(五)促進消納的價格機制和其他經濟激勵機制的目的和作用參差不齊，亟需規范和完善

在可再生能源發電定價方面，雖然風光等標桿電價進入電價補貼退坡軌道，但實際退坡的幅度滯后于產業發展形勢和成本下降，尤其是與國際招標電價和國內光伏“領跑者”招標電價等相比，更是拉開較大差距。例如，風電電價水平調整雖然達到一定的下降幅度，但由于存在至少2年的建設寬限期，新并網風電項目的實際電價下降幅度有限，2017年新并網項目的度電補貼仍接近0.2元/千瓦時。分布式光伏的度電補貼在2013-2018年5年的時間僅降低0.05元/千瓦時，相當于總收益降低5%左右，而同期光伏發電系統投資水平降低了三分之一以上。較高的賬面投資回報率加上希望搶到高電價的意愿，刺激企業迅速投資集中光伏電站和分布式光伏，爭指標、拿項目、搶并網。如果不采取有效措施，2018年國內光伏發電市場將重現2017年的情況，將進一步加大消納難度，擴大補貼缺口。

近年來國家和地方通過市場化措施促進可再生能源本地和跨區消納，也取得了一定的效果，但從可再生能源開發企業角度，實際收益反而下降。如東北電力輔助服務，其成本本應納入電網購電費用，或者作為電網系統平衡成本納入輸配電價中，但實際上可再生能源開發企業被迫降低收益。一些省區實施了多種形式的市場化交易，大方向正確，但交易電量是在可再生能源最低保障性小時數以內的部分，且交易電價可能低至每千瓦時幾分錢，如甘肅省2016年風光市場交易電量104億千瓦時，其中本地交易電量48億千瓦時，占本省非水可再生能源消納電量的36%。河北2017年以棄風電量進行清潔能源供暖，風電購電價僅為0.05元/千瓦時。這些方式以市場化交易名義，但實際價格主要為地方協調或主導電價，可再生能源開發企業實際收益受損，進而增加了可再生能源電價補貼退坡的難度。

分布式發電市場化交易機制和試點需要切實落地。2017年11月，國家發改委啟動了分布式發電市場化交易機制試點，其中“過網費”需要依據國家輸配電價改革有關規定制定。政策中明確“過網費”應考慮分布式發電市場化交易雙方所占用的電網資產、電壓等級和電氣距離等，但實際操作中出現兩種相對極端情況：一是按照文件規定直接相減，許多地方的過網費僅0.015-0.05元/千瓦時，不足以反映實成本;二是如廣東增城，過網費僅僅在原有輸配電價基礎上降低0.02元/千瓦時，遠高于成本(且分布式發電在越低電壓等級配電網范圍內發電和消納，過網費越高)，與實際成本趨勢相反，比價關系不合理，沒有解決之前的分布式發電輸配電價的公平性問題。

(六)電力系統靈活資源和調節能力未能充分挖掘和發揮作用，電力運行機制存在障礙因素

我國可再生能源資源富集地區的具有調節性能的水電、抽水蓄能和燃氣電站等靈活電源比重過低，系統靈活性不足。如“三北”地區抽水蓄能、燃氣電站等靈活調節電源比重低于2%，特別是冬季由于供熱機組比重大，調峰能力十分有限。第二，受設計、煤電電價機制等因素影響，我國燃煤機組最大調峰幅度普遍設定為50%。規程規范中常規機組的最小負荷和爬坡率指標已經落后于機組實際技術水平，也遠遠落后于丹麥、德國等領先水平。特別是“三北”地區多為供熱機組，在冬季采取傳統“以熱定電”運行方式，缺乏丹麥等國家的熱電機組的先進調節技術，造成熱電機組調峰能力受限。第三，國內企業自備電廠裝機上億千瓦，這些自備電廠基本不參與電網調峰，甚至加大系統調峰壓力，擠占了可再生能源消納空間。

電力運行機制存在不適應可再生能源發展的因素：第一，電網調度機構主要以年、月、周、日為周期制定電力運行計劃，優化日前、日內和實時調度運行的潛力還沒有充分挖掘，而風電、光伏大規模接入，極大增加了日內調度計劃調整的頻度和工作量，需要優化調度運行、提高風光消納的技術手段和管理措施。第二，電網側集中預測預報系統未有效用于改善日內和實時等短期電力系統調度。第三，風電、光伏發電大規模消納需要火電、水電等常規機組提供大量調峰、調壓、備用等輔助服務，但目前尚未建立合理的利益調整機制，可再生能源電力參與電力系統調峰服務的機制、權責和貢獻認定及補償機制不清(目前全部視為棄風棄光)。第四，我國電力用戶參與需求響應仍處于試點階段，改善電網負荷特性、增加負荷側調峰能力的市場潛力還沒有得到挖掘，支持可再生能源并網消納的靈活負荷利用基本空白。

促進可再生能源消納的建議

(一)改革電力發展機制，按照系統優化轉型原則實行規劃建設、廠網建設統籌協調

建議按照系統優化轉型原則研究制定中長期電力和電網規劃。著眼中長期可再生能源開發和消納需求，研究提出我國中長期電力需求、電源布局、電力流向方案，論證全國中長期電網發展技術路線，制定中長期電網布局規劃，強化電網戰略規劃的權威性和約束力，引導可再生能源開發布局和建設時序，發揮電網在能源資源配置中的基礎性作用，適應高滲透率分布式可再生能源發電及新型負荷的快速發展，加快城鎮配電網規劃建設和轉型升級。

優化發展可再生能源基地，合理開發東中部可再生能源。優化“三北”和西南地區可再生能源基地布局和結構，在電力系統規劃的基礎上優先建設可再生能源電站，重點建設風光水互補運行基地，在有條件的地區積極發展光熱發電等可調節可再生能源電源。不再新建常規燃煤電站，燃煤電站或熱電聯產項目通過靈活性改造在2020年前達到國際先進水平，全面推行燃氣機組和燃煤自備電廠參與系統調峰。在加強規劃引領、健全監管、市場競爭和退出補貼的基礎上，東中部地區以配電網下平衡消納為前置條件發展分布式可再生能源，建立完善便捷高效的東中部分布式可再生能源開發規劃、用地管理和建設運行監管制度。

控制煤電新增規模，嚴格控制常規煤電轉為熱電聯產。在可再生能源資源富集地區適時研究火電封存和退出機制。在可再生能源棄電嚴重地區切實執行所有電源的停建、緩建。嚴格控制系統調峰困難地區現役純凝煤電機組供熱改造，滿足采暖需求的供熱改造項目應同步安裝蓄熱裝置，確保系統調峰安全。不允許新建工業項目配套建設自備燃煤熱電聯產項目。

(二)發揮電網關鍵平臺作用，提升可再生能源輸電能力和比重，優化電力系統調度運行

發揮現有跨省跨區輸電通道輸送能力，在滿足系統運行安全、受端地區用電需求的前提下，減少網絡冗余，提高線路運行效率和管理水平，對可再生能源電力實際輸送情況開展監測評估。在進行一定周期的監測評估基礎上，明確可再生能源電力與煤電聯合外送輸電通道中可再生能源占總輸送電量的比重指標。優先建設以輸送可再生能源為主且受端地區具有消納市場空間的輸電通道。

優化電網調度運行，充分發揮跨省區聯絡線調劑作用，建立省際調峰資源和備用的共享機制，促進送端地區與受端地區調峰資源互劑。利用大數據、云計算、“互聯網+”等先進技術，建立電網側集中預測預報體系，加強電網調度機構與發電企業在可再生能源發電功率預測方面的銜接協同。

(三)將目標引導制度提升并落實為可再生能源電力配額制度

建議強化目標引導制度實施，落實地方責任。根據全國非化石能源占一次能源消費比重到2020、2030年分別達到15%、20%的目標，對各地區可再生能源比重目標完成情況進行定期監測和評價。

根據《可再生能源法》、能源戰略和發展規劃、非化石能源比重目標，綜合考慮各省區市可再生能源資源、電力消費總量、跨省跨區電力輸送能力等因素，按年度確定公布各省級區域全社會用電量中的可再生能源電力消費量最低比重要求。各類電力相關主體共同承擔可再生能源發展責任，各省級電網企業及其他地方電網企業、配售電企業(含社會資本投資的增量配電網企業、自備電廠)負責完成本供電區域內可再生能源電力配額，電力生產企業的發電裝機和年發電量構成應達到規定的可再生能源比重要求，建立與配額制度配套的可再生能源電力綠色證書及交易機制。

(四)完善電力市場機制，發揮區域電網消納空間大和可再生能源邊際成本低的優勢

建議強化落實可再生能源全額保障性收購制度，在最低保障性收購小時數以外的電量，積極開展各種形式的市場交易。電力交易中心應發揮大范圍優化資源配置的優勢，開展跨省區交易。建立跨省區調峰市場化機制。利用不同省區用電負荷、可再生能源發電的錯時特性，挖掘跨省區調峰潛力，提升可再生能源消納能力。加快推進第一批電力現貨市場試點建設，實現調度運行和市場交易有機銜接，形成體現時間和位置特性的電能量商品價格，為市場主體提供反映市場供需和生產成本的價格信號，促進發揮風電、光伏發電和水電邊際發電成本優勢，同時激勵風電、光伏發電等根據市場價格信號提升自身調節能力，減輕系統調峰壓力。通過加大實施清潔能源供暖、電能替代、發揮需求響應資源優勢等，增加可再生能源就近消納電量。

(五)完善電價和消納激勵機制

完善可再生能源發電價格形成機制，跟蹤成本變化，適時適度降低新建可再生能源發電項目補貼強度，對風電、光伏發電等實現規模化發展的可再生能源發電，擴大招標定價范圍和規模以及開展平價上網試點。開展上網側峰谷分時電價試點和可再生能源就近消納輸配電價試點，鼓勵各類用戶消納可再生能源電量。

完善可再生能源消納補償機制，在現貨電力市場完全建立前，合理界定輔助服務的范疇和要求，將輔助服務費用納入電網購電費用，或者作為電網系統平衡成本納入輸配電價中。對跨省跨區輸電工程開展成本監測和重新核定輸電價格，在發電計劃完全放開前，允許對超計劃增量送電輸電價格進行動態調整。