中国电力企业联合会在2016年和2017年相继成立新能源发展相关课题组开展专项调研，先后完成了《新能源发电情况及发展建议调研报告》和《大规模新能源发电并网消纳调研报告》，并向政府有关部门和主要电力企业进行了报告。最近，本刊记者就如何科学认识我国新能源消纳难及其对策与建议等问题，专访了调研组组长、中电联专职副理事长王志轩。王志轩在接受记者采访时指出，新能源消纳是一个全局性、系统性和发展性问题，在政府、企业和社会各方的积极参与和推进下，有关法规政策、市场机制和技术创新正在不断完善，“十三五”推进新能源科学可持续发展的各项工作也正在积极开展。当前，破解局部大比例新能源发电并网消纳难题，应因地制宜、综合施策，积极推进制度创新、机制创新、科技创新和管理创新。
新能源消纳的区域性、季节性和时段性特征明显
“十二五”以来，我国电力结构优化取得明显成效，尤其是新能源发展成就举世瞩目，您认为我国新能源发展呈现出哪些显著特征？
经过“十二五”长足发展和“十三五”良好开局，我国风电、太阳能发电装机总量已连续位于世界第一。截至2017年6月底，全国并网风电装机容量达到15355万千瓦，全国太阳能发电装机达到10182万千瓦，并实现了新能源消纳总量快速增长。可用以下五句话来概括当前新能源发展的特征：一是我国新能源消纳总量实现快速增长，新能源利用的成绩是首位的；二是电力供需新常态下各类电源利用空间受到挤压；三是新能源超常规发展后消纳问题突出；四是新能源消纳的区域性、季节性和时段性特征明显；五是2017年虽有所缓解但长期压力越来越大。有三组图示可以说明这几个特征。
要按照新能源特性实现合理经济消纳
我们了解到，中国电力企业联合会近几年来着力于电力发展重大问题的研究，已连续两年成立新能源发展课题组开展调查研究，并先后完成了《新能源发电情况及发展建议调研报告》和《大规模新能源发电并网消纳调研报告》。通过专项调查研究后，您对于我国新能源发展有哪些新的认识？
按照理事会安排，中电联相继开展了新能源发电调研，组织主要电力企业对新能源协调发展规律、主要技术路径、市场机制和政策保障等重大问题开展专题研究和实证分析，进一步明确新能源发电的定位和发展规律。调研组重点调研了“三北”区域的新能源发展现状和参与调峰的火电、抽水蓄能企业运行情况，以及作为东部受端电网各类能源消纳的总体形势，走访了国内主要新能源企业，形成调研报告。
通过调研，我们认为当前影响新能源消纳的主要因素有：
一是新能源发展综合协调性不够。新能源开发速度、布局与市场容量不匹配；新能源规划建设周期与电网不同步；利益机制不协调，在新能源项目建设和运行过程中，交织着新能源与传统能源、新能源产业与投资方、行政计划体制与市场机制、跨省跨区中地方利益以及中央和地方关系等复杂因素，这些问题在需求持续高增长时不明显，在需求趋缓或低迷时就显得突出。
二是系统灵活性不够，传统调峰能力应对困难。燃煤火电调峰能力普遍不足、“三北”地区供热机组比重高、东北和西北地区抽水蓄能机组比例低、部分地区自备电厂快速增长增加调峰压力等。
三是输电通道建设不匹配，大范围消纳受到制约。新能源集中地区送出通道规划建设滞后。2016年，“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，外送能力不足。受网架和新能源机组安全性能限制，现有外送通道能力不能充分发挥。
四是新能源自身存在技术约束。新能源出力的随机波动性造成系统调节困难，新能源设备可靠性存在问题，一定程度上都制约了产能发挥。
五是需求侧潜力发挥不够。需求侧资源开发利用程度较低，对新能源消纳贡献有限。
六是市场机制不完善。调峰辅助服务专项改革刚开始试点，起到了积极的推动作用，但还未建立起真正的市场机制，相关改造的可持续性不够；新能源跨省跨区交易刚起步；上网侧和需求侧分时价格响应机制尚未建立，现货市场尚未建立，新能源边际成本低的优势难以体现。
七是政策措施有局限。规划协调不够，新能源发展快、新政多，在目标调整和执行过程中有困难；扶持政策失衡，目前扶持政策偏重于新能源电源建设一端，造成先发展后治理的结果；政策协调不够，在需求放缓的形势下，电力系统内各项消纳政策需要进一步协调；政策需要放开，在弃电已经形成态势的地区和时段，应当放开政策使其在综合利用方面起到作用。
通过调研认识到，第一，新能源发展中的问题受能源电力转型的根本性问题所支配，不仅与新能源发展自身有关，更与传统能源系统的整体调整（革命）有关，而且直接受到经济转型的影响，要认识到解决问题的系统性、复杂性和长期性；第二，高比例新能源接入电力系统是国际能源转型过程中共同面对的突出挑战，是源网荷协调的系统工程，也是电源、电网和用户的共同责任，三者需要协调发展；第三，应当从整体上而不是从局部上认识新能源消纳问题，按照新能源特性实现总体合理经济消纳，提高整个系统的利用率；第四，着眼于世界能源发展和我国能源战略，新能源将从替代能源逐步转变为主导能源，新能源消纳工作的力度需要不断加大。
多措并举，综合施策 积极推进新能源科学可持续发展
2010年开始，我国就有部分地区开始较大规模弃风。2016年全国弃风电量497亿千瓦时，弃风率18%，已回升至2012年的历史高点。全国弃光电量70.4亿千瓦时，同比增长51.40%，弃光率约11%。今年上半年，新能源消纳问题开始有所好转，累计弃风率13.6%，同比下降7.4个百分点；累计弃光率7%，同比下降4.5个百分点。您如何看待今年缓解弃风弃光所取得的成效？如何科学设定解决弃风弃光问题的目标？
今年上半年，由于电力需求回暖和各方面共同努力综合施策，弃风弃光问题有所缓解，但是新能源消纳所涉及的系统性问题还没有根本解决，政策、市场机制和各环节措施还没有完全到位。尤其是“十三五”期间，风电将增加1亿千瓦以上，太阳能发电增加6000万以上，2020年后新能源将成为电力增量的主体，今后新能源消纳的压力和挑战会越来越大。
针对这一能源电力转型过程中突出问题的系统性、复杂性和长期性，我们需要设定近期、中期和远期目标。
近期目标：2020年前，加强电网统一调度，充分挖掘系统潜力，优先解决存量、严格控制增量，开展发电权交易、省间交易、灵活调整交易和现货交易试点，有效缓解弃风弃光。
中期目标：到2030年，建设完善市场机制，提高系统平衡能力，根本解决新能源消纳问题。
远期目标：2030年后，突破前瞻性技术，适应高比例大规模新能源并网发展需要，开展直接现货交易。
通过专项调查研究，课题组对于推进我国新能源科学可持续发展提出了哪些对策与建议？
我国大规模新能源利用以集中式开发为主，电网调峰、电力外送和市场机制是困扰清洁能源消纳的三大难题，既需要技术驱动，也要有政策引导，政府部门、电源企业、电网企业和用户应当共同努力，多措并举，综合施策。
通过调研认为，要推进我国新能源科学可持续发展，当前应该做好以下五方面工作：
一是做好顶层设计，优化结构协调发展 优化电源结构，合理布局新能源
在顶层设计中明确新能源在电力生产消费中的定位，统筹解决发展过程中的全局性问题，坚持能源系统大范围配置与就地消纳两条腿走路方针，远近结合，有序推进，提高增量发展质量，解决存量消纳难题，培育和增强新能源长远发展能力。
综合各地资源条件、电网条件、负荷水平等因素优化新能源项目的开发布局和开发时序，以需求为导向，加强新能源、常规电源、电网三者之间规划及运行的协调性，以及送受端和区域间的协调，实现系统常规电源与新能源的合理配比和协调运行。
对目前弃风、弃光严重的“三北”等地区，重点是提高存量新能源装机的利用率，暂缓各类电源核准建设。优化发展布局，加大中东部及南方地区新能源开发力度。调整能源结构方面，一是严控东中部地区新增煤电，引导低效高排放煤电机组退出市场，将“控增量、减存量”腾出的空间优先用于发展新能源。二是提高抽水蓄能电站、燃气调峰电站等灵活调节电源比例，特别是东北和西北地区的装机比例，示范开展太阳能热发电项目建设，推进水风光等多种能源互补外送电力基地建设。
加强送出通道建设和管理，扩大新能源配置范围
在电网侧加快跨区跨省通道建设，统筹发挥大电网配置及平衡能力，实施全网统一调度，提高新能源负荷预测和控制水平。2017年和2018年，投产6条特高压跨区直流输电工程，并通过加强送、受端电网和提升已投产线路输电能力，提高新能源大范围配置水平。
构建全国电网互联平台，实现跨区域跨流域多能互补，满足新能源大规模开发利用要求。扩大同步电网规模，解决特高压直流安全支撑问题，实现多能互补。最终形成结构合理、网架坚强、广泛互联的能源资源优化配置平台，电网综合平衡能力大幅提升，满足新能源更大规模开发和消纳需要。
优化跨区通道的运行方式，促进新能源的大范围跨区消纳。根据受端电网负荷和新能源发电特性差异，按照跨区输电通道计划和交易曲线优化调整、电量滚动平衡的原则，建立区域内和跨区域旋转备用共享机制，减少送端火电开机方式，增加新能源消纳和外送空间。
制定有利于风电消纳的跨省跨区联络线管理办法。需要建立跨省、跨区联络线建设核准办法及投资回收机制，研究制定有利于风电消纳的跨省跨区联络线管理考核办法。
密切协同，建立新能源发展“政网源用”联动机制
新能源并网消纳是一个系统性工程，建议政府、电网、电源、用户四方共同建立新能源发展联动机制。一是做好新能源规划和电网规划的有效衔接，科学制定新能源布局规划和建设计划，保障电网同步消纳能力。二是在电源本体可研阶段同步开展接入系统设计和并网工程可研，做到电源本体和并网工程同步设计、同步核准、同步建设和同步投产，实现电网和新能源的协调发展。
二是加强源网荷系统性消纳能力建设 加强系统调峰能力建设
针对火电灵活性改造出现的问题，建议：一是依据电厂所处地区电力、热力、社会、环境等因素不同而采取不同的改造方案，相关部门在政策、市场层面综合考虑，形成鼓励和补偿机制支持，并且政策保持必要的延续性。二是灵活性改造技术路线较多，设计、安装经验不足，建议研究机构或技术平台在技术支持和信息联系方面提供更多技术交流和共享。三是主力燃煤机组的设计性能决定了其能达到的最大调峰能力，深度调峰使蒸汽参数大幅度偏离额定值，在降低经济性的同时，也带来氧化皮等安全性问题，需要深入总结经验和开展研究工作。当前少数机组的最低调峰负荷虽可以达到30%~35%额定负荷，但不具备普遍适应性，在制定深度调峰辅助服务相关政策时建议予以考虑。
加快抽水蓄能和燃气等调峰电源建设。抽水蓄能电站投资布局向非化石能源消纳困难的“三北”地区倾斜。出台抽水蓄能电价疏导机制，保证投资者合理回报。目前对燃机启停顶峰补贴尚不足以弥补燃机调峰成本，建议一方面按照按启停次数阶梯补贴，另一方面按照两部制电价进行补偿，合理补助燃机启停带来的风险和经济影响，提高燃机电厂的启停顶峰积极性。
电力调度和新能源生产精细化运行
在调度运行管理方面，借鉴欧美电网大比例消纳可再生能源的技术，提高电网适应电力转型的能力，提高新能源企业发电预测和控制水平，保障新能源在最大程度上的消纳。
加强运行管理，保证新能源发电出力。根据新能源出力与计划的偏差情况及新能源电站并网区域的电压情况，为系统安排足够的上/下调备用，保证系统的频率及电压稳定。在满足系统安全运行、电网可靠供电、水库供水、火电供热需要的前提下，优化常规机组开机方式，保证新能源发电出力。开展跨区、跨流域的风光水火联合运行，大幅提高新能源发电的稳定性，实现多种能源发电以及新能源出力与用户响应的联合平衡。
加强对新能源功率预测的管理，提高预测精度与分辨率。提高极端气象事件预测分辨率，提高风况、光照、来水发电功率预测精度，提供多时间尺度的预测产品，建立新能源发电计划申报考核制度等。
适应电力市场化改革的新要求，推动市场信息公开透明。一是及时发布发用电、电力外购（外送）、各企业发电进度、利用小时等基础信息；在此基础上，增加发电权交易，集中竞价交易、交易安全校核等市场交易信息，以及弃风、弃水、弃光信息，更好地适应电力市场发展的新形势。二是完善统一的信息公开发布机制，确保信息发布的及时性、内容的完整性。
加快推进电能替代，开展需求侧管理
在负荷侧，通过实施电能替代，鼓励新能源企业就近发展清洁供暖、电力制氢和其他新兴产业，增加新能源消纳空间。明确对负荷响应的政策支持。出台促进可中断负荷、电供热发展的配套激励政策，制定合理电价机制，引导用户参与需求侧响应，减少负荷峰谷差，适应消纳新能源并网高频、短时切负荷需求。健全用户侧峰谷电价政策，扩大峰谷电价执行范围、适当拉大峰谷价差，改善负荷特性，提高用户消纳新能源的积极性。
加强技术创新
加强技术创新，突破大规模新能源接入电网后安全运行与稳定控制技术、多能互补技术、精准负荷控制技术、分布式与微网等电网核心技术，提升大电网平衡能力。推广大规模源网荷友好互动系统应用，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，利用云计算、大数据、物联网等现代信息技术，提高各级电网智能化水平，智能判断新能源运行工况并实时调节，增强电网适应能力。引导促进新能源技术研发，推动先进产品规模化、产业化快速应用，降低建设成本，提高转换效率，尽早实现新能源发电平价上网。
三是建立完善的市场机制实现低成本消纳
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，确保新能源优先消纳。
建立完善的辅助服务市场。一是在发电环节，制定各类能源参与调峰、调频、备用等辅助服务长效机制，激发常规电源参与调峰的积极性，并在辅助服务受益方面利益共享。二是充分利用需求侧响应资源，建立需求侧参与市场化辅助服务补偿机制。
加强全国统一电力市场建设。建立有利于打破省间壁垒、促进清洁能源跨区跨省消纳的电价机制，建立新能源接受省与输出省利益补偿机制，鼓励在更大范围内实现市场化竞争，进而建立跨区域可再生能源增量现货交易机制。
有序放开省内发用电计划及用户和售电企业的省外购电权。除国家指令性计划和政府间框架协议电量，将优先发电安排以外的输电通道容量面向市场主体全部放开，组织新能源与电力用户、售电企业开展直接交易。同时，建立外送电力备用预招标机制，通过预招标方式确定备用火电排序，如果新能源波动时按照预招标结果依次调用备用火电，维持送电稳定。
推进开展现货市场交易。通过现货市场试点推进，发挥大规模新能源发电边际成本低的优势。在现货市场的作用下，新能源发电通过低边际成本自动实现优先调度，并且中长期交易通过现货市场交割，同时通过现货市场的价格信号引导发电企业主动调峰，优化统筹全网调节资源，有效促进新能源电力消纳。
四是积极推进全球能源互联网建设
跨国跨洲大范围开发清洁能源，需要全球广泛互联、覆盖各清洁能源基地和负荷中心的电力网络，并以此为平台形成全球开发、配置、利用清洁能源的能源发展新格局。
电网互联互通为全局配置新能源提供物理平台。通过连接具有“时区差”、“季节差”的不同地区，在更大范围内实现互联互通。其中，通过实现东北亚电网互联，可以促进中国、蒙古、俄罗斯、日本、韩国之间清洁能源的统筹开发、配置和消纳；通过进一步实现亚洲电网互联，可以在更大范围促进亚洲主要清洁能源基地的开发建设。
构建全国电网互联平台，实现跨区域跨流域多能互补，满足新能源大规模开发利用。最终形成结构合理、网架坚强、广泛互联的能源资源优化配置平台，电网综合平衡能力大幅提升，满足新能源更大规模开发和消纳需要。2025年，基本建成中国能源互联网，为清洁能源消费达到13.7亿吨标准煤，占一次能源消费比重提高到26%，到2030年左右二氧化碳排放达到峰值起到决定性作用。
五是完善政策标准体系
完善法律体系。在新能源快速发展形势下，各类新的矛盾不断显现，当前更多针对突出问题通过行政手段单一性出台政策，长期健康发展需要不断及时完善法律体系，依法推进。
根据新能源不同发展时期制定相应价格政策。借鉴国际经验，国家初期按照固定电价给予补贴，确保可再生能源市场竞争力，优先上网消纳并保障合理的收益水平。中期将新能源上网电价与政府补贴分离，上网电价部分通过市场方式定价，补贴部分通过政府定价。后期逐步降低补贴，引导新能源企业提高技术和管理水平，降本增效，逐步实现可再生能源全电量无补贴参与电力市场竞争，实现平价上网。在价格未实现市场化之前，建立上网分时电价和用户分时电价，鼓励新能源消纳。
绿电交易和碳交易协调实施。今年，绿证核发及自愿认购交易制度出台，同时制定了各省（区、市）能源消费总量中的可再生能源比重目标和全社会用电中的非水电可再生能源电量比重指标，全国碳交易市场的配额分配方案中电力等行业的配额分配方案的讨论方案已经提出，碳交易和绿电交易是否可同时参加、碳交易是以分省为主还是可全国自由交易均需在后续政策中予以明确和协调。
加强消纳政策协调。在电力需求放缓的形势下，对新能源、水电、核电消纳和其他电源的运行出台统一的行业指导意见或产业政策，根据存量情况和发展规划，细分区域和时间边界条件，提出适宜的目标和比例，着重系统整体效益，综合协调各类能源的消纳政策。
规范弃电损失统计方法。建立行业规范，明确风、光、水、核各类能源弃电损失计算方法，特别是统一光伏发电项目弃光率统计方法，及时统计和发布光伏发电弃光情况。
规范自备电厂管理。燃煤自备电厂要服从电力调度，积极参与电网调峰等辅助服务，承担应有的社会责任，自发自用电量应缴纳可再生能源发展基金等政府性基金和政策性交叉补贴，限制公用电厂转自备电厂，实施自备电厂发电替代。2020年，“三北”地区自备电厂全部参与系统调峰。
加强行业自律和行业管理。一是深入研究重大理论和政策，持续开展调查研究，反映行业企业诉求，推广各地区各企业的成功实践经验。二是开展好统计分析、信息交流及发展规划研究，为企业做好咨询服务。三是发挥行业协会的协调作用，建立和完善新能源诚信体建设，防止恶性竞争。四是加强新能源人才培训，提高新能源建设和管理水平。五是加强新能源技术标准建设，包括加强对新能源电站功率预测的管理与考核；制定新能源涉网性能标准，逐步向常规机组要求靠近；完善新能源调频、调压标准，推动新能源参与一次调频、调压等技术规范出台，制定预防新能源并网次同步振荡等相关标准；提高新能源高电压耐受能力和频率耐受能力标准，考虑将新能源发电纳入并网发电厂考核等。六是加强国际交流合作，借鉴国际高比例新能源接入电力系统的成功经验和实践做法，在技术体系和运行机制方面不断完善。
