12月22日，国家电网公司召开的国网新能源运行消纳情况新闻发布会透露，“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。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%。同时，国网是目前全球接入新能源规模最大的电网。

       新能源消纳矛盾日渐突出

     “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。”国网新闻发言人、发展策划部副主任张正陵介绍。

       数据显示，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了较快增长。截至11月底，国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。

       同时，我国电源结构不合理，系统调峰能力严重不足。据介绍，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。

       此外，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。

       电网和电源发展未有效衔接

       据了解，国家先后颁布了“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。如国家规划了9个千万千瓦级风电基地，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的问题，已成为制约新能源消纳的刚性约束。如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。

       此外，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。

       三大途径推动新能源发展

       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。

       张正陵指出：“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。”

       因此，要促进新能源又好又快发展，需加强统筹规划。当前正值编制国家“十三五”能源电力规划的关键时期，需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。同时，需加强市场化建设，落实国家深化电力体制改革的相关要求，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。

       以丹麦为例，正是通过竞价机制、负电价机制、补偿机制等推动了风电又好又快发展。其中，在竞价机制方面，由于政府给与风电补贴，风电可依靠其边际发电成本基本为零的优势，通过低报价自动实现优先上网；负电价机制，即低谷时段通过负电价引导各类电源参与调峰；补偿机制，即负荷高峰时段电价较高，在风电出力不足时，火电可以获得较高收益。

       此外，我国还应加强调峰电源管理，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。