從新能源消納原理可知，負(fù)荷規(guī)模、外送負(fù)荷（電網(wǎng)互聯(lián)互通能力）、負(fù)荷率（負(fù)荷峰谷差）以及電源調(diào)節(jié)性能是影響新能源消納的關(guān)鍵因素。對(duì)于獨(dú)立電網(wǎng)系統(tǒng)，調(diào)峰性能和負(fù)荷率是影響新能源消納的主要因素，理論上新能源消納占比可達(dá)100%。

新能源（光伏和風(fēng)電）發(fā)展至今，電網(wǎng)分別扮演著接入者、消納者的角色，目前轉(zhuǎn)變?yōu)橐?guī)劃者。在此背景下，市場(chǎng)存在兩個(gè)疑惑：（1）新能源占比較低背景下存在消納問題的原因；（2）電網(wǎng)約束背景下新能源最大消納空間。

電源結(jié)構(gòu)和發(fā)電計(jì)劃制度是新能源發(fā)展受限的本質(zhì)原因。從新能源消納原理可知，負(fù)荷規(guī)模、外送負(fù)荷（電網(wǎng)互聯(lián)互通能力）、負(fù)荷率（負(fù)荷峰谷差）以及電源調(diào)節(jié)性能是影響新能源消納的關(guān)鍵因素。

具體到我國(guó)新能源消納的限制因素主要是：（1）外送能力欠缺、靈活電源比例低等電源結(jié)構(gòu)問題；（2）年度發(fā)電計(jì)劃相當(dāng)于增加常規(guī)機(jī)組最小技術(shù)出力，降低系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，壓縮新能源消納空間。相應(yīng)地，為了改善新能源消納，我國(guó)出臺(tái)的各類政策主要圍繞增加外送負(fù)荷、提高靈活電源比例、提高負(fù)荷率三方面展開。

風(fēng)光互補(bǔ)電源結(jié)構(gòu)是最佳場(chǎng)景，理論新能源發(fā)電量比例可達(dá)90%以上。從電網(wǎng)視角來看，對(duì)于某地區(qū)電力系統(tǒng)而言，電網(wǎng)的任務(wù)是根據(jù)用電負(fù)荷曲線、各種能源的出力曲線對(duì)各種電源完成調(diào)度，以滿足電力需求。

在新能源優(yōu)先消納、調(diào)峰能力足夠強(qiáng)的假設(shè)下，風(fēng)光配比實(shí)現(xiàn)最優(yōu)新能源消納場(chǎng)景下新能源接入最高且調(diào)峰和棄電最小，此時(shí)風(fēng)電裝機(jī)95.2GW，光伏裝機(jī)38.5GW，新能源消納比例93.1%，調(diào)峰量6.9%。從電力交易視角來看，光伏在出力階段具有競(jìng)爭(zhēng)力。

2050年風(fēng)電和光伏中性累計(jì)裝機(jī)分別為1919和3650GW。風(fēng)光匹配下是相對(duì)較優(yōu)方案，假設(shè)新增電量1:1進(jìn)行匹配，據(jù)中性測(cè)算，2050年風(fēng)電和光伏累計(jì)裝機(jī)分別為1919/3650GW，2020-2030年風(fēng)光年均新增裝機(jī)分別為43/79GW，2030-2050年風(fēng)光年均新增裝機(jī)分別為62/130GW。

行業(yè)現(xiàn)狀：電網(wǎng)成為新能源發(fā)展的關(guān)鍵瓶頸

1.1現(xiàn)狀：電網(wǎng)成為新能源發(fā)展的規(guī)劃者

新能源發(fā)展過程電網(wǎng)角色由接入者、消納者向規(guī)劃者轉(zhuǎn)變。新能源（光伏和風(fēng)電）發(fā)展至今在不同時(shí)間點(diǎn)主要面臨并網(wǎng)難、局部消納難以及補(bǔ)貼拖欠的問題，在此過程中電網(wǎng)分別扮演者接入者、消納者的角色。展望平價(jià)上網(wǎng)，新能源占比提升后面臨的是全局消納問題，消納問題的解決或?qū)⑶爸玫揭?guī)劃階段。

電網(wǎng)作為新能源發(fā)展的規(guī)劃者。2019年5月15日，國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機(jī)制的通知》，指出各省級(jí)能源主管部門會(huì)同經(jīng)濟(jì)運(yùn)行管理部門在省級(jí)電網(wǎng)企業(yè)和地方電網(wǎng)企業(yè)技術(shù)支持下，對(duì)國(guó)務(wù)院能源主管部門統(tǒng)一測(cè)算提出的消納責(zé)任權(quán)重進(jìn)行研究后向國(guó)務(wù)院能源主管部門反饋意見，這表明電網(wǎng)成為新能源發(fā)展規(guī)劃的一員。

1.2疑惑：電網(wǎng)成為瓶頸下的兩個(gè)關(guān)鍵問題

新能源占比較低，但仍存在消納問題的原因是什么？2016年國(guó)內(nèi)棄風(fēng)率為17.1%，其中西北地區(qū)棄風(fēng)率達(dá)到33.4%，其背后原因是電網(wǎng)消納，但2016年風(fēng)電、光伏占一次能源消費(fèi)的比例為2.2%，一次能源占比遠(yuǎn)低于德國(guó)8.1%、丹麥的17.9%，在如此低的占比下出現(xiàn)消納問題的原因是什么？

電網(wǎng)約束背景下新能源最大消納空間是多少？2018年，中國(guó)、德國(guó)、丹麥的風(fēng)電光伏占一次能源消耗的比例分別為3.8%、11.0%和19.8%，誠然不同國(guó)家內(nèi)新能源發(fā)展都會(huì)受到電網(wǎng)限制，但三個(gè)國(guó)家新能源占比差異較大，丹麥的占比是電網(wǎng)約束背景下的新能源的最大消納比例嗎？還是不同電網(wǎng)結(jié)構(gòu)下的新能源最大消納空間存在差異？

問題一：為何新能源發(fā)展受電網(wǎng)限制？

2.1用電負(fù)荷、外送負(fù)荷、負(fù)荷率、調(diào)峰性能是影響新能源消納的關(guān)鍵因素

新能源消納簡(jiǎn)化模型。理論上來說，區(qū)域內(nèi)的新能源消納空間取決于負(fù)荷（含外送）曲線和常規(guī)機(jī)組最小出力曲線之間的差值。

用電負(fù)荷、外送負(fù)荷、負(fù)荷率、調(diào)峰性能是影響新能源消納的關(guān)鍵因素。從新能源消納原理和計(jì)算公式可知，負(fù)荷規(guī)模、外送負(fù)荷（電網(wǎng)互聯(lián)互通能力）、負(fù)荷率（負(fù)荷峰谷差）以及電源調(diào)節(jié)性能是影響新能源消納的關(guān)鍵因素。

2.2原因分析：電源結(jié)構(gòu)和發(fā)電計(jì)劃制度是新能源發(fā)展受限的本質(zhì)原因

原因一：新能源發(fā)電是不穩(wěn)定電源，隨機(jī)性、間歇性發(fā)電。出力曲線（日內(nèi)和日間出力曲線差異）電力系統(tǒng)的發(fā)、供、用要求同時(shí)完成，而風(fēng)光由于資源特性，出力存在隨機(jī)性和波動(dòng)性，這種屬性不僅體現(xiàn)在日內(nèi)還體現(xiàn)在日間，這是新能源發(fā)展受電網(wǎng)限制的本質(zhì)原因。

原因二：外送能力欠缺、靈活電源比例低等電源結(jié)構(gòu)問題。對(duì)比中國(guó)山東、甘肅與葡萄牙可知，雖然山東和甘肅負(fù)荷率較高，但由于調(diào)峰性能差以及外送負(fù)荷低，山東和甘肅的新能源消納空間占用電負(fù)荷量比例分別為22.4%和38.9%，遠(yuǎn)低于葡萄牙的89.2%。

而對(duì)比蒙東、吉林在供暖和非供暖季，由于供暖季熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組最小出力變大，調(diào)峰性能變差，導(dǎo)致蒙東、吉林供暖季新能源消納空間占用電負(fù)荷量的比例分別為39.1%和5.9%，低于非供暖季的81.5%和33.7%，這是冬季三北棄風(fēng)棄光嚴(yán)重的根本原因。

原因三：年度發(fā)電計(jì)劃相當(dāng)于增加常規(guī)機(jī)組最小技術(shù)出力，壓縮新能源消納空間。中國(guó)電力系統(tǒng)在某種程度依然執(zhí)行發(fā)電計(jì)劃，省級(jí)計(jì)劃?rùn)C(jī)構(gòu)（通常是省級(jí)經(jīng)信委）負(fù)責(zé)制定年度發(fā)電計(jì)劃，即決定各類發(fā)電機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)，計(jì)劃匯總的年度和每月的發(fā)電量包含在發(fā)電機(jī)組的年度合同中。由于年度計(jì)劃的執(zhí)行，相當(dāng)于提升了常規(guī)機(jī)組的最小出力，壓縮了新能源消納空間。

2.3消納改善原因：增加外送負(fù)荷、提高靈活電源比例、提高負(fù)荷率

多舉措并行，新能源存量項(xiàng)目消納逐步改善。2019年上半年，全國(guó)平均棄風(fēng)率、棄光率分別為4.7%/2.4%，分別較去年同期降低4.0/1.2PCT，棄風(fēng)棄光持續(xù)改善。究其原因，主要是近年國(guó)家相關(guān)能源管理機(jī)構(gòu)密集出臺(tái)了火電靈活改性等促消納政策，增加了外送負(fù)荷、改善了調(diào)峰性能、提高了負(fù)荷率。

問題二：新能源消納極限空間

3.1理論消納視角：新能源整體消納空間可達(dá)100%

調(diào)峰性能是影響新能源消納能力的關(guān)鍵因素。外送負(fù)荷增加對(duì)于提升消納能力的意義不言自明，對(duì)于獨(dú)立電網(wǎng)系統(tǒng)，調(diào)峰性能和負(fù)荷率是影響新能源消納的主要因素，以60%調(diào)峰能力和80%負(fù)荷率的電網(wǎng)系統(tǒng)為例，負(fù)荷率提高10PCT，新能源消納空間提升8.3PCT，而調(diào)峰能力提高10PCT，新能源消納空間提升12.5PCT，影響顯著。但一個(gè)地區(qū)負(fù)荷率主要受產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)和生活習(xí)慣等因素影響，短期難以大幅變化，因此調(diào)峰能力成為短期內(nèi)提高新能源消納能力的關(guān)鍵。

理論上新能源消納占比可達(dá)100%。純從消納空間來看，新能源消納空間占用電負(fù)荷量比例最大可以達(dá)到100%，只要電源調(diào)峰能力足夠強(qiáng)。然而，即使電源的調(diào)峰能力達(dá)到葡萄牙的20%水平，新能源消納占比也可以達(dá)到70-80%，空間依舊足夠大。

3.2電網(wǎng)調(diào)度視角：風(fēng)光互補(bǔ)電源結(jié)構(gòu)是最佳場(chǎng)景

電網(wǎng)調(diào)度要求發(fā)供用同時(shí)完成。對(duì)于某地區(qū)電力系統(tǒng)而言，電網(wǎng)的任務(wù)是根據(jù)用電負(fù)荷曲線、各種能源的出力曲線對(duì)各種電源完成調(diào)度，以實(shí)現(xiàn)電力需求的滿足。在新能源優(yōu)先消納、調(diào)峰能力足夠強(qiáng)的假設(shè)下，來探討風(fēng)光裝機(jī)的最優(yōu)配比以實(shí)現(xiàn)最優(yōu)的消納占比，主要場(chǎng)景包括：只接入光伏、只接入風(fēng)電、優(yōu)先接入光伏（風(fēng)電補(bǔ)充）、優(yōu)先接入風(fēng)電（光伏補(bǔ)充）、風(fēng)光無優(yōu)先級(jí)以實(shí)現(xiàn)最大化新能源占比。

以風(fēng)電為主導(dǎo)的風(fēng)光互補(bǔ)電源結(jié)構(gòu)或許是高比例新能源接入的最佳場(chǎng)景。通過對(duì)典型日用電負(fù)荷曲線、風(fēng)光出力曲線進(jìn)行實(shí)時(shí)發(fā)用電平衡，我們發(fā)現(xiàn)，風(fēng)光配比實(shí)現(xiàn)最優(yōu)新能源消納場(chǎng)景下新能源接入最高且調(diào)峰和棄電最小，此時(shí)風(fēng)電裝機(jī)95.2GW，光伏裝機(jī)38.5GW，新能源消納比例93.1%，調(diào)峰量6.9%，新能源發(fā)電量比例95.7%，新能源棄電率2.7%。

3.3電力交易視角：光伏在出力階段具有優(yōu)勢(shì)

電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易可以還原電力商品本質(zhì)屬性。如前文所屬，中國(guó)電力系統(tǒng)在某種程度依然執(zhí)行發(fā)電計(jì)劃，省級(jí)計(jì)劃?rùn)C(jī)構(gòu)（通常是省級(jí)經(jīng)信委）負(fù)責(zé)決定各類發(fā)電機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)，但決定原則不得而知。但在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易制度下，電力將恢復(fù)商品本質(zhì)屬性，采用邊際成本定價(jià)，各種電源在上網(wǎng)時(shí)比較的就是報(bào)價(jià)的高低（發(fā)電成本的高低），此時(shí)對(duì)于未來新能源發(fā)電成本較低的情況下，新能源將優(yōu)先上網(wǎng)，不再受不穩(wěn)定電源以及年度發(fā)電計(jì)劃等限制。

風(fēng)光有望成為成本最低的能源形式。目前光伏發(fā)電成本仍然較風(fēng)電較高，但光伏成本下降速度較快，同時(shí)風(fēng)電成本也在降低，因此可預(yù)期的未來，光伏和風(fēng)電將成為比傳統(tǒng)能源成本更低的能源形式。

高比例接入下，光伏在出力階段具有競(jìng)爭(zhēng)力。由于光伏成本可能低于風(fēng)電等其他能源形式電源，在光伏正常出力階段，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)供應(yīng)商包括光伏、風(fēng)電、其他電源，按照成本最低策略，光伏優(yōu)先發(fā)電，具有競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)。但在非光伏出力的夜間，如果不考慮儲(chǔ)能的話，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)供應(yīng)商只有風(fēng)電、其他電源，風(fēng)電優(yōu)先發(fā)電；如果考慮儲(chǔ)能的話，核心是看儲(chǔ)能的成本，目前來看光伏+儲(chǔ)能的成本比風(fēng)電高，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)供應(yīng)商包括風(fēng)電、儲(chǔ)存的光伏、其他電源，低成本風(fēng)電優(yōu)先發(fā)電。

未來展望：電網(wǎng)結(jié)構(gòu)限制下可實(shí)現(xiàn)2550GW的風(fēng)光裝機(jī)

4.1遠(yuǎn)期展望：高比例風(fēng)光接入下風(fēng)電光伏的累計(jì)裝機(jī)

2050年風(fēng)電和光伏中性累計(jì)裝機(jī)分別為1919和3650GW。根據(jù)前面研究，風(fēng)光匹配下是相對(duì)較優(yōu)方案，至于兩者比例受電源結(jié)構(gòu)的影響，可選取新增電量1:1進(jìn)行匹配，據(jù)中性測(cè)算，2050年風(fēng)電和光伏累計(jì)裝機(jī)分別為1919/3650GW，2020-2030年風(fēng)光年均新增裝機(jī)分別為43/79GW，2030-2050年風(fēng)光年均新增裝機(jī)分別為62/130GW。

泛在電力物聯(lián)網(wǎng)建設(shè)提升電網(wǎng)靈活性、儲(chǔ)能成本降低，新能源長(zhǎng)期發(fā)展空間可期。當(dāng)前電網(wǎng)靈活性提升主要來自于抽水蓄能電站和單循環(huán)調(diào)峰氣電等調(diào)峰能力建設(shè)以及熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組和常規(guī)煤電靈活性改造。展望未來，通過泛在電力物聯(lián)網(wǎng)建設(shè)，推動(dòng)清潔能源發(fā)電精準(zhǔn)預(yù)測(cè)，提高清潔能源與電網(wǎng)系統(tǒng)規(guī)劃、靈活調(diào)節(jié)、市場(chǎng)交易能力，有力支撐各類清潔能源接入。此外，隨著成本下降，鋰電池儲(chǔ)能逐步在電力系統(tǒng)中發(fā)揮作用，提升系統(tǒng)響應(yīng)能力，弱化新能源的波動(dòng)性的影響。

4.2達(dá)到高比例接入需要解決的問題

電源結(jié)構(gòu)、電力體制以及新能源技術(shù)是高比例接入必須克服的問題。在新能源高比例接入背景下，對(duì)電網(wǎng)硬件來說，要求電網(wǎng)調(diào)峰能力足夠強(qiáng)，同時(shí)具有互聯(lián)互通的通道；對(duì)電網(wǎng)軟件來說，要求可以實(shí)現(xiàn)電力現(xiàn)貨交易，以及放開年度發(fā)電計(jì)劃；對(duì)于新能源技術(shù)來說，要求實(shí)現(xiàn)日前、日內(nèi)精準(zhǔn)發(fā)電預(yù)測(cè)，同時(shí)發(fā)電和儲(chǔ)能成本較低。