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面對全球日益嚴峻的能源和環境問題，開發清潔低碳能源已成為世界很多國家保障能源安全、應對氣候變化、實現可持續發展的共同選擇。我國是世界上最大的能源生產國和消費國，開發風能和太陽能等新能源是貫徹能源生產和消費革命戰略，建設低碳、安全高效的現代能源體系的有力抓手，也是推動我國能源轉型發展的重要舉措。
近年來我國在新能源領域取得了舉世矚目的成就。根據國家能源局最新數據，2019年全國風電累計裝機容量達到2.1億千瓦，光伏發電裝機達到2.04億千瓦，新能源發電裝機總容量位居全世界第一；2019年新能源新增裝機容量5585萬千瓦，占全國電源新增裝機容量的54%，已連續第三年超過火電；累計裝機容量占比超過20%（2010年占比3%），新能源正由補充型電源逐步向主力型電源發展。同時，在政府、電網等多方的努力下，伴隨新能源快速發展過程中持續存在的嚴重棄風、棄光問題也得到有效改善。
但目前新能源產業仍面臨著一些深層次矛盾與挑戰，對促進產業健康發展與解決新能源消納形成一定制約。本文基于對些關鍵問題的分析研究，提出解決途徑與政策建議，以期對新能源產業健康發展與并網消納起到一定的促進和改善作用。
一、新能源發展與消納仍面臨的關鍵問題及成因分析
（一）新能源各相關主體利益目標不協調，規劃不能充分銜接
2019年12月，全國人大關于《可再生能源法》實施情況的檢查報告中指出可再生能源規劃存在不夠銜接、執行不到位等問題，包括地方規劃發展目標超過上級總體目標；電網建設滯后于可再生能源發展，可再生能源電力輸出受阻問題比較明顯等。
究其根源是由于新能源發展與消納的相關主體（包括地方政府、新能源企業、傳統能源企業、電網企業、國家主管部門等）之間的利益目標不一致、不協調所造成的。國家主管部門的目標在于制定規劃實現能源轉型、提高新能源消納比例，促進新能源行業可持續穩定增長等，但在各項政策落地推進中受到各種阻礙因素影響，包括地方政府指標落實力度、電網投資計劃的審批執行、電網接入審批與消納安排的積極性、常規電源生產與發展對新能源的擠壓、可用于補貼的財政預算、主管部門權責范圍和使用力度等。
（二）部分地區新能源消納形勢仍然嚴峻，更大范圍配置資源的需求仍然強烈
雖然2019年全國的平均棄風、棄光率均降至5%以下，但部分新能源富集區異地消納的矛盾仍然突出。2019年，棄風率超過5%的地區包括新疆（棄風率14.0%），甘肅（棄風率7.6%），內蒙古（棄風率7.1%），三省（區）棄風電量合計136億千瓦時，占全國棄風電量的81%；西北地區棄光率雖降至5.9%，但棄光電量占到全國的87%，西藏、新疆、青海、棄光率仍處于較高位，分別為24.1%、7.4%、7.2%。
我國風光資源稟賦與電力負荷呈逆向分布關系，“三北”區域基地型新能源場站發電需通過跨區特高壓輸電外送到負荷密集的中東部地區，除了外送通道輸電能力不足導致棄風棄光限電，電力交易中存在的省際壁壘也是重要影響因素。雖然中央從2003年就開始鼓勵跨省電力交易，通過在更大的市場內配置資源來提高能源效率，但2019年的跨省交易電量仍不到全國電力消費總量的20%。目前以省為主體的地方經濟發展模式，決定了其電改基本思路就是要“以自給自足為主、外電補充為輔”，不利于大規模新能源的跨省跨區消納。
（三）電力體制改革推進給新能源企業帶來的效益挑戰
在新能源企業面對補貼政策帶來的成本效益壓力的同時，電力體制改革推進中存在的一些問題更加劇了這種挑戰。如在電力整體供過于求的省份，新能源消納途徑包括基本電量、交易電量等多種渠道，交易電價隨行就市，一般均與火電標桿電價存在負價差，保量不保價問題突出。2019年12月，全國人大關于《可再生能源法》實施情況檢查報告中對全額保障性收購制度落實不到位的問題進行了通報。除此之外，新能源企業在電力體制改革中仍面臨著以下挑戰。
1、平價時代新能源項目電價將面臨新的問題。火電標桿電價將直接決定新能源發電電價。2019年10月21日，國家發改委發布《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（發改價格規[2019]1658號），提出火電采用“基準電價+上下浮動”的電價機制，對于“上下浮動”部分，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，但同時又提及“確保工商業平均電價只降不升”的要求，在這種機制下，下游用戶側降低銷售電價的政策可能向上游發電側傳導，導致上網電價降低。隨著電改的推進，電力市場化交易規模的不斷擴大，可能進一步拉低火電平均上網電價，進而對平價新能源項目帶來更大的盈利壓力。
2、電力輔助服務補償分攤機制設計不合理，信息不透明，導致新能源企業非預期成本的增加。2019年11月5日，國家能源局發布了《關于2019年上半年電力輔助服務有關情況的通報》，2019年上半年，電力輔助服務總費用規模達到130.31億元，同比增長85.95%，其中，調峰費用共50.09億元，同比增長100.3%；備用費用47.41億元，同比增長141.6%。這兩類服務在新能源發電裝機比例較高的電網意義非同尋常，調峰、備用補償費用的大幅提高，意味著常規電源給新能源出讓了更多的發電空間，但由于某些調峰市場中存在的不完善因素（如某區域調峰市場中單價設置高、全電量分攤機制不盡合理等歧視性問題），在實現新能源消納提升的同時，也給新能源發電企業帶來了較大的分攤壓力，大幅壓縮了新能源發電企業的利潤。
3、電力市場披露機制亟待完善。當前電力信息披露仍集中于公開電力交易信息，缺乏對相關信息的進一步分析和歸納，并沒有形成較為系統的電力交易指數體系；同時廣泛存在披露不完善、不及時等問題，導致新能源企業無法獲得實時交易出清結果，進而新能源參加的各類交易均存在偏差電量，在一定程度上影響了交易的公平性。
（四）高比例新能源并網給電力系統帶來影響
新能源大規模并網，直流遠距離輸電規模持續增長，送受端常規機組被大量替代，電網形態及運行特性在發生較大變化，系統電力電子化特征凸顯，主要影響體現在如下幾個方面。
1、電力電量時空平衡困難，系統調峰能力仍嚴重不足。新能源高比例接入電力系統后，由于其波動性、間歇性、逆調峰出力特點，精準預測難度大，系統中常規電源不僅要平衡負荷變化，還要隨時平衡新能源發電的出力波動，系統需要預留的靈活性電源容量加大，系統調峰能力嚴重不足。
2、新能源發電一次調頻能力不足，主動調壓能力有限。現有并網技術標準（GB/T19963-2011）對新能源發電一次調頻能力未做明確要求，隨著新能源出力占比不斷增加，跟蹤響應電網頻率變化的一次調頻能力持續下降；新能源發電大規模替代常規發電機組，導致主網短路容量大幅下降和無功分層分區平衡能力弱化，對電網電壓支撐和調節能力有限。
3、新能源涉網性能標準偏低，頻率、電壓耐受能力不足。當系統發生事故，頻率、電壓發生較大變化時，譬如大型機組故障、大容量線路跳閘、直流換相失敗或閉鎖等，新能源機組容易大規模脫網，引發連鎖故障，該問題隨著新能源規模的快速增長日益突出。
4、系統電力電子化趨勢引發次同步諧波與次同步振蕩。新能源發電變流器/逆變器電源類型具備電力電子器件的快速響應特性，在傳統同步電網以工頻為基礎的穩定問題之外（功角穩定、低頻振蕩等問題），出現了寬頻帶（5~300Hz）振蕩新穩定問題，電力電子裝置誘發次同步/超同步振蕩后，嚴重危及火電機組及主網安全運行。
5、高滲透率分布式電源帶來運行管理問題。分布式電源具有數量多、規模小、分布廣等特點，高滲透率接入給電網安全運行管理帶來一定困擾，需要及早解決早期并網標準偏低導致的頻率電壓越限發生脫網、功率預測精度差導致調峰難度加大、下網潮流變小甚至倒送等影響配電網供電可靠性和電能質量等問題。
（五）需求側激勵機制缺乏，社會觀念轉變與認知仍存不足
1、2019年5月10日，國家發改委、能源局發布《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》（發改能源〔2019〕807號），確定了各省級區域可再生能源電量在電力消費中的占比目標，即可再生能源電力消納責任權重；同時早在2017年7月，以國家能源局《關于召開綠色電力證書自愿認購啟動儀式的通知》為開端，綠證政策實施至今已有兩年多的時間，但在自愿認購的情況下，綠證市場反應和效果卻不盡如人意。目前對促進需求側消納新能源的機制主要從區域強制配額、自發社會責任兩個角度考慮，缺乏更有效的激勵措施補充，對更大規模的促進新能源消納具有一定的局限性。
2、能源轉型革命首先要解決認知革命和觀念革命問題。在消費側激勵機制缺乏的同時，由于宣傳、引導與監督等存在的不到位因素，以及人民素質水平和傳統思維定式影響，大眾對于新能源的了解和接納程度仍然有限，對于電力生產與消費觀念轉變、對全球氣候變暖應對措施緊迫性的認知仍存在不足。
二、關鍵問題的解決路徑與政策建議
（一）逐步調整電網考核導向與國家指標下達方式
著眼于國家能源轉型及低碳發展的歷史使命，建議重新梳理各方的目標導向和制約因素，形成統一目標下相關方消納新能源的責權利，從而有利于解決瓶頸問題，實現國家規劃目標。尤其建議逐步調整電網企業的考核導向與國家指標的下達方式。
1、逐步調整電網考核導向
當前電網企業的目標導向仍主要在于利用輸配環節的自然壟斷地位實現增供擴銷、收益最大化，以及保證系統供電的穩定可靠。新能源的消納增長相對于常規電源給電網的“購銷價差”貢獻和系統穩定貢獻存在弱勢。因此電網企業更傾向于常規電源的電力供給，在新能源接入審批及消納運行安排上沒有主觀積極性；更不要說分布式新能源“自發自用”和“隔墻售電”已跳出電網企業收入渠道，與電網企業目標導向存在沖突。
2015年8月，中共中央、國務院印發了《關于深化國有企業改革的指導意見》，文件中指出要根據國有資本的戰略定位和發展目標，結合不同國有企業在經濟社會發展中的作用、現狀和發展需要，將國有企業分為商業類和公益類。本著電網企業獨占性和公益性的基本屬性，應逐步回歸電網企業公益性屬性。以保障民生、服務社會、提供公共產品和服務為主要目標，將電網企業的考核目標逐步調整為降低輸配成本、提高營運效率和安全、增加新能源消納額度和比例（包括并網、“自發自用”及“隔墻售電”等）、提升服務水平和品質等，同時引入社會評價。
2、調整國家指標下達方式
解決國家主管部門將新能源規劃指標下達給地方政府，而地方政府無抓手，只能層層分解協調解決的問題。建議國家主管部門將新能源并網規模與消納比例的五年和年度指標同步下達給電網企業，由電網企業根據各地電網現狀和負荷預測，結合新能源消納技術進步和示范項目的引領作用，進行系統最優化布局設計，規劃未來的投資和升級，提前向社會公布各地區（甚至細化到各臺區）下年度可以新增的新能源并網和消納額度。考慮新能源投資的各種因素制約，要求電網企業預先公布的各臺區新增容量總額必須大于國家規劃，新能源投資企業可有更多的選擇余地做出合適的投資決策。
（二）推動新能源友好型電力市場建設
1、打破省際壁壘，擴大省間電力交易市場規模
借鑒歐洲國家的經驗，在能夠建立省間市場的地方直接建立省間市場，能夠在更高層次統籌規劃的地方，就不在低層面進行統籌規劃。打破以省為邊界的省級電力市場制度，通過建立省間電力市場，統一制訂交易規則、統一進行電力電量交易，更大市場范圍內形成交易互動的規模與合理匹配，將有效減少各省政策成本，有利于市場競爭的規范有效和可靠運行。
2、完善和建立公平合理的調峰輔助服務市場
在尚未建立成熟的現貨市場、未形成合理的分時電價機制之前，建立起調峰交易機制，利用市場化手段解決調峰問題，是促進新能源消納的一種可行選擇。但在多數建設初期的調峰市場，根據一般經驗，將火電機組為代表的傳統能源作為深度調峰的主力資源，而將新能源等視作調峰的需求者，固化了其在調峰中的角色，在補償分攤機制設計上存在一定的行業歧視現象。建議政府本著資源優勢互補和市場公平的原則，理順利益關系，進一步完善輔助服務市場，提高輔助服務的公平性；同時，規范市場報價和審核披露機制。
3、加強頂層設計，推進全國電力現貨市場建設
完備的現貨市場是國外電力市場成功運營的關鍵。現貨市場主要開展日前、日內、實時的電能量交易和備用、調頻等輔助服務交易，現貨市場產生的價格信號可以為資源優化配置、規劃投資、中長期電力交易、電力金融市場提供一個有效的量化參考依據。在現貨市場作用下，新能源通過低邊際成本自動實現優先調度，并且中長期交易通過現貨交割，同時通過現貨市場的價格信號引導發電主動調峰，優化統籌全網調節資源，有效促進新能源消納。建議進一步加快現貨市場的試運營與建設工作，構建全國性電力現貨市場，在具體市場機制設計中，應充分考慮新能源發電的波動性、不確定性、邊際成本等特點，一方面通過合理的投資保障機制，調動各類型尤其是靈活性較高的電源投資積極性，保障電力系統長期安全地可靠運行；另一方面，通過運行階段規則設計，如日前市場競價、結算，日前市場與日內市場銜接、實時市場獎懲措施等，充分調動靈活性資源的潛力。
4、完善電力市場信息披露制度
規范信息披露內容，制定電力市場信息披露目錄；建立信息分類評價機制，信息分類評價由電力交易機構與監管機構共同負責；規范信息披露方式，規范分類報送信息時間及發布方式，增強發用兩端知情權；同時，從理順政府監管機構職能、建立監管有效性評估體系、完善處罰機制、完善爭議處理機制四個角度出發，完善電力市場信息披露監管體系。
5、完善電價機制，推動新能源積極參與電力市場競爭
參考國外電力市場成功經驗，建議在新能源電價政策中增加環境成本因素，實現補貼電價平穩退坡；對存量帶補貼項目可逐步實施“價補分離”，即“市場化上網電價+固定補貼”模式，鼓勵新能源積極參與電力市場，發揮新能源發電邊際成本低的競爭優勢，充分利用市場機制發掘新能源消納空間。
（三）加強新能源電力消費側應用推廣
1、加大非水可再生能源消納責任權重的落實力度
按照國家發改委、能源局公布的2020年各省（區、市）非水電可再生能源電力最低消納責任權重，當前云南、寧夏、新疆等11個省（區、市）非水電可再生能源消納比重已達到2020年最低消納責任權重，江蘇、廣東、安徽、貴州、山東、內蒙古和廣西距離達到2020年最低消納責任權重不到1個百分點，京津冀、黑龍江、甘肅和青海非水電可再生能源電力消納比重較2020年最低消納權重仍有較大差距。有必要進一步加強地方政府新能源消納方面的工作力度，建議將消納責任權重納入地方政府績效考核管理體系，對政府部門及其人員的執行力、執行結果進行全面監測、考核分析和評價，調動起主動性和積極性，保障政策的進一步落實到位。
2、完善綠證實施機制，激勵綠色電力消費
解決綠證市場與新消納保障機制的銜接問題。目前綠證自愿認購對促進新能源消納作用十分有限，應將新能源消納保障機制將與綠證認購有機結合，具體考慮設置綠證抵銷消納量的權重，鼓勵企業進行綠證認購，刺激綠證市場的進一步發展。
3、積極推進新能源就近高效利用、電能替代和需求側響應
（1）促進新能源就近高效利用。在三北等新能源富集區，建設以新能源利用為主、多能集成互補聯合運行的綜合能源消納示范區。探索新能源富余電力供暖、制氫、參與電力輔助服務實現途徑，利用綜合能源管理監控平臺實現多能集成互補、源-網-荷互動，梯次高效利用。
（2）加快“兩個替代”。北方可實施風電供暖取代燃煤燃氣鍋爐，對熱力管線覆蓋不到的建筑推廣熱泵、發熱電纜、電熱膜等分散式電采暖取代散煤鍋爐供暖；對工業燃煤或燃氣窯爐可改造為電鍋爐；對農業井罐區可實施“機改電”排灌；對靠港燃油船舶可改造使用岸電等，適合新能源低谷限電利用及就近消納。
（3）推動實現需求側響應。通過需求側響應激勵機制、需求側響應技術積極探索新能源消納與電力需求側互動響應研究，鼓勵電動汽車充電樁等可平移柔性負荷參加響應新能源消納的電力輔助服務市場，發揮電解鋁、鐵合金、多晶硅等電價敏感型高載能負荷的靈活用電潛力，消納波動性新能源。培育需求側響應聚合服務商等新興市場主體，釋放居民、商業和一般工業負荷的用電彈性，逐步將電力需求側資源納入電力市場。
4、切實推進分布式發電市場化交易政策落地
新能源分布式發電在負荷區就近建設，就地消納，可有效解決輸變電環節電能損耗，同時銷售電價具備競爭優勢，提高能源利用效率。建議國家打破新能源分布式“隔墻售電”的市場壁壘，有力推進分布式發電市場化交易政策落地，促進我國能源消費革命的飛躍。
5、加大新能源社會經濟效益的研究和宣傳力度
采取各種有力措施，全面推廣新能源的科學普及和開發利用研究，在全社會積極倡導綠色環保能源消費觀念。可充分利用現代科技手段充分調動廣大群眾了解、學習、消費新能源的積極性、主動性和創造性，讓新能源熟知于民、服務于民、實惠于民、造福于民，讓整個社會行動起來進一步擴大新能源使用比例，走可持續發展之路。
（四）推動新能源并網消納關鍵技術發展
1、打造“準預測、強支撐、高抗擾、善協同”并網友好型新能源發電設備和場站
（1）提高功率預測系統精度。通過氣象預報技術的改善提升和功率預測模型算法先進適用性提高風電功率預測精度，提高風電并網協調運行水平。
（2）提高頻率/電壓控制響應與耐受能力。通過新能源發電主控程序優化升級、風電變流器/光伏逆變器新型拓撲設計改造等技術創新手段，實現新能源發電虛擬同步慣量，具備一次調頻及主動調壓能力、高電壓穿越改造能力、抑制次同步諧波能力、提高弱電網（短路比SCR<2）運行適應性，進一步降低諧波提高并網電能質量。
（3）提高多場站協同優化運行調控能力。新能源企業與電網公司聯手，在新能源基地以及各地新能源發電分布區域，通過規劃建設區域性新能源大數據與監控平臺，實現集中/分布式新能源發電功率精確預測及有功/無功電壓優化調控，實現并網聯絡線優化調度控制，具備防范新能源發電大規模脫網引發連鎖故障的能力。
2、推動火電機組靈活性改造，供熱機組熱電解耦運行
（1）繼續推動火電靈活性改造。在新能源優先發電政策支持下，以及具備電力輔助服務補償機制的前提下，通過火電機組低負荷運行適應性改造，實現火電機組具備深度調峰能力（降低50%Pn以上）的靈活性改造，通過有償深度調峰，實現新能源發電替代。靈活性改造要兼顧深度調峰和節能效率，在安全和環保的基礎上，最大程度降低對機組能耗、效率、壽命周期的影響。
（2）供熱機組熱電解耦運行。“三北”區域冬季供暖期與大風期重疊，供熱機組“以熱定電”運行模式使其最小出力較高，調峰能力嚴重受限（不超過20%Pn），擠占新能源消納空間，使得大風期棄風嚴重，供暖期6個月限電量占全年70%以上。通過在熱電廠配置蓄熱罐、電蓄熱鍋爐等措施，可在一定程度上或完全解耦“以熱定電”約束，降低供熱機組負荷低谷時段的最小出力，從“電能—熱能”轉換及時間挪移過程既能解決蓄熱供熱，又可提高新能源消納空間。
3、加快跨區輸電通道建設，擴大新能源配置范圍，統籌發揮大電網配置及平衡能力
（1）提升新能源富集區域電網匯集和跨區域外送能力。加快推進青海-河南、張北-雄安、陜北-武漢、雅中-江西等地高比例可再生能源外送通道建設，重點解決甘肅、兩廣、新疆、河北、四川、云南等地區內部輸電斷面能力不足問題。
（2）提高存量跨省區輸電通道新能源輸送比例。充分發揮送受兩端常規機組的調頻和調峰能力，探索新能源場站和常規電源組成聯合調度單元，內部由常規電源為新能源場站提供調峰和調頻輔助服務，對外視為整體參加電力市場并接受電網調度機構指令；統籌發揮大電網跨區域協同調度及配置平衡能力，提升特高壓直流利用效率，實現主要跨省區輸電通道中新能源電量比例達到平均30%以上。
4、成本允許條件下，在新能源富集區積極推廣風光儲互補一體化發電技術
新能源發電配合相應容量的儲能應用能夠顯著改善涉網性能，包括平滑出力波動、提高跟蹤發電計劃精度、改善場站無功調節能力、平抑并網點電壓波動，有效減少棄風棄光。同時儲能作為可調度靈活電源可參與電力輔助服務獲得額外收益。隨著儲能系統產品成本不斷下降，其商業模式和盈利邊界也不斷拓展，在技術經濟可行條件下，可在新能源富集區域積極發展風光儲互補一體化發電項目。通過風能和太陽能出力互補性、儲能調控靈活性提高新能源發電的可靠性和穩定性，同時也可通過共用升壓站、集電線路等有效降低單位投資成本，提高風光儲互補一體化發電項目競價能力和盈利水平。
三、結語
制約新能源發展的因素紛繁，影響消納的原因也復雜多變，解決新能源發展與消納問題是一項長期而艱巨的任務。在當前整體取得顯著成績的同時，必須堅持解決當前不可忽視的關鍵問題。我國正處于能源轉型革命的關鍵時期，如果提供不了進一步的政策保障、市場機制和關鍵技術，棄風棄光隨時可能卷土重來。本文擇取了這些關鍵問題，并提出具備現實意義的解決途徑和政策建議，希望能夠在即將到來的新能源平價時代，在國家由全面建設小康社會向基本實現社會主義現代化邁進的“十四五”關鍵時期，對促進新能源產業健康、高質量發展，實現國家能源轉型目標，起到一定的促進作用。
作者丨孫浩、齊軍、高超、嚴菁、鄭欽、趙穎科
單位丨金風設計研究院 新能源技術與市場研究團隊
單位丨金風設計研究院 新能源技術與市場研究團隊
近年來我國在新能源領域取得了舉世矚目的成就。根據國家能源局最新數據，2019年全國風電累計裝機容量達到2.1億千瓦，光伏發電裝機達到2.04億千瓦，新能源發電裝機總容量位居全世界第一；2019年新能源新增裝機容量5585萬千瓦，占全國電源新增裝機容量的54%，已連續第三年超過火電；累計裝機容量占比超過20%（2010年占比3%），新能源正由補充型電源逐步向主力型電源發展。同時，在政府、電網等多方的努力下，伴隨新能源快速發展過程中持續存在的嚴重棄風、棄光問題也得到有效改善。
但目前新能源產業仍面臨著一些深層次矛盾與挑戰，對促進產業健康發展與解決新能源消納形成一定制約。本文基于對些關鍵問題的分析研究，提出解決途徑與政策建議，以期對新能源產業健康發展與并網消納起到一定的促進和改善作用。
一、新能源發展與消納仍面臨的關鍵問題及成因分析
（一）新能源各相關主體利益目標不協調，規劃不能充分銜接
2019年12月，全國人大關于《可再生能源法》實施情況的檢查報告中指出可再生能源規劃存在不夠銜接、執行不到位等問題，包括地方規劃發展目標超過上級總體目標；電網建設滯后于可再生能源發展，可再生能源電力輸出受阻問題比較明顯等。
究其根源是由于新能源發展與消納的相關主體（包括地方政府、新能源企業、傳統能源企業、電網企業、國家主管部門等）之間的利益目標不一致、不協調所造成的。國家主管部門的目標在于制定規劃實現能源轉型、提高新能源消納比例，促進新能源行業可持續穩定增長等，但在各項政策落地推進中受到各種阻礙因素影響，包括地方政府指標落實力度、電網投資計劃的審批執行、電網接入審批與消納安排的積極性、常規電源生產與發展對新能源的擠壓、可用于補貼的財政預算、主管部門權責范圍和使用力度等。
（二）部分地區新能源消納形勢仍然嚴峻，更大范圍配置資源的需求仍然強烈
雖然2019年全國的平均棄風、棄光率均降至5%以下，但部分新能源富集區異地消納的矛盾仍然突出。2019年，棄風率超過5%的地區包括新疆（棄風率14.0%），甘肅（棄風率7.6%），內蒙古（棄風率7.1%），三省（區）棄風電量合計136億千瓦時，占全國棄風電量的81%；西北地區棄光率雖降至5.9%，但棄光電量占到全國的87%，西藏、新疆、青海、棄光率仍處于較高位，分別為24.1%、7.4%、7.2%。
我國風光資源稟賦與電力負荷呈逆向分布關系，“三北”區域基地型新能源場站發電需通過跨區特高壓輸電外送到負荷密集的中東部地區，除了外送通道輸電能力不足導致棄風棄光限電，電力交易中存在的省際壁壘也是重要影響因素。雖然中央從2003年就開始鼓勵跨省電力交易，通過在更大的市場內配置資源來提高能源效率，但2019年的跨省交易電量仍不到全國電力消費總量的20%。目前以省為主體的地方經濟發展模式，決定了其電改基本思路就是要“以自給自足為主、外電補充為輔”，不利于大規模新能源的跨省跨區消納。
（三）電力體制改革推進給新能源企業帶來的效益挑戰
在新能源企業面對補貼政策帶來的成本效益壓力的同時，電力體制改革推進中存在的一些問題更加劇了這種挑戰。如在電力整體供過于求的省份，新能源消納途徑包括基本電量、交易電量等多種渠道，交易電價隨行就市，一般均與火電標桿電價存在負價差，保量不保價問題突出。2019年12月，全國人大關于《可再生能源法》實施情況檢查報告中對全額保障性收購制度落實不到位的問題進行了通報。除此之外，新能源企業在電力體制改革中仍面臨著以下挑戰。
1、平價時代新能源項目電價將面臨新的問題。火電標桿電價將直接決定新能源發電電價。2019年10月21日，國家發改委發布《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（發改價格規[2019]1658號），提出火電采用“基準電價+上下浮動”的電價機制，對于“上下浮動”部分，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，但同時又提及“確保工商業平均電價只降不升”的要求，在這種機制下，下游用戶側降低銷售電價的政策可能向上游發電側傳導，導致上網電價降低。隨著電改的推進，電力市場化交易規模的不斷擴大，可能進一步拉低火電平均上網電價，進而對平價新能源項目帶來更大的盈利壓力。
2、電力輔助服務補償分攤機制設計不合理，信息不透明，導致新能源企業非預期成本的增加。2019年11月5日，國家能源局發布了《關于2019年上半年電力輔助服務有關情況的通報》，2019年上半年，電力輔助服務總費用規模達到130.31億元，同比增長85.95%，其中，調峰費用共50.09億元，同比增長100.3%；備用費用47.41億元，同比增長141.6%。這兩類服務在新能源發電裝機比例較高的電網意義非同尋常，調峰、備用補償費用的大幅提高，意味著常規電源給新能源出讓了更多的發電空間，但由于某些調峰市場中存在的不完善因素（如某區域調峰市場中單價設置高、全電量分攤機制不盡合理等歧視性問題），在實現新能源消納提升的同時，也給新能源發電企業帶來了較大的分攤壓力，大幅壓縮了新能源發電企業的利潤。
3、電力市場披露機制亟待完善。當前電力信息披露仍集中于公開電力交易信息，缺乏對相關信息的進一步分析和歸納，并沒有形成較為系統的電力交易指數體系；同時廣泛存在披露不完善、不及時等問題，導致新能源企業無法獲得實時交易出清結果，進而新能源參加的各類交易均存在偏差電量，在一定程度上影響了交易的公平性。
（四）高比例新能源并網給電力系統帶來影響
新能源大規模并網，直流遠距離輸電規模持續增長，送受端常規機組被大量替代，電網形態及運行特性在發生較大變化，系統電力電子化特征凸顯，主要影響體現在如下幾個方面。
1、電力電量時空平衡困難，系統調峰能力仍嚴重不足。新能源高比例接入電力系統后，由于其波動性、間歇性、逆調峰出力特點，精準預測難度大，系統中常規電源不僅要平衡負荷變化，還要隨時平衡新能源發電的出力波動，系統需要預留的靈活性電源容量加大，系統調峰能力嚴重不足。
2、新能源發電一次調頻能力不足，主動調壓能力有限。現有并網技術標準（GB/T19963-2011）對新能源發電一次調頻能力未做明確要求，隨著新能源出力占比不斷增加，跟蹤響應電網頻率變化的一次調頻能力持續下降；新能源發電大規模替代常規發電機組，導致主網短路容量大幅下降和無功分層分區平衡能力弱化，對電網電壓支撐和調節能力有限。
3、新能源涉網性能標準偏低，頻率、電壓耐受能力不足。當系統發生事故，頻率、電壓發生較大變化時，譬如大型機組故障、大容量線路跳閘、直流換相失敗或閉鎖等，新能源機組容易大規模脫網，引發連鎖故障，該問題隨著新能源規模的快速增長日益突出。
4、系統電力電子化趨勢引發次同步諧波與次同步振蕩。新能源發電變流器/逆變器電源類型具備電力電子器件的快速響應特性，在傳統同步電網以工頻為基礎的穩定問題之外（功角穩定、低頻振蕩等問題），出現了寬頻帶（5~300Hz）振蕩新穩定問題，電力電子裝置誘發次同步/超同步振蕩后，嚴重危及火電機組及主網安全運行。
5、高滲透率分布式電源帶來運行管理問題。分布式電源具有數量多、規模小、分布廣等特點，高滲透率接入給電網安全運行管理帶來一定困擾，需要及早解決早期并網標準偏低導致的頻率電壓越限發生脫網、功率預測精度差導致調峰難度加大、下網潮流變小甚至倒送等影響配電網供電可靠性和電能質量等問題。
（五）需求側激勵機制缺乏，社會觀念轉變與認知仍存不足
1、2019年5月10日，國家發改委、能源局發布《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》（發改能源〔2019〕807號），確定了各省級區域可再生能源電量在電力消費中的占比目標，即可再生能源電力消納責任權重；同時早在2017年7月，以國家能源局《關于召開綠色電力證書自愿認購啟動儀式的通知》為開端，綠證政策實施至今已有兩年多的時間，但在自愿認購的情況下，綠證市場反應和效果卻不盡如人意。目前對促進需求側消納新能源的機制主要從區域強制配額、自發社會責任兩個角度考慮，缺乏更有效的激勵措施補充，對更大規模的促進新能源消納具有一定的局限性。
2、能源轉型革命首先要解決認知革命和觀念革命問題。在消費側激勵機制缺乏的同時，由于宣傳、引導與監督等存在的不到位因素，以及人民素質水平和傳統思維定式影響，大眾對于新能源的了解和接納程度仍然有限，對于電力生產與消費觀念轉變、對全球氣候變暖應對措施緊迫性的認知仍存在不足。
二、關鍵問題的解決路徑與政策建議
（一）逐步調整電網考核導向與國家指標下達方式
著眼于國家能源轉型及低碳發展的歷史使命，建議重新梳理各方的目標導向和制約因素，形成統一目標下相關方消納新能源的責權利，從而有利于解決瓶頸問題，實現國家規劃目標。尤其建議逐步調整電網企業的考核導向與國家指標的下達方式。
1、逐步調整電網考核導向
當前電網企業的目標導向仍主要在于利用輸配環節的自然壟斷地位實現增供擴銷、收益最大化，以及保證系統供電的穩定可靠。新能源的消納增長相對于常規電源給電網的“購銷價差”貢獻和系統穩定貢獻存在弱勢。因此電網企業更傾向于常規電源的電力供給，在新能源接入審批及消納運行安排上沒有主觀積極性；更不要說分布式新能源“自發自用”和“隔墻售電”已跳出電網企業收入渠道，與電網企業目標導向存在沖突。
2015年8月，中共中央、國務院印發了《關于深化國有企業改革的指導意見》，文件中指出要根據國有資本的戰略定位和發展目標，結合不同國有企業在經濟社會發展中的作用、現狀和發展需要，將國有企業分為商業類和公益類。本著電網企業獨占性和公益性的基本屬性，應逐步回歸電網企業公益性屬性。以保障民生、服務社會、提供公共產品和服務為主要目標，將電網企業的考核目標逐步調整為降低輸配成本、提高營運效率和安全、增加新能源消納額度和比例（包括并網、“自發自用”及“隔墻售電”等）、提升服務水平和品質等，同時引入社會評價。
2、調整國家指標下達方式
解決國家主管部門將新能源規劃指標下達給地方政府，而地方政府無抓手，只能層層分解協調解決的問題。建議國家主管部門將新能源并網規模與消納比例的五年和年度指標同步下達給電網企業，由電網企業根據各地電網現狀和負荷預測，結合新能源消納技術進步和示范項目的引領作用，進行系統最優化布局設計，規劃未來的投資和升級，提前向社會公布各地區（甚至細化到各臺區）下年度可以新增的新能源并網和消納額度。考慮新能源投資的各種因素制約，要求電網企業預先公布的各臺區新增容量總額必須大于國家規劃，新能源投資企業可有更多的選擇余地做出合適的投資決策。
（二）推動新能源友好型電力市場建設
1、打破省際壁壘，擴大省間電力交易市場規模
借鑒歐洲國家的經驗，在能夠建立省間市場的地方直接建立省間市場，能夠在更高層次統籌規劃的地方，就不在低層面進行統籌規劃。打破以省為邊界的省級電力市場制度，通過建立省間電力市場，統一制訂交易規則、統一進行電力電量交易，更大市場范圍內形成交易互動的規模與合理匹配，將有效減少各省政策成本，有利于市場競爭的規范有效和可靠運行。
2、完善和建立公平合理的調峰輔助服務市場
在尚未建立成熟的現貨市場、未形成合理的分時電價機制之前，建立起調峰交易機制，利用市場化手段解決調峰問題，是促進新能源消納的一種可行選擇。但在多數建設初期的調峰市場，根據一般經驗，將火電機組為代表的傳統能源作為深度調峰的主力資源，而將新能源等視作調峰的需求者，固化了其在調峰中的角色，在補償分攤機制設計上存在一定的行業歧視現象。建議政府本著資源優勢互補和市場公平的原則，理順利益關系，進一步完善輔助服務市場，提高輔助服務的公平性；同時，規范市場報價和審核披露機制。
3、加強頂層設計，推進全國電力現貨市場建設
完備的現貨市場是國外電力市場成功運營的關鍵。現貨市場主要開展日前、日內、實時的電能量交易和備用、調頻等輔助服務交易，現貨市場產生的價格信號可以為資源優化配置、規劃投資、中長期電力交易、電力金融市場提供一個有效的量化參考依據。在現貨市場作用下，新能源通過低邊際成本自動實現優先調度，并且中長期交易通過現貨交割，同時通過現貨市場的價格信號引導發電主動調峰，優化統籌全網調節資源，有效促進新能源消納。建議進一步加快現貨市場的試運營與建設工作，構建全國性電力現貨市場，在具體市場機制設計中，應充分考慮新能源發電的波動性、不確定性、邊際成本等特點，一方面通過合理的投資保障機制，調動各類型尤其是靈活性較高的電源投資積極性，保障電力系統長期安全地可靠運行；另一方面，通過運行階段規則設計，如日前市場競價、結算，日前市場與日內市場銜接、實時市場獎懲措施等，充分調動靈活性資源的潛力。
4、完善電力市場信息披露制度
規范信息披露內容，制定電力市場信息披露目錄；建立信息分類評價機制，信息分類評價由電力交易機構與監管機構共同負責；規范信息披露方式，規范分類報送信息時間及發布方式，增強發用兩端知情權；同時，從理順政府監管機構職能、建立監管有效性評估體系、完善處罰機制、完善爭議處理機制四個角度出發，完善電力市場信息披露監管體系。
5、完善電價機制，推動新能源積極參與電力市場競爭
參考國外電力市場成功經驗，建議在新能源電價政策中增加環境成本因素，實現補貼電價平穩退坡；對存量帶補貼項目可逐步實施“價補分離”，即“市場化上網電價+固定補貼”模式，鼓勵新能源積極參與電力市場，發揮新能源發電邊際成本低的競爭優勢，充分利用市場機制發掘新能源消納空間。
（三）加強新能源電力消費側應用推廣
1、加大非水可再生能源消納責任權重的落實力度
按照國家發改委、能源局公布的2020年各省（區、市）非水電可再生能源電力最低消納責任權重，當前云南、寧夏、新疆等11個省（區、市）非水電可再生能源消納比重已達到2020年最低消納責任權重，江蘇、廣東、安徽、貴州、山東、內蒙古和廣西距離達到2020年最低消納責任權重不到1個百分點，京津冀、黑龍江、甘肅和青海非水電可再生能源電力消納比重較2020年最低消納權重仍有較大差距。有必要進一步加強地方政府新能源消納方面的工作力度，建議將消納責任權重納入地方政府績效考核管理體系，對政府部門及其人員的執行力、執行結果進行全面監測、考核分析和評價，調動起主動性和積極性，保障政策的進一步落實到位。
2、完善綠證實施機制，激勵綠色電力消費
解決綠證市場與新消納保障機制的銜接問題。目前綠證自愿認購對促進新能源消納作用十分有限，應將新能源消納保障機制將與綠證認購有機結合，具體考慮設置綠證抵銷消納量的權重，鼓勵企業進行綠證認購，刺激綠證市場的進一步發展。
3、積極推進新能源就近高效利用、電能替代和需求側響應
（1）促進新能源就近高效利用。在三北等新能源富集區，建設以新能源利用為主、多能集成互補聯合運行的綜合能源消納示范區。探索新能源富余電力供暖、制氫、參與電力輔助服務實現途徑，利用綜合能源管理監控平臺實現多能集成互補、源-網-荷互動，梯次高效利用。
（2）加快“兩個替代”。北方可實施風電供暖取代燃煤燃氣鍋爐，對熱力管線覆蓋不到的建筑推廣熱泵、發熱電纜、電熱膜等分散式電采暖取代散煤鍋爐供暖；對工業燃煤或燃氣窯爐可改造為電鍋爐；對農業井罐區可實施“機改電”排灌；對靠港燃油船舶可改造使用岸電等，適合新能源低谷限電利用及就近消納。
（3）推動實現需求側響應。通過需求側響應激勵機制、需求側響應技術積極探索新能源消納與電力需求側互動響應研究，鼓勵電動汽車充電樁等可平移柔性負荷參加響應新能源消納的電力輔助服務市場，發揮電解鋁、鐵合金、多晶硅等電價敏感型高載能負荷的靈活用電潛力，消納波動性新能源。培育需求側響應聚合服務商等新興市場主體，釋放居民、商業和一般工業負荷的用電彈性，逐步將電力需求側資源納入電力市場。
4、切實推進分布式發電市場化交易政策落地
新能源分布式發電在負荷區就近建設，就地消納，可有效解決輸變電環節電能損耗，同時銷售電價具備競爭優勢，提高能源利用效率。建議國家打破新能源分布式“隔墻售電”的市場壁壘，有力推進分布式發電市場化交易政策落地，促進我國能源消費革命的飛躍。
5、加大新能源社會經濟效益的研究和宣傳力度
采取各種有力措施，全面推廣新能源的科學普及和開發利用研究，在全社會積極倡導綠色環保能源消費觀念。可充分利用現代科技手段充分調動廣大群眾了解、學習、消費新能源的積極性、主動性和創造性，讓新能源熟知于民、服務于民、實惠于民、造福于民，讓整個社會行動起來進一步擴大新能源使用比例，走可持續發展之路。
（四）推動新能源并網消納關鍵技術發展
1、打造“準預測、強支撐、高抗擾、善協同”并網友好型新能源發電設備和場站
（1）提高功率預測系統精度。通過氣象預報技術的改善提升和功率預測模型算法先進適用性提高風電功率預測精度，提高風電并網協調運行水平。
（2）提高頻率/電壓控制響應與耐受能力。通過新能源發電主控程序優化升級、風電變流器/光伏逆變器新型拓撲設計改造等技術創新手段，實現新能源發電虛擬同步慣量，具備一次調頻及主動調壓能力、高電壓穿越改造能力、抑制次同步諧波能力、提高弱電網（短路比SCR<2）運行適應性，進一步降低諧波提高并網電能質量。
（3）提高多場站協同優化運行調控能力。新能源企業與電網公司聯手，在新能源基地以及各地新能源發電分布區域，通過規劃建設區域性新能源大數據與監控平臺，實現集中/分布式新能源發電功率精確預測及有功/無功電壓優化調控，實現并網聯絡線優化調度控制，具備防范新能源發電大規模脫網引發連鎖故障的能力。
2、推動火電機組靈活性改造，供熱機組熱電解耦運行
（1）繼續推動火電靈活性改造。在新能源優先發電政策支持下，以及具備電力輔助服務補償機制的前提下，通過火電機組低負荷運行適應性改造，實現火電機組具備深度調峰能力（降低50%Pn以上）的靈活性改造，通過有償深度調峰，實現新能源發電替代。靈活性改造要兼顧深度調峰和節能效率，在安全和環保的基礎上，最大程度降低對機組能耗、效率、壽命周期的影響。
（2）供熱機組熱電解耦運行。“三北”區域冬季供暖期與大風期重疊，供熱機組“以熱定電”運行模式使其最小出力較高，調峰能力嚴重受限（不超過20%Pn），擠占新能源消納空間，使得大風期棄風嚴重，供暖期6個月限電量占全年70%以上。通過在熱電廠配置蓄熱罐、電蓄熱鍋爐等措施，可在一定程度上或完全解耦“以熱定電”約束，降低供熱機組負荷低谷時段的最小出力，從“電能—熱能”轉換及時間挪移過程既能解決蓄熱供熱，又可提高新能源消納空間。
3、加快跨區輸電通道建設，擴大新能源配置范圍，統籌發揮大電網配置及平衡能力
（1）提升新能源富集區域電網匯集和跨區域外送能力。加快推進青海-河南、張北-雄安、陜北-武漢、雅中-江西等地高比例可再生能源外送通道建設，重點解決甘肅、兩廣、新疆、河北、四川、云南等地區內部輸電斷面能力不足問題。
（2）提高存量跨省區輸電通道新能源輸送比例。充分發揮送受兩端常規機組的調頻和調峰能力，探索新能源場站和常規電源組成聯合調度單元，內部由常規電源為新能源場站提供調峰和調頻輔助服務，對外視為整體參加電力市場并接受電網調度機構指令；統籌發揮大電網跨區域協同調度及配置平衡能力，提升特高壓直流利用效率，實現主要跨省區輸電通道中新能源電量比例達到平均30%以上。
4、成本允許條件下，在新能源富集區積極推廣風光儲互補一體化發電技術
新能源發電配合相應容量的儲能應用能夠顯著改善涉網性能，包括平滑出力波動、提高跟蹤發電計劃精度、改善場站無功調節能力、平抑并網點電壓波動，有效減少棄風棄光。同時儲能作為可調度靈活電源可參與電力輔助服務獲得額外收益。隨著儲能系統產品成本不斷下降，其商業模式和盈利邊界也不斷拓展，在技術經濟可行條件下，可在新能源富集區域積極發展風光儲互補一體化發電項目。通過風能和太陽能出力互補性、儲能調控靈活性提高新能源發電的可靠性和穩定性，同時也可通過共用升壓站、集電線路等有效降低單位投資成本，提高風光儲互補一體化發電項目競價能力和盈利水平。
三、結語
制約新能源發展的因素紛繁，影響消納的原因也復雜多變，解決新能源發展與消納問題是一項長期而艱巨的任務。在當前整體取得顯著成績的同時，必須堅持解決當前不可忽視的關鍵問題。我國正處于能源轉型革命的關鍵時期，如果提供不了進一步的政策保障、市場機制和關鍵技術，棄風棄光隨時可能卷土重來。本文擇取了這些關鍵問題，并提出具備現實意義的解決途徑和政策建議，希望能夠在即將到來的新能源平價時代，在國家由全面建設小康社會向基本實現社會主義現代化邁進的“十四五”關鍵時期，對促進新能源產業健康、高質量發展，實現國家能源轉型目標，起到一定的促進作用。
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