一、我國新能源發展現狀
截至2016年底，風電和太陽能裝機累計達到2.26億千瓦，超過全球四分之一，新能源在16個省區已成為第二大電源。我國風電累計裝機達14864萬千瓦，占總裝機的9.0%；太陽能累計裝機達7742萬千瓦，占總裝機的4.7%。風電累計裝機容量主要分布在西北（29%）、東北（29%）、華北（19%）；太陽能累計裝機容量主要分布在西北（41%）、華東（17%）、華北（16%）、東北（10%）。
2016年，風電發電量2410億千瓦時，占全部發電量的4%。全國風電平均利用小時數1742小時，同比增加14小時。太陽能發電量662億千瓦時，占全部發電量的1%。全國太陽能發電設備利用小時數1092小時，同比減少41小時。
2016年我國全年棄風電量497億千瓦時，平均棄風率17.1%。棄光主要集中在西北地區。我國西北五省棄光電量69億千瓦時，平均棄光率約20%。全國21個省區基本不棄風，27個省區基本不棄光。棄風主要集中在西北、東北地區，其棄風電量約占全國棄風電量的72%。
二、新能源消納問題原因分析
目前造成新能源消納問題產生的主要原因，既有技術方面也有政策機制方面。
（一）用電需求增長放緩，消納市場總量不足。
“十二五”以來，我國經濟進入新常態，用電需求增長放緩，但包括新能源在內的各類電源仍保持較快增長，新增的用電市場無法支撐電源的快速增長，導致發電設備利用小時數持續下降。“十二五”以來，全國用電量增速5.9%、電源裝機增速9.4%，特別是新能源裝機快速增長，增速達到39.7%，遠高于用電量增長速度。2016年，全國發電設備平均利用小時數3785小時，與2010年相比降低865小時，下降19%。
新能源集中的東北、甘肅、新疆等地區，供大于求矛盾更加突出。東北地區“十二五”以來電源裝機增長47%，比負荷增長高26個百分點，2016年電源裝機規模是最高負荷的2.2倍。甘肅省“十二五”以來電源裝機增長124%，比負荷增長高97個百分點，2016年電源裝機是最大負荷的2.9倍，新能源裝機是最大負荷的1.2倍。新疆自治區“十二五”以來電源裝機增長5倍，2014年以來，用電負荷增速明顯放緩，2016年電源裝機規模是最大負荷的3倍。
（二）電源結構性矛盾突出，系統調峰能力嚴重不足。
我國靈活調節電源比重低。我國能源結構以煤為主，火電占全國電源裝機比重達到67%（“三北”地區70%），抽水蓄能、燃氣等靈活調節電源比重僅為6%（“三北”地區4%），調節能力先天不足。相比較而言，國外主要新能源國家靈活電源比重相對較高，西班牙、德國、美國的靈活調節電源占總裝機的比例分別為31%、19%、47%，美國和西班牙靈活調節電源達到新能源的8.5倍和1.5倍。
我國火電機組調節能力差。我國“三北”地區供熱機組占有很大比重，10個省區超過40%，特別是冬春季供熱期、水電枯水期與大風期“三期”重疊，新能源消納更加困難。東北地區出現供熱期火電最小技術出力超過最小用電負荷的情況，完全沒有消納風電的空間。另外，我國純凝機組調峰能力一般為50%左右，抽凝機組供熱期調峰能力僅20%，丹麥和德國等國家純凝和抽凝機組的調峰能力可以達到60%~80%。
部分地區自備電廠占比高且不參與調峰。截至2016年底，“三北”地區自備電廠裝機容量8231萬千瓦，占火電裝機比例達到19%，與2010年相比增長1.5倍。自備電廠多隸屬高耗能企業，負荷相對固定，不參與系統調峰，在電力需求放緩的情況下，自備電廠發電量的增長進一步擠占了新能源消納空間。例如，新疆自備電廠容量1953萬千瓦，占全區燃煤機組總量的42.9%，2016年發電利用小時數6161小時，比公用火電廠高3007小時。
（三）跨省跨區輸電通道能力不足，難以在更大范圍消納。
新能源富集地區跨省跨區通道規劃建設滯后。電網項目核準滯后于新能源項目，2015年甘肅酒泉風電基地裝機規模已超過1200萬千瓦、太陽能發電近600萬千瓦，酒泉—湖南特高壓直流工程2015年5月核準建設，2017年才能投產，外送通道建設滯后2~3年。截至2016年底，“三北”地區新能源裝機合計1.63億千瓦，但電力外送能力只有3400萬千瓦，占新能源裝機的21%，而且還要承擔煤電基地外送任務，外送能力不夠。
現有新能源外送通道能力不能充分發揮。一方面，特高壓網架還處于發展過渡期，1000千伏長南荊線與哈密—鄭州、酒泉—湖南直流存在強耦合關系。哈鄭直流滿功率運行方式下，一旦發生單極或雙極閉鎖故障，將會突破長南線靜穩極限，導致電網失穩，輸送功率只能控制在500萬千瓦以內。另一方面，風電機組過電壓耐受能力標準低于電網設備的耐壓能力，一旦送端系統故障，電網電壓水平上升，超過風電機組耐壓水平，將導致風電機組大面積脫網，也制約了直流送電能力。
（四）市場化機制缺失制約新能源消納。
火電發電計劃剛性執行擠占新能源發電空間。長期以來，我國發電量主要實行計劃管理，各地政府年初確定各類電源的年發電計劃，按照監管要求，全年發電量不得超過年度計劃的±2%。電網調度只能在計劃框架下，通過局部優化爭取多接納新能源，調整空間小、效果有限。
火電調峰能力得不到充分調用。在現行體制機制下，發電量是各類機組收益的主要來源，由于調峰損失電量且無法獲得合理補償，火電企業普遍不愿主動參與調峰。雖然2008年國家出臺了相關輔助服務細則，但規定的補償標準低，無法調動火電企業參與調峰的積極性。
新能源跨省消納存在省間壁壘。我國電力長期以來按省域平衡，風電等新能源以就地消納為主，缺乏跨省跨區消納政策和電價機制。特別是近期電力供大于求，新能源由于沒有配套的國家計劃，加之出力具有隨機性，帶來輔助服務問題，跨省消納的壁壘更加突出。
需求側資源利用程度較低。需求側響應價格機制不完善，上網側分時電價政策缺位（僅少數省區的部分機組執行），導致銷售側分時電價與上網電價缺乏及時有效聯動。峰谷電價比價低，對用戶低谷用電激勵不足，需求側資源主動參與系統調節的意愿不高，對新能源消納貢獻有限。
三、促進我國新能源消納的相關措施
新能源消納問題涉及電力系統發、輸、配、用多個環節，影響新能源消納的關鍵因素，可歸納為“3+1”。“3”指“源—網—荷”三方，決定新能源消納的潛力；“1”指政策及市場機制，決定新能源消納潛力發揮的程度。實現新能源高效消納，既需要“源—網—荷”技術驅動，也需要政策引導和市場機制配合，需要多措并舉、綜合施策。
（一）電源側措施
1.優化電源發展布局。為促進風電有序發展，2016年國家能源局建立了風電投資監測預警機制，預警程度由高到低分為紅色、橙色、綠色三個等級。“十三五”期間，要嚴格按照國家“十三五”規劃安排新能源建設，并落實到各省。優化新能源建設布局，嚴重棄風棄光省份不再安排建設。落實煤電去產能要求，嚴控東中部地區煤電建設，為新能源發展騰出空間。
2.加強調峰能力建設。開展火電靈活性改造，全面落實國家能源局火電靈活性改造示范試點工作，“十三五”期間“三北”地區完成改造2.15億千瓦，改造后的純凝機組及熱電聯產機組在非供熱期最小出力30%~35%，熱電聯產機組在供熱期最小出力40%~50%。加快抽水蓄能電站建設，“十三五”期間全國規劃新開工抽水蓄能電站約6000萬千瓦，2020年底在役規模達到4000萬千瓦。
（二）電網側措施
1.加快電網互聯互通。高質量、高標準建設跨省跨區輸電通道，優先安排新能源外送，最大限度解決棄風棄光問題。2016年，建成錫盟—山東、蒙西—天津南等特高壓交流工程，寧東—浙江特高壓直流工程，合計輸送能力2000萬千瓦。寧夏—山東、哈密—鄭州、寧東—浙江三大通道完成新能源交易電量130億千瓦時，占比36%；東北新能源跨省區交易電量113億千瓦時，占新能源總發電量的21%。
2.發展智能配電網，適應分布式新能源及多元化負荷接入。綜合應用智能配電網的各項新技術，滿足分布式能源并網，通過實施用戶智能友好互動工程和開展微電網示范工程，提升配電網接納新能源、分布式電源及多元化負荷的能力。2016年多項配電網升級改造工程已部署，如安徽六安金寨縣分布式電源與多元化負荷高效接納綜合示范項目、北京亦莊主動配網示范工程項目等7個示范工程。
3.應用大電網多能互補協調運行技術。采用特高壓、超高壓交直流輸電技術加強區域電網之間互聯，提升各區域間電力交換能力，實現資源互補，充分發揮電網平臺資源優化配置優勢，促進新能源開發利用。以西北地區為例，通過充分利用黃河上游梯級水電調節能力，促進電網消納新能源。在中午新能源出力較高時，降低黃河上游水電出力；在夜間新能源出力較低時，提高水電出力。2016年西北電網利用現有調峰資源，積極協調跨區跨省交易，統一調度網內水、火電以配合新能源上網，消納新能源同比增加38%。
4.加快虛擬同步機、智慧能源等關鍵技術攻關。2016年，國內研制出世界首套500千瓦光伏虛擬同步機，在張北風光儲輸基地成功并網，未來將繼續加快虛擬同步機的技術攻關和應用。2016年，國內完成國家風光儲輸示范工程項目二期工程建設，是目前世界上規模最大、綜合利用水平最高的集風力發電、光伏發電、儲能系統、智能輸電“四位一體”的新能源綜合示范項目。加快虛擬同步發電機、微電網、儲能、“互聯網+”智慧能源等關鍵技術攻關和應用，提高各級電網智能化水平，增強電網對新能源大規模接入的適應能力，力爭實現配電網對分布式電源的100%就地消納。
（三）負荷側措施
1.實施需求側響應。實施峰谷電價、分時電價等措施，改善負荷特性，用市場辦法引導用戶參與調峰調頻、主動響應可再生能源出力變化。
2.加快推進電能替代。按照國家對電能替代規模的要求，“十三五”期間全國將完成電能替代電量規模5000億千瓦時。其中分布式電采暖、工業電鍋爐、電窯爐以及電動汽車等主要替代技術分別實現替代電量742億千瓦時、756億千瓦時、518億千瓦時以及209億千瓦時。從地域來看，“三北”地區完成替代電量2629億千瓦時，華北重點實施“煤改電”和清潔供暖，華中、華東、西南地區以分散式電采暖和電動汽車為主。
（四）政策和市場機制
我國能源供需逆向分布的稟賦條件，以及新能源集約化開發和大范圍消納利用的需求，客觀上決定了我國電力大規模跨區域輸送和消納是必由之路，迫切需要加快建立統一開放、競爭有序的全國電力市場。
近期市場機制。對于發用電計劃尚未放開，市場空間較小的省份，采用省間新能源與火電、新能源與自備電廠間發電權交易方式開展新能源外送交易；隨著省間發用電計劃放開，開展省間新能源外送交易和新能源與用戶直接交易；根據各地實際情況，開展中長期調峰置換交易、新能源與抽水電量和應急支援交易，靈活調節新能源外送電量；開展可再生能源增量跨省區外送現貨市場。
中遠期市場機制。可再生能源與受端電網符合準入條件的發電企業共同參與受端電網的現貨電力市場，受端電網符合準入條件的大用戶、售電公司或電網企業（代理大用戶和售電公司）可參與市場交易購電。可再生能源帶溢價補貼參與跨省區現貨市場主要包括日前市場和日內市場。具備條件的地區可以根據需要開設實時平衡市場。
四、政策建議
（一）加強規劃及運行的協調
加強新能源、常規電源、電網三者之間規劃及運行的協調性，實現系統常規電源與新能源的合理配比、協調運行，加快推進大型新能源基地配套送出電網工程規劃建設，加快抽水蓄能電站、燃氣調峰電站等電源建設，將“十三五”火電機組靈活性改造規劃分解落實到實處。落實國家電源調控措施，優化新能源開發布局，在棄風棄光嚴重的地區暫緩各類電源核準建設。
（二）完善新能源建設和并網標準
推動新能源參與一次調頻、調壓等技術規范出臺，提高新能源高電壓耐受能力和頻率耐受能力，制定和完善新能源調頻、調壓標準，考慮將新能源發電納入并網發電廠考核。
（三）推動電力輔助服務市場建設
完善輔助服務市場機制，充分調動火電企業主動參與調峰的積極性，引導微電網、儲能、用戶可中斷負荷等參與調峰調頻，推動利用價格杠桿促進新能源消納。
（四）建立健全新能源電力交易機制
放開省內發用電計劃，除國家指令性計劃和政府間框架協議電量，完全放開省間交易。建立全國范圍內的可再生配額制度，鼓勵發電集團內部通過新能源與火電電量置換完成配額指標。加快建設全國范圍的中長期市場、現貨市場和輔助服務市場，逐步將發電權交易、直接交易等交易機制納入成熟的電力市場體系中。
（五）創新價格及補貼機制
制定新能源發電價格、補貼分離政策，建立市場競價基礎上固定補貼的價格機制，促進新能源公平參與市場。加快出臺支持抽水蓄能電站跨區調用的價格政策，完善電能替代財政補貼、稅收優惠等政策。
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