近年来，我国新能源持续快速发展，在各方的共同努力下，新能源装机和发电量逐年大幅增长，大力发展新能源是国家的重大战略决策，也是我国经济社会可持续发展的客观要求。随着新能源大规模开发，运行消纳矛盾也日益突出。国家电网公司高度重视，对新能源运行消纳情况进行了调研，对弃风、弃光成因进行了研究和分析，并提出了相关重点举措与政策建议。
新能源并网的基本情况
目前，我国新能源发展已经走在了世界前列，成为全球风电规模最大、光伏发电增长最快的国家。2012年风电累计并网容量位居全球第一，2013年光伏发电累计并网容量位居世界第二，新能源开发利用水平与欧美等先进国家相当。2014年我国并网风电、光伏发电装机容量突破1亿千瓦，全年发电量近1800亿千瓦时，相当于一个中等发达省份的全年用电量。
截至2015年11月，国家电网调度范围新能源并网装机容量合计达到14626万千瓦，占总装机的12.4%。1-11月，新能源累计发电量2317亿千瓦时，占总发电量的5.6%。目前国家电网是目前全球接入新能源规模最大的电网。
风电：风电装机容量10263万千瓦，新增1474万千瓦，同比增长25%；1-11月，累计发电量1518亿千瓦时，同比增长19%。“十二五”期间，风电装机容量年均增长29%，发电量年均增长29%。
太阳能发电：太阳能发电装机容量3439万千瓦，新增994万千瓦，同比增长67%，其中分布式光伏452万千瓦，新增187万千瓦，同比增长104%；1-11月，累计发电量349亿千瓦时，同比增长69%。“十二五”期间，太阳能发电装机容量年均增长170%，发电量年均增长219%。
新能源在15个省区已成为第二大电源，其中11个在“三北”地区，占比均超过10%。蒙西、甘肃风电装机超过1000万千瓦，甘肃、新疆太阳能发电装机超过500万千瓦。冀北、甘肃、蒙东、蒙西新能源装机比重均超过30%。
风电：2015年1-11月，风电累计发电小时数1583小时，预计全年1800小时。“十二五”期间，在1800-2046之间波动，年均1905小时。福建、天津、上海、蒙西预计全年风电发电小时数达到或超过2000小时。2015年1-11月，蒙东、蒙西、甘肃、冀北风电累计发电量占用电量比例分别达到36%、13%、12%、11%；风电瞬时出力占本地发电总出力比例的最大值分别为45%、28%、32%、35%。风电运行水平与国外先进水平基本相当。
太阳能发电：2015年1-11月，太阳能累计发电小时数1148小时，预计全年1226小时，“十二五”年均1295小时。宁夏、青海预计全年达到或超过1500小时。
国家电网针对新能源发电开展的工作
2015年，政府有关部门出台了“改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见”、“开展可再生能源就近消纳试点”、“开展风电清洁供暖工作”等一系列政策，促进清洁能源持续健康发展。国家电网公司贯彻落实国家政策，积极支持和服务新能源发展，围绕新能源并网建设、运行消纳、技术创新等方面，采取多项措施，全力保障风电、太阳能发电等新能源消纳。国家电网采取的重点措施如下：
一是加快电网建设，保证新能源并网和输送。
加强新能源配套并网工程建设。截至2015年11月，累计完成330千伏及以下新能源并网工程投资287.7亿元。累计投运330千伏及以下新能源送出线路26226公里，其中风电21112公里、太阳能发电2869公里。新增风电项目201个、1474万千瓦；新增太阳能发电项目1366个、994万千瓦；新增分布式光伏项目13376户、187万千瓦。
开工建设国家大气污染防治行动计划“四交四直”特高压工程（交流：淮南-南京-上海、锡盟-山东、蒙西-天津南、榆横-潍坊，直流：宁东-浙江、晋北-江苏、锡盟-泰州、上海庙-山东）和酒泉-湖南特高压直流工程。
建设一批省内新能源送出工程。建成投运张家口“三站四线”500千伏输变电工程；建成吉林通榆风电基地500千伏输电通道；建成宁夏330千伏邱渠变等新能源配套工程；青海海西太阳能发电基地750千伏输电通道串补工程获得核准。
开工建设安徽金寨、山东沂蒙、河南天池、河北丰宁二期、山东文登、重庆蟠龙等6座抽水蓄能电站。
二是优化调度，尽最大努力消纳新能源。
最大限度调度火电调峰能力。东北、华北电网根据能监局核定的最小运行方式，严格控制供热机组开机方式和发电出力。依托在线监测系统实时监控供热信息，动态计算调峰能力，安排机组最大限度参与深度调峰。
充分发挥抽水蓄能电站作用。吉林白山、辽宁蒲石河：负荷低谷抽水启动分别为344、591次；北京十三陵、山西西龙池：负荷低谷抽水启动分别为381、206次。
采用先进控制手段优化风电场有功出力。扩大风电场自动发电控制系统（AGC）覆盖范围，在蒙东、冀北、甘肃等地区安装AGC系统，每5分钟动态调整风电计划，最大限度利用送出通道的输电能力。1-11月，冀北通过风场AGC多增发电量3.58亿千瓦时，同比增长45%。
加大省间电网调峰互济力度。东北电网2015年组织实施跨省调峰支援290次，增加风电上网电量约7.8亿千瓦时。
加大跨省跨区新能源交易规模。2015年1-11月，国家电网跨省跨区外送风电和光伏电量260亿千瓦时，同比增长48%。其中，哈密-郑州直流累计外送新能源电量19亿千瓦时，同比增长1%，宁东直流累计外送新能源电量46亿千瓦时，同比增长17%，蒙西-华北电网500千伏输电通道累计外送风电78亿千瓦时，同比增长56%。
三是积极推动“两个替代”，扩大新能源消纳空间。
实施电能替代。倡导“以电代煤、以电代油、电从远方来”的能源消费新模式，1-10月，推广实施电能替代项目1.7万个、替代电量638亿千瓦时。
实施清洁替代。在甘肃等地区开展了企业自备电厂与新能源发电企业发电权置换交易。1-11月，甘肃新能源替代自备电厂电量累计达16.48亿千瓦时。
四是不断完善新能源标准体系，服务行业发展。
先后编制修订新能源相关企业标准54项，涵盖系统接入、调度运行、并网检测等关键环节，形成完善的企业标准体系；积极参与并推动新能源行业和国家标准出台，编制行标46项、国标30项；主导编制国际标准1项。
五是加大科技研发投入，带动新能源创新发展。
“十二五”期间，开展企业自主新能源研究课题126项，研发投入13.3亿元；国家科技课题41个，研发投入近9亿元。建成20余项新能源科技示范工程。建成国家风光储输示范工程。通过风光互补、储能调节、智能输电，实现平稳可控的电力输出，接近常规电源的性能指标。建成浙江舟山世界首个±200千伏五端柔性直流输电工程，为海上风电发展奠定基础。
新能源运行消纳情况分析
大规模新能源消纳一直都是世界性难题，与国外相比，我国的新能源消纳问题更为突出。我国风资源集中、规模大，远离负荷中心，难以就地消纳。新能源集中的“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重低。加之近两年经济增速放缓，电力增速减慢，多种因素共同作用下，今年新能源消纳矛盾更加突出。
一是用电需求增长放缓，消纳市场总量不足。
2015年1-11月，国家电网调度范围内用电量同比增长0.4%，增速比上年低2.6个百分点，其中东北、华北、西北地区分别为-1.8%、-1.5%，2%。在电力需求增长放缓的情况下，包括新能源在内的各类电源装机保持较快增长。截至11月底，国家电网调度范围内电源总装机同比增长9.9%，超过用电需求增速9.5个百分点。由于新增的用电市场已无法支撑各类电源的快速增长，导致新能源和火电、核电利用小时数均出现下降。1-11月，国家电网调度范围火电、核电、风电、太阳能发电利用小时数同比分别下降356、311、94、45小时。
“十二五”以来，在用电需求增长放缓、火电利用小时数下降的情况下，新能源发电量保持持续增长。
二是电源结构不合理，系统调峰能力严重不足。
我国电源结构以火电为主，占比达到67%，特别是“三北”地区，占比达到70%；全国抽水蓄能、燃气等灵活调节电源比重仅为6%，“三北”地区不足4%。其中，东北、西北地区抽水蓄能等灵活调节电源比重只有1.5%、0.8%。
影响系统调峰的一个重要因素是供热机组比重。由于供热机组生产电能的同时又要满足热负荷需求，冬季采暖季，供热机组为保证供热，不能深度调峰，调峰能力下降较大，一般仅为20%左右。目前，“三北”地区火电机组中，供热机组占有很大比重，7个省区超过40%，电网调峰更加困难。
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造成公用电厂和新能源被迫进一步压出力参与调峰。部分地区近两年来自备电厂快速增长。截至11月底，“三北”地区自备电厂装机容量4231万千瓦，占火电装机比例达到13%。其中自备电厂装机占本省火电装机比例超过10%的省区有6个。
三是电网发展滞后，新能源送出和跨省跨区消纳受限 。
国家先后颁布“十二五”风电、太阳能发电等专项规划，但“十二五”电网规划至今没有出台，新能源基地送出通道得不到落实。国家规划了9个千万千瓦风电基地，其中7个在“三北”地区，目前仅安排了哈密、酒泉、蒙西等3个基地的跨区输电项目。
电网项目核准滞后于新能源项目，新能源富集地区不同程度都存在跨省跨区通道能力不足问题，已成为制约新能源消纳的刚性约束。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，但酒泉-湖南特高压直流工程2015年5月核准建设，预计2017年才能投产，外送通道建设滞后2-3年。
四是市场化机制缺失影响新能源消纳。
电力系统由包括新能源在内的各类电源、电网和用户等多个主体构成，政府主导电力行业的规划制订、运行规则、电价核定等。电网是能源电力资源的配置平台，电网公司按照政府要求负责电网的建设、运行和调度管理，组织交易并结算电费，接受能源监管机构行业监管。
由于各类电源发电计划年初政府已经明确，电网调度争取多接纳新能源，只能在计划框架下局部优化，调整的空间很小。
与国外相比，我国促进新能源消纳的市场化机制已经严重滞后，仅局部地区开展了风火发电权交易、辅助服务交易等试点。由于缺乏常规电源提供辅助服务补偿机制，火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性。
新能源并网消纳的建议
按照绿色低碳发展理念，我国清洁能源将在未来能源发展中占主导地位，风电、太阳能发电等新能源将成为清洁发展的主力。要实现我国新能源大规模开发和高效利用，需要各方共同努力，多措并举，推动新能源又快又好发展。
电源、电网、负荷是影响新能源消纳的三个方面因素。在电源环节提高电源灵活性，在电网环节扩大电网范围，在负荷环节实施需求侧响应、增加用电需求，是实现我国新能源高比例消纳的三大重要途径。
为促进新能源又好又快发展，提出有关建议如下：
一是加强统筹规划。当前正值编制国家“十三五”能源电力规划的关键时期，建议统筹新能源与消纳市场，统筹新能源与其它电源，统筹电源与电网，改变过去各类电源各自为政，只发布专项规划的做法，实现电力系统整体统一规划。
二、加强市场化建设。落实国家深化电力体制改革相关要求，合理确定政府、发电企业、电网企业和用户等各方主体在新能源消纳中的责任和义务，建立有利于新能源消纳的市场化机制。
三、加强调峰电源管理。合理控制供热机组和自备电厂发展规模，明确自备电厂参与系统调峰的相关要求。
