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面對全球日益嚴峻的能源和環(huán)境問題，開發(fā)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(xiàn)可持續(xù)發(fā)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(fā)風能和太陽能等新能源是貫徹能源生產和消費革命戰(zhàn)略，建設低碳、安全高效的現(xiàn)代能源體系的有力抓手，也是推動我國能源轉型發(fā)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(jù)國家能源局最新數(shù)據(jù)，2019年全國風電累計裝機容量達到2.1億千瓦，光伏發(fā)電裝機達到2.04億千瓦，新能源發(fā)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(xù)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(fā)展。同時，在政府、電網(wǎng)等多方的努力下，伴隨新能源快速發(fā)展過程中持續(xù)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(yè)仍面臨著一些深層次矛盾與挑戰(zhàn)，對促進產業(yè)健康發(fā)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(yè)健康發(fā)展與并網(wǎng)消納起到一定的促進和改善作用。
一、新能源發(fā)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(xié)調，規(guī)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(guī)劃存在不夠銜接、執(zhí)行不到位等問題，包括地方規(guī)劃發(fā)展目標超過上級總體目標；電網(wǎng)建設滯后于可再生能源發(fā)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(fā)展與消納的相關主體（包括地方政府、新能源企業(yè)、傳統(tǒng)能源企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、國家主管部門等）之間的利益目標不一致、不協(xié)調所造成的。國家主管部門的目標在于制定規(guī)劃實現(xiàn)能源轉型、提高新能源消納比例，促進新能源行業(yè)可持續(xù)穩(wěn)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(wǎng)投資計劃的審批執(zhí)行、電網(wǎng)接入審批與消納安排的積極性、常規(guī)電源生產與發(fā)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(qū)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(qū)異地消納的矛盾仍然突出。2019年，棄風率超過5%的地區(qū)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?。▍^(qū)）棄風電量合計136億千瓦時，占全國棄風電量的81%；西北地區(qū)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(qū)域基地型新能源場站發(fā)電需通過跨區(qū)特高壓輸電外送到負荷密集的中東部地區(qū)，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(jīng)濟發(fā)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(guī)模新能源的跨省跨區(qū)消納。
（三）電力體制改革推進給新能源企業(yè)帶來的效益挑戰(zhàn)
在新能源企業(yè)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(zhàn)。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(yè)在電力體制改革中仍面臨著以下挑戰(zhàn)。
1、平價時代新能源項目電價將面臨新的問題?；痣姌藯U電價將直接決定新能源發(fā)電電價。2019年10月21日，國家發(fā)改委發(fā)布《關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》（發(fā)改價格規(guī)[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(yè)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(fā)電側傳導，導致上網(wǎng)電價降低。隨著電改的推進，電力市場化交易規(guī)模的不斷擴大，可能進一步拉低火電平均上網(wǎng)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(yè)非預期成本的增加。2019年11月5日，國家能源局發(fā)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(guī)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(fā)電裝機比例較高的電網(wǎng)意義非同尋常，調峰、備用補償費用的大幅提高，意味著常規(guī)電源給新能源出讓了更多的發(fā)電空間，但由于某些調峰市場中存在的不完善因素（如某區(qū)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(xiàn)新能源消納提升的同時，也給新能源發(fā)電企業(yè)帶來了較大的分攤壓力，大幅壓縮了新能源發(fā)電企業(yè)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(tǒng)的電力交易指數(shù)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(yè)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(wǎng)給電力系統(tǒng)帶來影響
新能源大規(guī)模并網(wǎng)，直流遠距離輸電規(guī)模持續(xù)增長，送受端常規(guī)機組被大量替代，電網(wǎng)形態(tài)及運行特性在發(fā)生較大變化，系統(tǒng)電力電子化特征凸顯，主要影響體現(xiàn)在如下幾個方面。
1、電力電量時空平衡困難，系統(tǒng)調峰能力仍嚴重不足。新能源高比例接入電力系統(tǒng)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(tǒng)中常規(guī)電源不僅要平衡負荷變化，還要隨時平衡新能源發(fā)電的出力波動，系統(tǒng)需要預留的靈活性電源容量加大，系統(tǒng)調峰能力嚴重不足。
2、新能源發(fā)電一次調頻能力不足，主動調壓能力有限。現(xiàn)有并網(wǎng)技術標準（GB/T19963-2011）對新能源發(fā)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(wǎng)頻率變化的一次調頻能力持續(xù)下降；新能源發(fā)電大規(guī)模替代常規(guī)發(fā)電機組，導致主網(wǎng)短路容量大幅下降和無功分層分區(qū)平衡能力弱化，對電網(wǎng)電壓支撐和調節(jié)能力有限。
3、新能源涉網(wǎng)性能標準偏低，頻率、電壓耐受能力不足。當系統(tǒng)發(fā)生事故，頻率、電壓發(fā)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(guī)模脫網(wǎng)，引發(fā)連鎖故障，該問題隨著新能源規(guī)模的快速增長日益突出。
4、系統(tǒng)電力電子化趨勢引發(fā)次同步諧波與次同步振蕩。新能源發(fā)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(tǒng)同步電網(wǎng)以工頻為基礎的穩(wěn)定問題之外（功角穩(wěn)定、低頻振蕩等問題），出現(xiàn)了寬頻帶（5~300Hz）振蕩新穩(wěn)定問題，電力電子裝置誘發(fā)次同步/超同步振蕩后，嚴重危及火電機組及主網(wǎng)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(shù)量多、規(guī)模小、分布廣等特點，高滲透率接入給電網(wǎng)安全運行管理帶來一定困擾，需要及早解決早期并網(wǎng)標準偏低導致的頻率電壓越限發(fā)生脫網(wǎng)、功率預測精度差導致調峰難度加大、下網(wǎng)潮流變小甚至倒送等影響配電網(wǎng)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(fā)改委、能源局發(fā)布《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》（發(fā)改能源〔2019〕807號），確定了各省級區(qū)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(qū)域強制配額、自發(fā)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(guī)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(jiān)督等存在的不到位因素，以及人民素質水平和傳統(tǒng)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(wǎng)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(fā)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(tǒng)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(xiàn)國家規(guī)劃目標。尤其建議逐步調整電網(wǎng)企業(yè)的考核導向與國家指標的下達方式。
1、逐步調整電網(wǎng)考核導向
當前電網(wǎng)企業(yè)的目標導向仍主要在于利用輸配環(huán)節(jié)的自然壟斷地位實現(xiàn)增供擴銷、收益最大化，以及保證系統(tǒng)供電的穩(wěn)定可靠。新能源的消納增長相對于常規(guī)電源給電網(wǎng)的“購銷價差”貢獻和系統(tǒng)穩(wěn)定貢獻存在弱勢。因此電網(wǎng)企業(yè)更傾向于常規(guī)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(fā)自用”和“隔墻售電”已跳出電網(wǎng)企業(yè)收入渠道，與電網(wǎng)企業(yè)目標導向存在沖突。
2015年8月，中共中央、國務院印發(fā)了《關于深化國有企業(yè)改革的指導意見》，文件中指出要根據(jù)國有資本的戰(zhàn)略定位和發(fā)展目標，結合不同國有企業(yè)在經(jīng)濟社會發(fā)展中的作用、現(xiàn)狀和發(fā)展需要，將國有企業(yè)分為商業(yè)類和公益類。本著電網(wǎng)企業(yè)獨占性和公益性的基本屬性，應逐步回歸電網(wǎng)企業(yè)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(wǎng)企業(yè)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(wǎng)、“自發(fā)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(guī)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(xié)調解決的問題。建議國家主管部門將新能源并網(wǎng)規(guī)模與消納比例的五年和年度指標同步下達給電網(wǎng)企業(yè)，由電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)各地電網(wǎng)現(xiàn)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(tǒng)最優(yōu)化布局設計，規(guī)劃未來的投資和升級，提前向社會公布各地區(qū)（甚至細化到各臺區(qū)）下年度可以新增的新能源并網(wǎng)和消納額度。考慮新能源投資的各種因素制約，要求電網(wǎng)企業(yè)預先公布的各臺區(qū)新增容量總額必須大于國家規(guī)劃，新能源投資企業(yè)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(guī)模
借鑒歐洲國家的經(jīng)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(tǒng)籌規(guī)劃的地方，就不在低層面進行統(tǒng)籌規(guī)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(tǒng)一制訂交易規(guī)則、統(tǒng)一進行電力電量交易，更大市場范圍內形成交易互動的規(guī)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(guī)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(xiàn)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(shù)建設初期的調峰市場，根據(jù)一般經(jīng)驗，將火電機組為代表的傳統(tǒng)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(yè)歧視現(xiàn)象。建議政府本著資源優(yōu)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(guī)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(xiàn)貨市場建設
完備的現(xiàn)貨市場是國外電力市場成功運營的關鍵?，F(xiàn)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(xiàn)貨市場產生的價格信號可以為資源優(yōu)化配置、規(guī)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(jù)。在現(xiàn)貨市場作用下，新能源通過低邊際成本自動實現(xiàn)優(yōu)先調度，并且中長期交易通過現(xiàn)貨交割，同時通過現(xiàn)貨市場的價格信號引導發(fā)電主動調峰，優(yōu)化統(tǒng)籌全網(wǎng)調節(jié)資源，有效促進新能源消納。建議進一步加快現(xiàn)貨市場的試運營與建設工作，構建全國性電力現(xiàn)貨市場，在具體市場機制設計中，應充分考慮新能源發(fā)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(tǒng)長期安全地可靠運行；另一方面，通過運行階段規(guī)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(guī)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(jiān)管機構共同負責；規(guī)范信息披露方式，規(guī)范分類報送信息時間及發(fā)布方式，增強發(fā)用兩端知情權；同時，從理順政府監(jiān)管機構職能、建立監(jiān)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(fā)，完善電力市場信息披露監(jiān)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(jīng)驗，建議在新能源電價政策中增加環(huán)境成本因素，實現(xiàn)補貼電價平穩(wěn)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(wǎng)電價+固定補貼”模式，鼓勵新能源積極參與電力市場，發(fā)揮新能源發(fā)電邊際成本低的競爭優(yōu)勢，充分利用市場機制發(fā)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(fā)改委、能源局公布的2020年各?。▍^(qū)、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?。▍^(qū)、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(zhí)行力、執(zhí)行結果進行全面監(jiān)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(yè)進行綠證認購，刺激綠證市場的進一步發(fā)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(qū)，建設以新能源利用為主、多能集成互補聯(lián)合運行的綜合能源消納示范區(qū)。探索新能源富余電力供暖、制氫、參與電力輔助服務實現(xiàn)途徑，利用綜合能源管理監(jiān)控平臺實現(xiàn)多能集成互補、源-網(wǎng)-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(fā)熱電纜、電熱膜等分散式電采暖取代散煤鍋爐供暖；對工業(yè)燃煤或燃氣窯爐可改造為電鍋爐；對農業(yè)井罐區(qū)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(xiàn)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(fā)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(yè)和一般工業(yè)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(fā)電市場化交易政策落地
新能源分布式發(fā)電在負荷區(qū)就近建設，就地消納，可有效解決輸變電環(huán)節(jié)電能損耗，同時銷售電價具備競爭優(yōu)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(fā)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(jīng)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(fā)利用研究，在全社會積極倡導綠色環(huán)保能源消費觀念。可充分利用現(xiàn)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(chuàng)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(xù)發(fā)展之路。
（四）推動新能源并網(wǎng)消納關鍵技術發(fā)展
1、打造“準預測、強支撐、高抗擾、善協(xié)同”并網(wǎng)友好型新能源發(fā)電設備和場站
（1）提高功率預測系統(tǒng)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(wǎng)協(xié)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(fā)電主控程序優(yōu)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(chuàng)新手段，實現(xiàn)新能源發(fā)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(wǎng)（短路比SCR<2）運行適應性，進一步降低諧波提高并網(wǎng)電能質量。
（3）提高多場站協(xié)同優(yōu)化運行調控能力。新能源企業(yè)與電網(wǎng)公司聯(lián)手，在新能源基地以及各地新能源發(fā)電分布區(qū)域，通過規(guī)劃建設區(qū)域性新能源大數(shù)據(jù)與監(jiān)控平臺，實現(xiàn)集中/分布式新能源發(fā)電功率精確預測及有功/無功電壓優(yōu)化調控，實現(xiàn)并網(wǎng)聯(lián)絡線優(yōu)化調度控制，具備防范新能源發(fā)電大規(guī)模脫網(wǎng)引發(fā)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(xù)推動火電靈活性改造。在新能源優(yōu)先發(fā)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(xiàn)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(xiàn)新能源發(fā)電替代。靈活性改造要兼顧深度調峰和節(jié)能效率，在安全和環(huán)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(qū)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(qū)輸電通道建設，擴大新能源配置范圍，統(tǒng)籌發(fā)揮大電網(wǎng)配置及平衡能力
（1）提升新能源富集區(qū)域電網(wǎng)匯集和跨區(qū)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(qū)內部輸電斷面能力不足問題。
（2）提高存量跨省區(qū)輸電通道新能源輸送比例。充分發(fā)揮送受兩端常規(guī)機組的調頻和調峰能力，探索新能源場站和常規(guī)電源組成聯(lián)合調度單元，內部由常規(guī)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(wǎng)調度機構指令；統(tǒng)籌發(fā)揮大電網(wǎng)跨區(qū)域協(xié)同調度及配置平衡能力，提升特高壓直流利用效率，實現(xiàn)主要跨省區(qū)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(qū)積極推廣風光儲互補一體化發(fā)電技術
新能源發(fā)電配合相應容量的儲能應用能夠顯著改善涉網(wǎng)性能，包括平滑出力波動、提高跟蹤發(fā)電計劃精度、改善場站無功調節(jié)能力、平抑并網(wǎng)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(tǒng)產品成本不斷下降，其商業(yè)模式和盈利邊界也不斷拓展，在技術經(jīng)濟可行條件下，可在新能源富集區(qū)域積極發(fā)展風光儲互補一體化發(fā)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(fā)電的可靠性和穩(wěn)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(fā)電項目競價能力和盈利水平。
三、結語
制約新能源發(fā)展的因素紛繁，影響消納的原因也復雜多變，解決新能源發(fā)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(xiàn)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(xiàn)社會主義現(xiàn)代化邁進的“十四五”關鍵時期，對促進新能源產業(yè)健康、高質量發(fā)展，實現(xiàn)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(jù)國家能源局最新數(shù)據(jù)，2019年全國風電累計裝機容量達到2.1億千瓦，光伏發(fā)電裝機達到2.04億千瓦，新能源發(fā)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(xù)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(fā)展。同時，在政府、電網(wǎng)等多方的努力下，伴隨新能源快速發(fā)展過程中持續(xù)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(yè)仍面臨著一些深層次矛盾與挑戰(zhàn)，對促進產業(yè)健康發(fā)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(yè)健康發(fā)展與并網(wǎng)消納起到一定的促進和改善作用。
一、新能源發(fā)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(xié)調，規(guī)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(guī)劃存在不夠銜接、執(zhí)行不到位等問題，包括地方規(guī)劃發(fā)展目標超過上級總體目標；電網(wǎng)建設滯后于可再生能源發(fā)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(fā)展與消納的相關主體（包括地方政府、新能源企業(yè)、傳統(tǒng)能源企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、國家主管部門等）之間的利益目標不一致、不協(xié)調所造成的。國家主管部門的目標在于制定規(guī)劃實現(xiàn)能源轉型、提高新能源消納比例，促進新能源行業(yè)可持續(xù)穩(wěn)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(wǎng)投資計劃的審批執(zhí)行、電網(wǎng)接入審批與消納安排的積極性、常規(guī)電源生產與發(fā)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(qū)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(qū)異地消納的矛盾仍然突出。2019年，棄風率超過5%的地區(qū)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?。▍^(qū)）棄風電量合計136億千瓦時，占全國棄風電量的81%；西北地區(qū)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(qū)域基地型新能源場站發(fā)電需通過跨區(qū)特高壓輸電外送到負荷密集的中東部地區(qū)，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(jīng)濟發(fā)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(guī)模新能源的跨省跨區(qū)消納。
（三）電力體制改革推進給新能源企業(yè)帶來的效益挑戰(zhàn)
在新能源企業(yè)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(zhàn)。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(yè)在電力體制改革中仍面臨著以下挑戰(zhàn)。
1、平價時代新能源項目電價將面臨新的問題?；痣姌藯U電價將直接決定新能源發(fā)電電價。2019年10月21日，國家發(fā)改委發(fā)布《關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》（發(fā)改價格規(guī)[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(yè)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(fā)電側傳導，導致上網(wǎng)電價降低。隨著電改的推進，電力市場化交易規(guī)模的不斷擴大，可能進一步拉低火電平均上網(wǎng)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(yè)非預期成本的增加。2019年11月5日，國家能源局發(fā)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(guī)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(fā)電裝機比例較高的電網(wǎng)意義非同尋常，調峰、備用補償費用的大幅提高，意味著常規(guī)電源給新能源出讓了更多的發(fā)電空間，但由于某些調峰市場中存在的不完善因素（如某區(qū)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(xiàn)新能源消納提升的同時，也給新能源發(fā)電企業(yè)帶來了較大的分攤壓力，大幅壓縮了新能源發(fā)電企業(yè)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(tǒng)的電力交易指數(shù)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(yè)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(wǎng)給電力系統(tǒng)帶來影響
新能源大規(guī)模并網(wǎng)，直流遠距離輸電規(guī)模持續(xù)增長，送受端常規(guī)機組被大量替代，電網(wǎng)形態(tài)及運行特性在發(fā)生較大變化，系統(tǒng)電力電子化特征凸顯，主要影響體現(xiàn)在如下幾個方面。
1、電力電量時空平衡困難，系統(tǒng)調峰能力仍嚴重不足。新能源高比例接入電力系統(tǒng)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(tǒng)中常規(guī)電源不僅要平衡負荷變化，還要隨時平衡新能源發(fā)電的出力波動，系統(tǒng)需要預留的靈活性電源容量加大，系統(tǒng)調峰能力嚴重不足。
2、新能源發(fā)電一次調頻能力不足，主動調壓能力有限。現(xiàn)有并網(wǎng)技術標準（GB/T19963-2011）對新能源發(fā)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(wǎng)頻率變化的一次調頻能力持續(xù)下降；新能源發(fā)電大規(guī)模替代常規(guī)發(fā)電機組，導致主網(wǎng)短路容量大幅下降和無功分層分區(qū)平衡能力弱化，對電網(wǎng)電壓支撐和調節(jié)能力有限。
3、新能源涉網(wǎng)性能標準偏低，頻率、電壓耐受能力不足。當系統(tǒng)發(fā)生事故，頻率、電壓發(fā)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(guī)模脫網(wǎng)，引發(fā)連鎖故障，該問題隨著新能源規(guī)模的快速增長日益突出。
4、系統(tǒng)電力電子化趨勢引發(fā)次同步諧波與次同步振蕩。新能源發(fā)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(tǒng)同步電網(wǎng)以工頻為基礎的穩(wěn)定問題之外（功角穩(wěn)定、低頻振蕩等問題），出現(xiàn)了寬頻帶（5~300Hz）振蕩新穩(wěn)定問題，電力電子裝置誘發(fā)次同步/超同步振蕩后，嚴重危及火電機組及主網(wǎng)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(shù)量多、規(guī)模小、分布廣等特點，高滲透率接入給電網(wǎng)安全運行管理帶來一定困擾，需要及早解決早期并網(wǎng)標準偏低導致的頻率電壓越限發(fā)生脫網(wǎng)、功率預測精度差導致調峰難度加大、下網(wǎng)潮流變小甚至倒送等影響配電網(wǎng)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(fā)改委、能源局發(fā)布《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》（發(fā)改能源〔2019〕807號），確定了各省級區(qū)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(qū)域強制配額、自發(fā)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(guī)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(jiān)督等存在的不到位因素，以及人民素質水平和傳統(tǒng)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(wǎng)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(fā)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(tǒng)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(xiàn)國家規(guī)劃目標。尤其建議逐步調整電網(wǎng)企業(yè)的考核導向與國家指標的下達方式。
1、逐步調整電網(wǎng)考核導向
當前電網(wǎng)企業(yè)的目標導向仍主要在于利用輸配環(huán)節(jié)的自然壟斷地位實現(xiàn)增供擴銷、收益最大化，以及保證系統(tǒng)供電的穩(wěn)定可靠。新能源的消納增長相對于常規(guī)電源給電網(wǎng)的“購銷價差”貢獻和系統(tǒng)穩(wěn)定貢獻存在弱勢。因此電網(wǎng)企業(yè)更傾向于常規(guī)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(fā)自用”和“隔墻售電”已跳出電網(wǎng)企業(yè)收入渠道，與電網(wǎng)企業(yè)目標導向存在沖突。
2015年8月，中共中央、國務院印發(fā)了《關于深化國有企業(yè)改革的指導意見》，文件中指出要根據(jù)國有資本的戰(zhàn)略定位和發(fā)展目標，結合不同國有企業(yè)在經(jīng)濟社會發(fā)展中的作用、現(xiàn)狀和發(fā)展需要，將國有企業(yè)分為商業(yè)類和公益類。本著電網(wǎng)企業(yè)獨占性和公益性的基本屬性，應逐步回歸電網(wǎng)企業(yè)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(wǎng)企業(yè)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(wǎng)、“自發(fā)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(guī)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(xié)調解決的問題。建議國家主管部門將新能源并網(wǎng)規(guī)模與消納比例的五年和年度指標同步下達給電網(wǎng)企業(yè)，由電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)各地電網(wǎng)現(xiàn)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(tǒng)最優(yōu)化布局設計，規(guī)劃未來的投資和升級，提前向社會公布各地區(qū)（甚至細化到各臺區(qū)）下年度可以新增的新能源并網(wǎng)和消納額度。考慮新能源投資的各種因素制約，要求電網(wǎng)企業(yè)預先公布的各臺區(qū)新增容量總額必須大于國家規(guī)劃，新能源投資企業(yè)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(guī)模
借鑒歐洲國家的經(jīng)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(tǒng)籌規(guī)劃的地方，就不在低層面進行統(tǒng)籌規(guī)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(tǒng)一制訂交易規(guī)則、統(tǒng)一進行電力電量交易，更大市場范圍內形成交易互動的規(guī)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(guī)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(xiàn)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(shù)建設初期的調峰市場，根據(jù)一般經(jīng)驗，將火電機組為代表的傳統(tǒng)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(yè)歧視現(xiàn)象。建議政府本著資源優(yōu)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(guī)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(xiàn)貨市場建設
完備的現(xiàn)貨市場是國外電力市場成功運營的關鍵?，F(xiàn)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(xiàn)貨市場產生的價格信號可以為資源優(yōu)化配置、規(guī)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(jù)。在現(xiàn)貨市場作用下，新能源通過低邊際成本自動實現(xiàn)優(yōu)先調度，并且中長期交易通過現(xiàn)貨交割，同時通過現(xiàn)貨市場的價格信號引導發(fā)電主動調峰，優(yōu)化統(tǒng)籌全網(wǎng)調節(jié)資源，有效促進新能源消納。建議進一步加快現(xiàn)貨市場的試運營與建設工作，構建全國性電力現(xiàn)貨市場，在具體市場機制設計中，應充分考慮新能源發(fā)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(tǒng)長期安全地可靠運行；另一方面，通過運行階段規(guī)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(guī)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(jiān)管機構共同負責；規(guī)范信息披露方式，規(guī)范分類報送信息時間及發(fā)布方式，增強發(fā)用兩端知情權；同時，從理順政府監(jiān)管機構職能、建立監(jiān)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(fā)，完善電力市場信息披露監(jiān)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(jīng)驗，建議在新能源電價政策中增加環(huán)境成本因素，實現(xiàn)補貼電價平穩(wěn)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(wǎng)電價+固定補貼”模式，鼓勵新能源積極參與電力市場，發(fā)揮新能源發(fā)電邊際成本低的競爭優(yōu)勢，充分利用市場機制發(fā)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(fā)改委、能源局公布的2020年各?。▍^(qū)、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?。▍^(qū)、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(zhí)行力、執(zhí)行結果進行全面監(jiān)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(yè)進行綠證認購，刺激綠證市場的進一步發(fā)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(qū)，建設以新能源利用為主、多能集成互補聯(lián)合運行的綜合能源消納示范區(qū)。探索新能源富余電力供暖、制氫、參與電力輔助服務實現(xiàn)途徑，利用綜合能源管理監(jiān)控平臺實現(xiàn)多能集成互補、源-網(wǎng)-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(fā)熱電纜、電熱膜等分散式電采暖取代散煤鍋爐供暖；對工業(yè)燃煤或燃氣窯爐可改造為電鍋爐；對農業(yè)井罐區(qū)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(xiàn)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(fā)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(yè)和一般工業(yè)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(fā)電市場化交易政策落地
新能源分布式發(fā)電在負荷區(qū)就近建設，就地消納，可有效解決輸變電環(huán)節(jié)電能損耗，同時銷售電價具備競爭優(yōu)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(fā)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(jīng)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(fā)利用研究，在全社會積極倡導綠色環(huán)保能源消費觀念。可充分利用現(xiàn)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(chuàng)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(xù)發(fā)展之路。
（四）推動新能源并網(wǎng)消納關鍵技術發(fā)展
1、打造“準預測、強支撐、高抗擾、善協(xié)同”并網(wǎng)友好型新能源發(fā)電設備和場站
（1）提高功率預測系統(tǒng)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(wǎng)協(xié)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(fā)電主控程序優(yōu)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(chuàng)新手段，實現(xiàn)新能源發(fā)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(wǎng)（短路比SCR<2）運行適應性，進一步降低諧波提高并網(wǎng)電能質量。
（3）提高多場站協(xié)同優(yōu)化運行調控能力。新能源企業(yè)與電網(wǎng)公司聯(lián)手，在新能源基地以及各地新能源發(fā)電分布區(qū)域，通過規(guī)劃建設區(qū)域性新能源大數(shù)據(jù)與監(jiān)控平臺，實現(xiàn)集中/分布式新能源發(fā)電功率精確預測及有功/無功電壓優(yōu)化調控，實現(xiàn)并網(wǎng)聯(lián)絡線優(yōu)化調度控制，具備防范新能源發(fā)電大規(guī)模脫網(wǎng)引發(fā)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(xù)推動火電靈活性改造。在新能源優(yōu)先發(fā)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(xiàn)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(xiàn)新能源發(fā)電替代。靈活性改造要兼顧深度調峰和節(jié)能效率，在安全和環(huán)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(qū)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(qū)輸電通道建設，擴大新能源配置范圍，統(tǒng)籌發(fā)揮大電網(wǎng)配置及平衡能力
（1）提升新能源富集區(qū)域電網(wǎng)匯集和跨區(qū)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(qū)內部輸電斷面能力不足問題。
（2）提高存量跨省區(qū)輸電通道新能源輸送比例。充分發(fā)揮送受兩端常規(guī)機組的調頻和調峰能力，探索新能源場站和常規(guī)電源組成聯(lián)合調度單元，內部由常規(guī)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(wǎng)調度機構指令；統(tǒng)籌發(fā)揮大電網(wǎng)跨區(qū)域協(xié)同調度及配置平衡能力，提升特高壓直流利用效率，實現(xiàn)主要跨省區(qū)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(qū)積極推廣風光儲互補一體化發(fā)電技術
新能源發(fā)電配合相應容量的儲能應用能夠顯著改善涉網(wǎng)性能，包括平滑出力波動、提高跟蹤發(fā)電計劃精度、改善場站無功調節(jié)能力、平抑并網(wǎng)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(tǒng)產品成本不斷下降，其商業(yè)模式和盈利邊界也不斷拓展，在技術經(jīng)濟可行條件下，可在新能源富集區(qū)域積極發(fā)展風光儲互補一體化發(fā)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(fā)電的可靠性和穩(wěn)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(fā)電項目競價能力和盈利水平。
三、結語
制約新能源發(fā)展的因素紛繁，影響消納的原因也復雜多變，解決新能源發(fā)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(xiàn)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(xiàn)社會主義現(xiàn)代化邁進的“十四五”關鍵時期，對促進新能源產業(yè)健康、高質量發(fā)展，實現(xiàn)國家能源轉型目標，起到一定的促進作用。
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