經過近十年的艱苦努力，我國新能源發展已經走在了世界前列，成為全球風電規模最大、光伏發電增長最快的國家。2012年風電累計并網容量位居全球第一，2013年光伏發電累計并網容量位居世界第二，新能源開發利用水平與歐美等先進國家相當。2014年我國并網風電、光伏發電裝機容量突破1億千瓦，全年發電量近1800億千瓦時，相當于一個中等發達省份的全年用電量。
同時，隨著新能源大規模開發，運行消納矛盾也日益突出。國家電網公司支持和服務新能源發展，認真落實國家能源發展戰略，圍繞新能源并網建設、運行消納、管理服務、技術創新等方面開展大量工作，對新能源運行消納情況進行了調研，對棄風、棄光成因進行了研究和分析，并提出了相關重點舉措與政策建議。
調度范圍新能源并網裝機容量合計達到14626萬千瓦
據了解，截至2015年11月，國家電網調度范圍新能源并網裝機容量合計達到14626萬千瓦，占總裝機的12.4%。1-11月，新能源累計發電量2317億千瓦時，占總發電量的5.6%。國家電網是目前全球接入新能源規模最大的電網。風電：風電裝機容量10263萬千瓦，新增1474萬千瓦，同比增長25%；1-11月，累計發電量1518億千瓦時，同比增長19%。“十二五”期間，風電裝機容量年均增長29%，發電量年均增長29%。太陽能發電：太陽能發電裝機容量3439萬千瓦，新增994萬千瓦，同比增長67%，其中分布式光伏452萬千瓦，新增187萬千瓦，同比增長104%；1-11月，累計發電量349億千瓦時，同比增長69%。“十二五”期間，太陽能發電裝機容量年均增長170%，發電量年均增長219%。
新能源在15個省區已成為第二大電源，其中11個在“三北”地區，占比均超過10%。蒙西、甘肅風電裝機超過1000萬千瓦，甘肅、新疆太陽能發電裝機超過500萬千瓦。冀北、甘肅、蒙東、蒙西新能源裝機比重均超過30%。風電：2015年1-11月，風電累計發電小時數1583小時，預計全年1800小時。“十二五”期間，在1800-2046之間波動，年均1905小時。福建、天津、上海、蒙西預計全年風電發電小時數達到或超過2000小時。2015年1-11月，蒙東、蒙西、甘肅、冀北風電累計發電量占用電量比例分別達到36%、13%、12%、11%；風電瞬時出力占本地發電總出力比例的最大值分別為45%、28%、32%、35%。風電運行水平與國外先進水平基本相當。太陽能發電：2015年1-11月，太陽能累計發電小時數1148小時，預計全年1226小時，“十二五”年均1295小時。寧夏、青海預計全年達到或超過1500小時。
積極采取措施消納新能源
2015年，政府有關部門出臺了“改善電力運行調節促進清潔能源多發滿發的指導意見”、“開展可再生能源就近消納試點”、“開展風電清潔供暖工作”等一系列政策，促進清潔能源持續健康發展。國家電網公司貫徹落實國家政策，積極支持和服務新能源發展，圍繞新能源并網建設、運行消納、技術創新等方面，采取多項措施，全力保障風電、太陽能發電等新能源消納。國家電網采取的重點措施如下：
一是加快電網建設，保證新能源并網和輸送。
加強新能源配套并網工程建設。截至2015年11月，累計完成330千伏及以下新能源并網工程投資287.7億元。累計投運330千伏及以下新能源送出線路26226公里，其中風電21112公里、太陽能發電2869公里。新增風電項目201個、1474萬千瓦；新增太陽能發電項目1366個、994萬千瓦；新增分布式光伏項目13376戶、187萬千瓦。
開工建設國家大氣污染防治行動計劃“四交四直”特高壓工程（交流：淮南-南京-上海、錫盟-山東、蒙西-天津南、榆橫-濰坊，直流：寧東-浙江、晉北-江蘇、錫盟-泰州、上海廟-山東）和酒泉-湖南特高壓直流工程。
建設一批省內新能源送出工程。建成投運張家口“三站四線”500千伏輸變電工程；建成吉林通榆風電基地500千伏輸電通道；建成寧夏330千伏邱渠變等新能源配套工程；青海海西太陽能發電基地750千伏輸電通道串補工程獲得核準。
開工建設安徽金寨、山東沂蒙、河南天池、河北豐寧二期、山東文登、重慶蟠龍等6座抽水蓄能電站。
二是優化調度，盡最大努力消納新能源。
最大限度調度火電調峰能力。東北、華北電網根據能監局核定的最小運行方式，嚴格控制供熱機組開機方式和發電出力。依托在線監測系統實時監控供熱信息，動態計算調峰能力，安排機組最大限度參與深度調峰。
充分發揮抽水蓄能電站作用。吉林白山、遼寧蒲石河：負荷低谷抽水啟動分別為344、591次；北京十三陵、山西西龍池：負荷低谷抽水啟動分別為381、206次。
采用先進控制手段優化風電場有功出力。擴大風電場自動發電控制系統（AGC）覆蓋范圍，在蒙東、冀北、甘肅等地區安裝AGC系統，每5分鐘動態調整風電計劃，最大限度利用送出通道的輸電能力。1-11月，冀北通過風場AGC多增發電量3.58億千瓦時，同比增長45%。
加大省間電網調峰互濟力度。東北電網2015年組織實施跨省調峰支援290次，增加風電上網電量約7.8億千瓦時。
加大跨省跨區新能源交易規模。2015年1-11月，國家電網跨省跨區外送風電和光伏電量260億千瓦時，同比增長48%。其中，哈密-鄭州直流累計外送新能源電量19億千瓦時，同比增長1%，寧東直流累計外送新能源電量46億千瓦時，同比增長17%，蒙西-華北電網500千伏輸電通道累計外送風電78億千瓦時，同比增長56%。
三是積極推動“兩個替代”，擴大新能源消納空間。
實施電能替代。倡導“以電代煤、以電代油、電從遠方來”的能源消費新模式，1-10月，推廣實施電能替代項目1.7萬個、替代電量638億千瓦時。
實施清潔替代。在甘肅等地區開展了企業自備電廠與新能源發電企業發電權置換交易。1-11月，甘肅新能源替代自備電廠電量累計達16.48億千瓦時。
四是不斷完善新能源標準體系，服務行業發展。
先后編制修訂新能源相關企業標準54項，涵蓋系統接入、調度運行、并網檢測等關鍵環節，形成完善的企業標準體系；積極參與并推動新能源行業和國家標準出臺，編制行標46項、國標30項；主導編制國際標準1項。
五是加大科技研發投入，帶動新能源創新發展。
“十二五”期間，開展企業自主新能源研究課題126項，研發投入13.3億元；國家科技課題41個，研發投入近9億元。建成20余項新能源科技示范工程。建成國家風光儲輸示范工程。通過風光互補、儲能調節、智能輸電，實現平穩可控的電力輸出，接近常規電源的性能指標。建成浙江舟山世界首個±200千伏五端柔性直流輸電工程，為海上風電發展奠定基礎。
我國新能源消納問題突出
大規模新能源消納一直都是世界性難題，與國外相比，我國的新能源消納問題更為突出。我國風資源集中、規模大，遠離負荷中心，難以就地消納。新能源集中的“三北”地區電源結構單一，抽水蓄能、燃氣電站等靈活調節電源比重低。加之近兩年經濟增速放緩，電力增速減慢，多種因素共同作用下，今年新能源消納矛盾更加突出。
一是用電需求增長放緩，消納市場總量不足。
2015年1-11月，國家電網調度范圍內用電量同比增長0.4%，增速比上年低2.6個百分點，其中東北、華北、西北地區分別為-1.8%、-1.5%，2%。在電力需求增長放緩的情況下，包括新能源在內的各類電源裝機保持較快增長。截至11月底，國家電網調度范圍內電源總裝機同比增長9.9%，超過用電需求增速9.5個百分點。由于新增的用電市場已無法支撐各類電源的快速增長，導致新能源和火電、核電利用小時數均出現下降。1-11月，國家電網調度范圍火電、核電、風電、太陽能發電利用小時數同比分別下降356、311、94、45小時。
“十二五”以來，在用電需求增長放緩、火電利用小時數下降的情況下，新能源發電量保持持續增長。
二是電源結構不合理，系統調峰能力嚴重不足。
我國電源結構以火電為主，占比達到67%，特別是“三北”地區，占比達到70%；全國抽水蓄能、燃氣等靈活調節電源比重僅為6%，“三北”地區不足4%。其中，東北、西北地區抽水蓄能等靈活調節電源比重只有1.5%、0.8%。
影響系統調峰的一個重要因素是供熱機組比重。由于供熱機組生產電能的同時又要滿足熱負荷需求，冬季采暖季，供熱機組為保證供熱，不能深度調峰，調峰能力下降較大，一般僅為20%左右。目前，“三北”地區火電機組中，供熱機組占有很大比重，7個省區超過40%，電網調峰更加困難。
自備電廠多隸屬高耗能企業，負荷相對固定，不參與系統調峰，在電力需求放緩的情況下，自備電廠發電量的增長造成公用電廠和新能源被迫進一步壓出力參與調峰。部分地區近兩年來自備電廠快速增長。截至11月底，“三北”地區自備電廠裝機容量4231萬千瓦，占火電裝機比例達到13%。其中自備電廠裝機占本省火電裝機比例超過10%的省區有6個。
三是電網發展滯后，新能源送出和跨省跨區消納受限。
國家先后頒布“十二五”風電、太陽能發電等專項規劃，但“十二五”電網規劃至今沒有出臺，新能源基地送出通道得不到落實。國家規劃了9個千萬千瓦風電基地，其中7個在“三北”地區，目前僅安排了哈密、酒泉、蒙西等3個基地的跨區輸電項目。
電網項目核準滯后于新能源項目，新能源富集地區不同程度都存在跨省跨區通道能力不足問題，已成為制約新能源消納的剛性約束。甘肅酒泉風電基地裝機規模已超過1200萬千瓦、太陽能發電近600萬千瓦，但酒泉-湖南特高壓直流工程2015年5月核準建設，預計2017年才能投產，外送通道建設滯后2-3年。
四是市場化機制缺失影響新能源消納。
電力系統由包括新能源在內的各類電源、電網和用戶等多個主體構成，政府主導電力行業的規劃制訂、運行規則、電價核定等。電網是能源電力資源的配置平臺，電網公司按照政府要求負責電網的建設、運行和調度管理，組織交易并結算電費，接受能源監管機構行業監管。
由于各類電源發電計劃年初政府已經明確，電網調度爭取多接納新能源，只能在計劃框架下局部優化，調整的空間很小。
與國外相比，我國促進新能源消納的市場化機制已經嚴重滯后，僅局部地區開展了風火發電權交易、輔助服務交易等試點。由于缺乏常規電源提供輔助服務補償機制，火電企業普遍沒有為新能源調峰的積極性。 來源：新華網
