一、我国新能源发展现状
截至2016年底，风电和太阳能装机累计达到2.26亿千瓦，超过全球四分之一，新能源在16个省区已成为第二大电源。我国风电累计装机达14864万千瓦，占总装机的9.0%；太阳能累计装机达7742万千瓦，占总装机的4.7%。风电累计装机容量主要分布在西北（29%）、东北（29%）、华北（19%）；太阳能累计装机容量主要分布在西北（41%）、华东（17%）、华北（16%）、东北（10%）。
2016年，风电发电量2410亿千瓦时，占全部发电量的4%。全国风电平均利用小时数1742小时，同比增加14小时。太阳能发电量662亿千瓦时，占全部发电量的1%。全国太阳能发电设备利用小时数1092小时，同比减少41小时。
2016年我国全年弃风电量497亿千瓦时，平均弃风率17.1%。弃光主要集中在西北地区。我国西北五省弃光电量69亿千瓦时，平均弃光率约20%。全国21个省区基本不弃风，27个省区基本不弃光。弃风主要集中在西北、东北地区，其弃风电量约占全国弃风电量的72%。
二、新能源消纳问题原因分析
目前造成新能源消纳问题产生的主要原因，既有技术方面也有政策机制方面。
（一）用电需求增长放缓，消纳市场总量不足。
“十二五”以来，我国经济进入新常态，用电需求增长放缓，但包括新能源在内的各类电源仍保持较快增长，新增的用电市场无法支撑电源的快速增长，导致发电设备利用小时数持续下降。“十二五”以来，全国用电量增速5.9%、电源装机增速9.4%，特别是新能源装机快速增长，增速达到39.7%，远高于用电量增长速度。2016年，全国发电设备平均利用小时数3785小时，与2010年相比降低865小时，下降19%。
新能源集中的东北、甘肃、新疆等地区，供大于求矛盾更加突出。东北地区“十二五”以来电源装机增长47%，比负荷增长高26个百分点，2016年电源装机规模是最高负荷的2.2倍。甘肃省“十二五”以来电源装机增长124%，比负荷增长高97个百分点，2016年电源装机是最大负荷的2.9倍，新能源装机是最大负荷的1.2倍。新疆自治区“十二五”以来电源装机增长5倍，2014年以来，用电负荷增速明显放缓，2016年电源装机规模是最大负荷的3倍。
（二）电源结构性矛盾突出，系统调峰能力严重不足。
我国灵活调节电源比重低。我国能源结构以煤为主，火电占全国电源装机比重达到67%（“三北”地区70%），抽水蓄能、燃气等灵活调节电源比重仅为6%（“三北”地区4%），调节能力先天不足。相比较而言，国外主要新能源国家灵活电源比重相对较高，西班牙、德国、美国的灵活调节电源占总装机的比例分别为31%、19%、47%，美国和西班牙灵活调节电源达到新能源的8.5倍和1.5倍。
我国火电机组调节能力差。我国“三北”地区供热机组占有很大比重，10个省区超过40%，特别是冬春季供热期、水电枯水期与大风期“三期”重叠，新能源消纳更加困难。东北地区出现供热期火电最小技术出力超过最小用电负荷的情况，完全没有消纳风电的空间。另外，我国纯凝机组调峰能力一般为50%左右，抽凝机组供热期调峰能力仅20%，丹麦和德国等国家纯凝和抽凝机组的调峰能力可以达到60%~80%。
部分地区自备电厂占比高且不参与调峰。截至2016年底，“三北”地区自备电厂装机容量8231万千瓦，占火电装机比例达到19%，与2010年相比增长1.5倍。自备电厂多隶属高耗能企业，负荷相对固定，不参与系统调峰，在电力需求放缓的情况下，自备电厂发电量的增长进一步挤占了新能源消纳空间。例如，新疆自备电厂容量1953万千瓦，占全区燃煤机组总量的42.9%，2016年发电利用小时数6161小时，比公用火电厂高3007小时。
（三）跨省跨区输电通道能力不足，难以在更大范围消纳。
新能源富集地区跨省跨区通道规划建设滞后。电网项目核准滞后于新能源项目，2015年甘肃酒泉风电基地装机规模已超过1200万千瓦、太阳能发电近600万千瓦，酒泉—湖南特高压直流工程2015年5月核准建设，2017年才能投产，外送通道建设滞后2~3年。截至2016年底，“三北”地区新能源装机合计1.63亿千瓦，但电力外送能力只有3400万千瓦，占新能源装机的21%，而且还要承担煤电基地外送任务，外送能力不够。
现有新能源外送通道能力不能充分发挥。一方面，特高压网架还处于发展过渡期，1000千伏长南荆线与哈密—郑州、酒泉—湖南直流存在强耦合关系。哈郑直流满功率运行方式下，一旦发生单极或双极闭锁故障，将会突破长南线静稳极限，导致电网失稳，输送功率只能控制在500万千瓦以内。另一方面，风电机组过电压耐受能力标准低于电网设备的耐压能力，一旦送端系统故障，电网电压水平上升，超过风电机组耐压水平，将导致风电机组大面积脱网，也制约了直流送电能力。
（四）市场化机制缺失制约新能源消纳。
火电发电计划刚性执行挤占新能源发电空间。长期以来，我国发电量主要实行计划管理，各地政府年初确定各类电源的年发电计划，按照监管要求，全年发电量不得超过年度计划的±2%。电网调度只能在计划框架下，通过局部优化争取多接纳新能源，调整空间小、效果有限。
火电调峰能力得不到充分调用。在现行体制机制下，发电量是各类机组收益的主要来源，由于调峰损失电量且无法获得合理补偿，火电企业普遍不愿主动参与调峰。虽然2008年国家出台了相关辅助服务细则，但规定的补偿标准低，无法调动火电企业参与调峰的积极性。
新能源跨省消纳存在省间壁垒。我国电力长期以来按省域平衡，风电等新能源以就地消纳为主，缺乏跨省跨区消纳政策和电价机制。特别是近期电力供大于求，新能源由于没有配套的国家计划，加之出力具有随机性，带来辅助服务问题，跨省消纳的壁垒更加突出。
需求侧资源利用程度较低。需求侧响应价格机制不完善，上网侧分时电价政策缺位（仅少数省区的部分机组执行），导致销售侧分时电价与上网电价缺乏及时有效联动。峰谷电价比价低，对用户低谷用电激励不足，需求侧资源主动参与系统调节的意愿不高，对新能源消纳贡献有限。
三、促进我国新能源消纳的相关措施
新能源消纳问题涉及电力系统发、输、配、用多个环节，影响新能源消纳的关键因素，可归纳为“3+1”。“3”指“源—网—荷”三方，决定新能源消纳的潜力；“1”指政策及市场机制，决定新能源消纳潜力发挥的程度。实现新能源高效消纳，既需要“源—网—荷”技术驱动，也需要政策引导和市场机制配合，需要多措并举、综合施策。
（一）电源侧措施
1.优化电源发展布局。为促进风电有序发展，2016年国家能源局建立了风电投资监测预警机制，预警程度由高到低分为红色、橙色、绿色三个等级。“十三五”期间，要严格按照国家“十三五”规划安排新能源建设，并落实到各省。优化新能源建设布局，严重弃风弃光省份不再安排建设。落实煤电去产能要求，严控东中部地区煤电建设，为新能源发展腾出空间。
2.加强调峰能力建设。开展火电灵活性改造，全面落实国家能源局火电灵活性改造示范试点工作，“十三五”期间“三北”地区完成改造2.15亿千瓦，改造后的纯凝机组及热电联产机组在非供热期最小出力30%~35%，热电联产机组在供热期最小出力40%~50%。加快抽水蓄能电站建设，“十三五”期间全国规划新开工抽水蓄能电站约6000万千瓦，2020年底在役规模达到4000万千瓦。
（二）电网侧措施
1.加快电网互联互通。高质量、高标准建设跨省跨区输电通道，优先安排新能源外送，最大限度解决弃风弃光问题。2016年，建成锡盟—山东、蒙西—天津南等特高压交流工程，宁东—浙江特高压直流工程，合计输送能力2000万千瓦。宁夏—山东、哈密—郑州、宁东—浙江三大通道完成新能源交易电量130亿千瓦时，占比36%；东北新能源跨省区交易电量113亿千瓦时，占新能源总发电量的21%。
2.发展智能配电网，适应分布式新能源及多元化负荷接入。综合应用智能配电网的各项新技术，满足分布式能源并网，通过实施用户智能友好互动工程和开展微电网示范工程，提升配电网接纳新能源、分布式电源及多元化负荷的能力。2016年多项配电网升级改造工程已部署，如安徽六安金寨县分布式电源与多元化负荷高效接纳综合示范项目、北京亦庄主动配网示范工程项目等7个示范工程。
3.应用大电网多能互补协调运行技术。采用特高压、超高压交直流输电技术加强区域电网之间互联，提升各区域间电力交换能力，实现资源互补，充分发挥电网平台资源优化配置优势，促进新能源开发利用。以西北地区为例，通过充分利用黄河上游梯级水电调节能力，促进电网消纳新能源。在中午新能源出力较高时，降低黄河上游水电出力；在夜间新能源出力较低时，提高水电出力。2016年西北电网利用现有调峰资源，积极协调跨区跨省交易，统一调度网内水、火电以配合新能源上网，消纳新能源同比增加38%。
4.加快虚拟同步机、智慧能源等关键技术攻关。2016年，国内研制出世界首套500千瓦光伏虚拟同步机，在张北风光储输基地成功并网，未来将继续加快虚拟同步机的技术攻关和应用。2016年，国内完成国家风光储输示范工程项目二期工程建设，是目前世界上规模最大、综合利用水平最高的集风力发电、光伏发电、储能系统、智能输电“四位一体”的新能源综合示范项目。加快虚拟同步发电机、微电网、储能、“互联网+”智慧能源等关键技术攻关和应用，提高各级电网智能化水平，增强电网对新能源大规模接入的适应能力，力争实现配电网对分布式电源的100%就地消纳。
（三）负荷侧措施
1.实施需求侧响应。实施峰谷电价、分时电价等措施，改善负荷特性，用市场办法引导用户参与调峰调频、主动响应可再生能源出力变化。
2.加快推进电能替代。按照国家对电能替代规模的要求，“十三五”期间全国将完成电能替代电量规模5000亿千瓦时。其中分布式电采暖、工业电锅炉、电窑炉以及电动汽车等主要替代技术分别实现替代电量742亿千瓦时、756亿千瓦时、518亿千瓦时以及209亿千瓦时。从地域来看，“三北”地区完成替代电量2629亿千瓦时，华北重点实施“煤改电”和清洁供暖，华中、华东、西南地区以分散式电采暖和电动汽车为主。
（四）政策和市场机制
我国能源供需逆向分布的禀赋条件，以及新能源集约化开发和大范围消纳利用的需求，客观上决定了我国电力大规模跨区域输送和消纳是必由之路，迫切需要加快建立统一开放、竞争有序的全国电力市场。
近期市场机制。对于发用电计划尚未放开，市场空间较小的省份，采用省间新能源与火电、新能源与自备电厂间发电权交易方式开展新能源外送交易；随着省间发用电计划放开，开展省间新能源外送交易和新能源与用户直接交易；根据各地实际情况，开展中长期调峰置换交易、新能源与抽水电量和应急支援交易，灵活调节新能源外送电量；开展可再生能源增量跨省区外送现货市场。
中远期市场机制。可再生能源与受端电网符合准入条件的发电企业共同参与受端电网的现货电力市场，受端电网符合准入条件的大用户、售电公司或电网企业（代理大用户和售电公司）可参与市场交易购电。可再生能源带溢价补贴参与跨省区现货市场主要包括日前市场和日内市场。具备条件的地区可以根据需要开设实时平衡市场。
四、政策建议
（一）加强规划及运行的协调
加强新能源、常规电源、电网三者之间规划及运行的协调性，实现系统常规电源与新能源的合理配比、协调运行，加快推进大型新能源基地配套送出电网工程规划建设，加快抽水蓄能电站、燃气调峰电站等电源建设，将“十三五”火电机组灵活性改造规划分解落实到实处。落实国家电源调控措施，优化新能源开发布局，在弃风弃光严重的地区暂缓各类电源核准建设。
（二）完善新能源建设和并网标准
推动新能源参与一次调频、调压等技术规范出台，提高新能源高电压耐受能力和频率耐受能力，制定和完善新能源调频、调压标准，考虑将新能源发电纳入并网发电厂考核。
（三）推动电力辅助服务市场建设
完善辅助服务市场机制，充分调动火电企业主动参与调峰的积极性，引导微电网、储能、用户可中断负荷等参与调峰调频，推动利用价格杠杆促进新能源消纳。
（四）建立健全新能源电力交易机制
放开省内发用电计划，除国家指令性计划和政府间框架协议电量，完全放开省间交易。建立全国范围内的可再生配额制度，鼓励发电集团内部通过新能源与火电电量置换完成配额指标。加快建设全国范围的中长期市场、现货市场和辅助服务市场，逐步将发电权交易、直接交易等交易机制纳入成熟的电力市场体系中。
（五）创新价格及补贴机制
制定新能源发电价格、补贴分离政策，建立市场竞价基础上固定补贴的价格机制，促进新能源公平参与市场。加快出台支持抽水蓄能电站跨区调用的价格政策，完善电能替代财政补贴、税收优惠等政策。
