从新能源消纳原理可知，负荷规模、外送负荷(电网互联互通能力)、负荷率(负荷峰谷差)以及电源调节性能是影响新能源消纳的关键因素。对于独立电网系统，调峰性能和负荷率是影响新能源消纳的主要因素，理论上新能源消纳占比可达100%。
新能源(光伏和风电)发展至今，电网分别扮演着接入者、消纳者的角色，目前转变为规划者。在此背景下，市场存在两个疑惑：(1)新能源占比较低背景下存在消纳问题的原因;(2)电网约束背景下新能源最大消纳空间。
电源结构和发电计划制度是新能源发展受限的本质原因。从新能源消纳原理可知，负荷规模、外送负荷(电网互联互通能力)、负荷率(负荷峰谷差)以及电源调节性能是影响新能源消纳的关键因素。
具体到我国新能源消纳的限制因素主要是：(1)外送能力欠缺、灵活电源比例低等电源结构问题;(2)年度发电计划相当于增加常规机组最小技术出力，降低系统调节能力，压缩新能源消纳空间。相应地，为了改善新能源消纳，我国出台的各类政策主要围绕增加外送负荷、提高灵活电源比例、提高负荷率三方面展开。
风光互补电源结构是最佳场景，理论新能源发电量比例可达90%以上。从电网视角来看，对于某地区电力系统而言，电网的任务是根据用电负荷曲线、各种能源的出力曲线对各种电源完成调度，以满足电力需求。
在新能源优先消纳、调峰能力足够强的假设下，风光配比实现最优新能源消纳场景下新能源接入最高且调峰和弃电最小，此时风电装机95.2GW，光伏装机38.5GW，新能源消纳比例93.1%，调峰量6.9%。从电力交易视角来看，光伏在出力阶段具有竞争力。
2050年风电和光伏中性累计装机分别为1919和3650GW。风光匹配下是相对较优方案，假设新增电量1:1进行匹配，据中性测算，2050年风电和光伏累计装机分别为1919/3650GW，2020-2030年风光年均新增装机分别为43/79GW，2030-2050年风光年均新增装机分别为62/130GW。
行业现状：电网成为新能源发展的关键瓶颈
1.1 现状：电网成为新能源发展的规划者
新能源发展过程电网角色由接入者、消纳者向规划者转变。新能源(光伏和风电)发展至今在不同时间点主要面临并网难、局部消纳难以及补贴拖欠的问题，在此过程中电网分别扮演者接入者、消纳者的角色。展望平价上网，新能源占比提升后面临的是全局消纳问题，消纳问题的解决或将前置到规划阶段。
电网作为新能源发展的规划者。2019年5月15日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，指出各省级能源主管部门会同经济运行管理部门在省级电网企业和地方电网企业技术支持下，对国务院能源主管部门统一测算提出的消纳责任权重进行研究后向国务院能源主管部门反馈意见，这表明电网成为新能源发展规划的一员。
1.2 疑惑：电网成为瓶颈下的两个关键问题
新能源占比较低，但仍存在消纳问题的原因是什么?2016年国内弃风率为17.1%，其中西北地区弃风率达到33.4%，其背后原因是电网消纳，但2016年风电、光伏占一次能源消费的比例为2.2%，一次能源占比远低于德国8.1%、丹麦的17.9%，在如此低的占比下出现消纳问题的原因是什么?
电网约束背景下新能源最大消纳空间是多少?2018年，中国、德国、丹麦的风电光伏占一次能源消耗的比例分别为3.8%、11.0%和19.8%，诚然不同国家内新能源发展都会受到电网限制，但三个国家新能源占比差异较大，丹麦的占比是电网约束背景下的新能源的最大消纳比例吗?还是不同电网结构下的新能源最大消纳空间存在差异?
问题一：为何新能源发展受电网限制?
2.1 用电负荷、外送负荷、负荷率、调峰性能是影响新能源消纳的关键因素
新能源消纳简化模型。理论上来说，区域内的新能源消纳空间取决于负荷(含外送)曲线和常规机组最小出力曲线之间的差值。
用电负荷、外送负荷、负荷率、调峰性能是影响新能源消纳的关键因素。从新能源消纳原理和计算公式可知，负荷规模、外送负荷(电网互联互通能力)、负荷率(负荷峰谷差)以及电源调节性能是影响新能源消纳的关键因素。
2.2 原因分析：电源结构和发电计划制度是新能源发展受限的本质原因
原因一：新能源发电是不稳定电源，随机性、间歇性发电。出力曲线(日内和日间出力曲线差异)电力系统的发、供、用要求同时完成，而风光由于资源特性，出力存在随机性和波动性，这种属性不仅体现在日内还体现在日间，这是新能源发展受电网限制的本质原因。
原因二：外送能力欠缺、灵活电源比例低等电源结构问题。对比中国山东、甘肃与葡萄牙可知，虽然山东和甘肃负荷率较高，但由于调峰性能差以及外送负荷低，山东和甘肃的新能源消纳空间占用电负荷量比例分别为22.4%和38.9%，远低于葡萄牙的89.2%。
而对比蒙东、吉林在供暖和非供暖季，由于供暖季热电联产机组最小出力变大，调峰性能变差，导致蒙东、吉林供暖季新能源消纳空间占用电负荷量的比例分别为39.1%和5.9%，低于非供暖季的81.5%和33.7%，这是冬季三北弃风弃光严重的根本原因。
原因三：年度发电计划相当于增加常规机组最小技术出力，压缩新能源消纳空间。中国电力系统在某种程度依然执行发电计划，省级计划机构(通常是省级经信委)负责制定年度发电计划，即决定各类发电机组运行小时数，计划汇总的年度和每月的发电量包含在发电机组的年度合同中。由于年度计划的执行，相当于提升了常规机组的最小出力，压缩了新能源消纳空间。
2.3 消纳改善原因：增加外送负荷、提高灵活电源比例、提高负荷率
多举措并行，新能源存量项目消纳逐步改善。2019年上半年，全国平均弃风率、弃光率分别为4.7%/2.4%，分别较去年同期降低4.0/1.2PCT，弃风弃光持续改善。究其原因，主要是近年国家相关能源管理机构密集出台了火电灵活改性等促消纳政策，增加了外送负荷、改善了调峰性能、提高了负荷率。
问题二：新能源消纳极限空间
3.1 理论消纳视角：新能源整体消纳空间可达100%
调峰性能是影响新能源消纳能力的关键因素。外送负荷增加对于提升消纳能力的意义不言自明，对于独立电网系统，调峰性能和负荷率是影响新能源消纳的主要因素，以60%调峰能力和80%负荷率的电网系统为例，负荷率提高10PCT，新能源消纳空间提升8.3PCT，而调峰能力提高10PCT，新能源消纳空间提升12.5PCT，影响显著。但一个地区负荷率主要受产业结构和生活习惯等因素影响，短期难以大幅变化，因此调峰能力成为短期内提高新能源消纳能力的关键。
3.2 电网调度视角：风光互补电源结构是最佳场景
电网调度要求发供用同时完成。对于某地区电力系统而言，电网的任务是根据用电负荷曲线、各种能源的出力曲线对各种电源完成调度，以实现电力需求的满足。在新能源优先消纳、调峰能力足够强的假设下，来探讨风光装机的最优配比以实现最优的消纳占比，主要场景包括：只接入光伏、只接入风电、优先接入光伏(风电补充)、优先接入风电(光伏补充)、风光无优先级以实现最大化新能源占比。
3.3 电力交易视角：光伏在出力阶段具有优势
电力现货市场交易可以还原电力商品本质属性。如前文所属，中国电力系统在某种程度依然执行发电计划，省级计划机构(通常是省级经信委)负责决定各类发电机组运行小时数，但决定原则不得而知。但在电力现货市场交易制度下，电力将恢复商品本质属性，采用边际成本定价，各种电源在上网时比较的就是报价的高低(发电成本的高低)，此时对于未来新能源发电成本较低的情况下，新能源将优先上网，不再受不稳定电源以及年度发电计划等限制。
4.1 远期展望：高比例风光接入下风电光伏的累计装机
2050年风电和光伏中性累计装机分别为1919和3650GW。根据前面研究，风光匹配下是相对较优方案，至于两者比例受电源结构的影响，可选取新增电量1:1进行匹配，据中性测算，2050年风电和光伏累计装机分别为1919/3650GW，2020-2030年风光年均新增装机分别为43/79GW，2030-2050年风光年均新增装机分别为62/130GW。
泛在电力物联网建设提升电网灵活性、储能成本降低，新能源长期发展空间可期。当前电网灵活性提升主要来自于抽水蓄能电站和单循环调峰气电等调峰能力建设以及热电联产机组和常规煤电灵活性改造。展望未来，通过泛在电力物联网建设，推动清洁能源发电精准预测，提高清洁能源与电网系统规划、灵活调节、市场交易能力，有力支撑各类清洁能源接入。此外，随着成本下降，锂电池储能逐步在电力系统中发挥作用，提升系统响应能力，弱化新能源的波动性的影响。
电源结构、电力体制以及新能源技术是高比例接入必须克服的问题。在新能源高比例接入背景下，对电网硬件来说，要求电网调峰能力足够强，同时具有互联互通的通道;对电网软件来说，要求可以实现电力现货交易，以及放开年度发电计划;对于新能源技术来说，要求实现日前、日内精准发电预测，同时发电和储能成本较低。
