一方面光伏、風電新增裝機規模不斷攀升，一方面棄光、棄風率居高不下。我國新能源發電已然陷入邊建邊棄怪圈，消納問題讓風電光伏不“風光”。

（文章來源：北極星太陽能光伏網）

新能源消納引起全社會各方關注，隨著電力體制改革和各省區新能源交易的推進，2017年第一季度新能源消納問題開始好轉。國家電網公司經營區域共消納光伏電量198億千瓦時，同比增長81%。棄光電量累計21億千瓦時，同比減少8億千瓦時；棄風率10.6%，同比累計下降2.3個百分點。

棄風棄光是如何造成的？解決棄風棄光有何措施？在“2017光伏電站運維新思路、新方法、新技術研討會”上國網能源研究院新能源與統計研究所所長李瓊慧就此做了詳細講解。

新能源消納與電力系統調節能力密切相關。電力系統的發、供、用同時完成，必須時刻保持動態平衡。風電、光伏等新能源日波動最大幅度可達裝機容量的80%。新能源高比例接入電力系統後，增加了系統調節的負擔，常規電源不僅要跟隨負荷變化，還需要平衡新能源的出力波動。新能源出力超過系統調節範圍時，必須控制出力以保證系統動態平衡，否則就會產生棄風、棄光。

促進新能源消納的關鍵技術

新能源消納涉及電力系統發、輸、配、用多個環節，與發展方式、技術進步、電力體制改革、市場交易機制、政策措施等密切相關，實現新能源高效消納，既要“源-網-荷”技術驅動，也需要政策引導和市場機制配合。“源-網-荷”是“硬件系統”，決定新能源消納的技術潛力；政策及市場機制是“軟件系統”，決定技術潛力發揮的程度。

煤電機組深度調峰改造技術。在中國現階段的電源結構中最主要措施就是通過煤電系統調峰改造。該技術成熟，效果好、見效快，國內部分電廠已開始深度調峰改造試點。通過靈活性改造，純凝機組最小技術出力達到30%-35%額定容量，部分機組可以達到20%-25%；熱電聯產機組最小技術出力達到40%-50%額定容量。

抽水蓄能。抽水蓄能電站開發週期長，建設週期需要6-8年，新開工項目短期內不能發揮作用，難以滿足當前新能源爆發式增長的需求。由於國家沒有單獨出臺電價，所以一般企業投資建設的積極性不高。

電網互聯技術。電力系統的靈活性要依靠電網平臺發揮作用。當電網之間存在網絡約束時，難以充分調用和共享靈活性資源。電網互聯後，實現電力外送相當於擴大新能源市場範圍。

儲能技術。目前除抽水蓄能外，電化學儲能是發展最快且相對成熟的儲能技術。預計“十三五”末鋰離子電池在用戶側將具備商業化推廣能力。2020年後，隨著電動汽車及電池梯次利用技術的發展，將會出現價格更低、佈局更廣的儲能系統參與電網級應用。

新能源功率預測技術。目前我國新能源功率預測誤差在4%-18%之間。預計“十三五”末期，我國新能源功率預測誤差將減小至3%-13%，與國外先進水平相當。

電能替代。包括熱泵、電採暖、電鍋爐、蓄冷/熱等以電代煤（氣），港口岸電以及農村地區“煤（氣）改電”等技術。電能替代已具備大規模推廣的技術基礎，但在部分應用領域經濟性較低，用戶參與意願不足，需相應配套政策加以推動。

市場機制設計

近期機制：

省間新能源直接交易。放開用戶和售電企業的省外購電權，將優先發電安排以外的輸電通道容量面向市場主體全部放開，組織新能源與電力用戶、售電企業開展直接交易。

省間新能源與火電發電權交易。組織送出地新能源企業與受入地火電企業開展發電權交易，擴大省間發電權交易電量。可以在發電集團內部開展優化，也可跨集團開展。可通過雙邊協商交易方式，也可通過集中競價方式。

調峰輔助服務市場。採取集中平臺報價方式，由發電企業及其他輔助服務提供商在平臺上進行集中報價，報價可分為峰平谷時段。電力調度機構按照電網運行實際需要根據報價由低到高依次調用，事後根據實際調峰電量及費用分攤方式進行結算。

低谷風電與抽蓄電站和電採暖用戶直接交易。創新交易品種，儘可能挖掘清潔能源消納空間。

遠期機制：

現貨市場。新能源帶補貼參與電力市場，與火電同臺競價，利用價格優勢實現優先消納，同時通過現貨市場的價格信號引導火電主動調峰，優化統籌全網調節資源，有效促進新能源電力消納。

需求側響應。優化可中斷電價政策，對於裝配負荷控制設備的用戶，可自願實施可中斷負荷電價，根據提前通知時間和持續時間不同，執行差異化電價水平；健全用戶側峰谷電價政策，擴大峰谷電價執行範圍、適當拉大峰谷價差，改善負荷特性，提高用戶消納新能源的積極性。