蓝天保卫战 计划+市场验收更加灵活性[19]权威答案在这里！。

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