存在“限電問題加重”風險

近年來，我國電源結(jié)構(gòu)繼續(xù)優(yōu)化。截至2018年一季度，我國可再生能源發(fā)電裝機達到6.66億千瓦，占比約36.9%。但同時，可再生能源發(fā)電行業(yè)出現(xiàn)了連年限電——這深刻反映出我國現(xiàn)行電力規(guī)劃、運行和體制機制模式，已越來越不能適應可再生能源發(fā)電行業(yè)發(fā)展，電力行業(yè)體制機制存在深層次矛盾。

為落實“減少煤炭消費、增加清潔能源比重、推動能源革命”戰(zhàn)略任務，我國必須持續(xù)提高可再生能源發(fā)電裝機和電量比重。如果不在體制機制上進行深層次變革，未來消納可再生能源電力的難度將越來越大，存在“限電范圍擴大”和“限電量增加”的風險。所以，必須采取全方位、系統(tǒng)性的應對措施。

近年來，我國可再生能源發(fā)電裝機不斷提升。據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，2017年底全國發(fā)電裝機容量17.8億千瓦，同比增長7.6%。其中，水電裝機容量為3.41億千瓦(含抽水蓄能0.29萬千瓦)，占全部裝機容量的19.2%;并網(wǎng)風電裝機容量1.64億千瓦，占全部裝機容量的9.2%;并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機容量1.30億千瓦，占全部裝機容量的7.3%。

可再生能源發(fā)電量繼續(xù)保持高速增長。2017年全國全口徑發(fā)電量6.4萬億千瓦時，同比增長6.5%。其中，水電發(fā)電量1.2億千瓦時，同比增長1.7%，占全國發(fā)電量的18.6%，并網(wǎng)風電和并網(wǎng)太陽能發(fā)電量分別為3057億千瓦時和1182億千瓦時，同比分別增長26.3%和75.4%，合計占全國發(fā)電量的比重達到6.6%。

可再生能源消納總體有所改善，但解決限電難度愈加增大，存在限電范圍擴大和電量增加的風險。

通過落實可再生能源目標引導制度、實施可再生能源保障性收購制度、建立新能源消納和投資預警制度、優(yōu)化電網(wǎng)運行調(diào)度和火電靈活性運行、推進本地區(qū)和跨省區(qū)電力市場化交易、推動清潔能源供暖等電能替代等多重組合措施，2017年可再生能源限電情況較2016年有所好轉(zhuǎn)，風光實現(xiàn)了限電率和限電量“雙降”。2017年全國水電設(shè)備平均利用小時數(shù)為3579小時，同比降低40小時，棄水電量515億千瓦時。2017年全國風電利用小時數(shù)1948小時，同比增加203小時;棄風電量419億千瓦時，同比減少78億千瓦時，棄風率12%，同比降低5個百分點，棄風范圍限制在10個省區(qū)且均實現(xiàn)棄風率下降。全國集中光伏電站年利用小時數(shù)為1204小時，同比增加74小時，棄光電量73億千瓦時，同比降低2億千瓦時，棄光率7%，同比降低4個百分點。除了黑龍江和遼寧光伏發(fā)電年利用小時數(shù)下降外，其他規(guī)定了風電和光伏發(fā)電最低保障性收購小時數(shù)地區(qū)的風光年利用小時數(shù)均有不同程度的增加。

但部分地區(qū)仍存在較高的限電比例，棄風率超過10%的地區(qū)是甘肅(棄風率33%)、新疆(29%)、吉林(21%)、內(nèi)蒙古(15%)、黑龍江(14%)，棄光率超過5%的地區(qū)是新疆(22%)、甘肅(20%)、陜西(9%)、青海(6%)、寧夏(6%)。從風電、光伏發(fā)電最低保障收購小時數(shù)上看，僅內(nèi)蒙古、青海達到了規(guī)定的光伏發(fā)電最低保障收購小時數(shù)要求，新疆I類地區(qū)、內(nèi)蒙古、遼寧、吉林IV類地區(qū)、黑龍江、河北、山西達到風電最低保障收購小時數(shù)要求。

為了落實減少煤炭消費、增加清潔能源比重、推動能源革命的戰(zhàn)略任務，我國必須持續(xù)提高可再生能源裝機和電量比重，但是如果不進行能源電力發(fā)展的深層次體制和機制上的改變，則消納的難度將會越來越大，存在限電范圍擴大和電量增加的風險。如，2017年分布式光伏呈現(xiàn)爆發(fā)增長態(tài)勢，且部分地區(qū)在局域電網(wǎng)中達到較高滲透率，根據(jù)國網(wǎng)公司數(shù)據(jù)，2017年安徽省分布式光伏出力占區(qū)域網(wǎng)供負荷最大比例達到10%，浙江嘉興分布式光伏實時出力占地區(qū)網(wǎng)供實時負荷最大比例達到69%，安徽的亳州、宿州、阜陽等地市也達到50%左右。考慮2018年及以后這些地區(qū)分布式發(fā)電有可能繼續(xù)保持較大規(guī)模新增裝機，如果不能統(tǒng)籌解決好消納問題，則在東中部局部地區(qū)的部分時段也有可能出現(xiàn)限電。

“消納難”映射多重深層次矛盾

可再生能源限電問題反映了我國現(xiàn)行電力規(guī)劃、運行和體制機制模式越來越不適應其發(fā)展，以及體制機制方面存在深層次矛盾。主要在下面幾個方面：

(一)電力部門規(guī)劃的系統(tǒng)性和指導作用弱，項目建設(shè)規(guī)模和布局一定程度失衡

雖然我國頒布了能源、電力、可再生能源以及風電、太陽能等系列“十三五”發(fā)展規(guī)劃，但就實施情況看，電力規(guī)劃的系統(tǒng)性和指導作用偏弱化。規(guī)劃中提出的風電、光伏發(fā)電的發(fā)展規(guī)模(2.1億千瓦、1.05億千瓦)，既遠低于實際發(fā)展規(guī)模和可能發(fā)展?jié)摿Γ驳陀凇犊稍偕茉窗l(fā)展“十三五”規(guī)劃實施的指導意見》中提出的建設(shè)規(guī)模和布局(風電2.4億千瓦，光伏為1.6億千瓦+不限規(guī)模分布式光伏)。規(guī)模偏差一方面存在風光開發(fā)布局失衡，另一方面配合消納風光的其他網(wǎng)源建設(shè)和運行仍按照原規(guī)劃安排，加劇消納困難和矛盾。

從可再生能源項目建設(shè)布局看，“十一五”“十二五”期間國家和開發(fā)企業(yè)均偏重資源優(yōu)勢和集中開發(fā)模式，而風光等資源和開發(fā)與電力負荷明顯逆向分布的特點，造成2015年前后限電問題的凸顯和集中爆發(fā)。自“十二五“后半段，有關(guān)部門將風光開發(fā)重點轉(zhuǎn)為分布式，無論是集中電站還是分布式發(fā)電項目建設(shè)，都將消納尤其是就近利用放在第一位，但之前集中建設(shè)帶來的問題難以即刻緩解。2017年，“三北”地區(qū)風電累計裝機和年發(fā)電量占比分別達到74%和73%，光伏發(fā)電占比分別為58%和66%。

從其他電源建設(shè)看，雖然近兩年實施了淘汰、停建、緩建煤電的措施，但煤電裝機量仍很大，產(chǎn)能過剩情況嚴峻，未來風險仍存在。其中，2017年煤電等化石能源新增裝機超過4300萬千瓦，在全社會用電量增速6.6%的情況下，火電利用小時數(shù)4209小時，同比增加23小時，僅增加0.5%。煤電新增裝機超過新增電力負荷和用電量需要，而且在電力結(jié)構(gòu)調(diào)整和市場化進程中其定位和運行方式需要加快調(diào)整，無法延續(xù)原有模式運行，否則電力清潔低碳轉(zhuǎn)型將成為空話。

(二)電網(wǎng)規(guī)劃和通道建設(shè)難以滿足可再生能源發(fā)電和送出需要

目前可再生能源開發(fā)的原則是就地消納為主，但加強超高壓、特高壓通道建設(shè)仍應持續(xù)進行：一是對于緩解和解決歷史原因造成的當前棄風棄光棄水等限電問題有效;二是從未來發(fā)展角度看，西部和北部開發(fā)可再生能源仍有一定優(yōu)勢且對西部發(fā)展有積極作用;三是特高壓電網(wǎng)通道建設(shè)應是國家電力和能源發(fā)展戰(zhàn)略的重要組成和支撐。但能源規(guī)劃沒有配套規(guī)劃輸電通道、配套規(guī)劃靈活電源，最終造成并網(wǎng)難和外送難的局面。

2016年，全國11條特高壓線路共輸送電量2334億千瓦時，可再生能源占比74%，其中5條純輸送水電線路輸送電量1603億千瓦時，3條純輸送火電線路輸送電量253億千瓦時，3條風火打捆輸送為主線路輸送電量478億千瓦時，風光電量為124億千瓦時，占比26%。

國家可再生能源中心依據(jù)電網(wǎng)企業(yè)提供的資料進行了初步統(tǒng)計，2017年，全國12條特高壓線路輸送電量超過3000億千瓦時，其中純送水電線路6條，純送火電線路3條，3條風火打捆輸送為主線路風光電量在總輸送電量中占比約36%，外輸電量僅為“三北”地區(qū)風光上網(wǎng)電量的約8%。

從2016、2017年數(shù)據(jù)看，可再生能源外送尤其是風光外送消納的總電量和比例有限，在外送通道中電量比例有一定提升但線路輸送電量仍以火電為主。技術(shù)是一方面因素，機制體制上需要突破和解決的問題更多。

(三)地方消納責任不清，可再生能源目標引導機制需要更強化的措施予以落實

地方在發(fā)展可再生能源方面責任不清，大部分西部和北部省區(qū)在發(fā)展可再生能源方面仍存在“重發(fā)、輕網(wǎng)、不管用”的問題，大部分東中部省市仍然以當?shù)鼗痣姙橹鳎瑳]有為輸入西南和“三北”地區(qū)的可再生能源發(fā)電充分擴大市場空間。國家自2016年開始實施可再生能源目標引導制度，并按年度公布全國可再生能源電力發(fā)展監(jiān)測評價報告，重點是各省(區(qū)、市)全部可再生能源電力消納情況和非水電消納情況。但該制度為引導制度，而非約束性機制，也沒有配套獎懲措施，缺乏實質(zhì)約束力，如陜西2016年其非水可再生能源消納占比僅為3.8%，比2020年的引導性目標低6.2個百分點，而西北電網(wǎng)內(nèi)部聯(lián)絡網(wǎng)架較強，且甘肅和新疆大量棄風棄光，僅靠西北電網(wǎng)內(nèi)部打破省間壁壘，陜西非水可再生能源消納提升空間也應該很大。

(四)電力消納市場和機制未完全落實

電力體制改革已經(jīng)邁開步伐，但以計劃電量、固定價格、分級市場、電網(wǎng)壟斷等為特征的體系近期仍占據(jù)一定地位，這樣的機制難以適應可再生能源發(fā)展的需求。水電的豐余枯缺特點和風光的波動性在現(xiàn)有機制框架下，僅靠本地運行調(diào)度優(yōu)化已經(jīng)不能解決市場消納問題，需依賴更大范圍市場消納。而目前電力運行管理總體是以省為實體進行管理，同時跨省跨區(qū)輸送未納入到國家能源戰(zhàn)略制定的長期跨地區(qū)送受電計劃中，各地對接納可再生能源積極性不足。

電力中長期交易、現(xiàn)貨市場、輔助服務市場等市場機制有待完善，我國已確定了清潔能源優(yōu)先發(fā)電制度和市場化交易機制，但真正落實尚有距離。此外，目前電網(wǎng)企業(yè)既擁有獨家買賣電的特權(quán)，又通過下屬的電力調(diào)度機構(gòu)行使直接組織和協(xié)調(diào)電力系統(tǒng)運行，擁有電網(wǎng)所有權(quán)和經(jīng)營、輸電權(quán)，不利于市場主體自由公平交易。

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

在可再生能源發(fā)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(chǎn)業(yè)發(fā)展形勢和成本下降，尤其是與國際招標電價和國內(nèi)光伏“領(lǐng)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(diào)整雖然達到一定的下降幅度，但由于存在至少2年的建設(shè)寬限期，新并網(wǎng)風電項目的實際電價下降幅度有限，2017年新并網(wǎng)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(fā)電系統(tǒng)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(yè)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(wǎng)。如果不采取有效措施，2018年國內(nèi)光伏發(fā)電市場將重現(xiàn)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(qū)消納，也取得了一定的效果，但從可再生能源開發(fā)企業(yè)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(wǎng)購電費用，或者作為電網(wǎng)系統(tǒng)平衡成本納入輸配電價中，但實際上可再生能源開發(fā)企業(yè)被迫降低收益。一些省區(qū)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(shù)以內(nèi)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(xié)調(diào)或主導電價，可再生能源開發(fā)企業(yè)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(fā)電市場化交易機制和試點需要切實落地。2017年11月，國家發(fā)改委啟動了分布式發(fā)電市場化交易機制試點，其中“過網(wǎng)費”需要依據(jù)國家輸配電價改革有關(guān)規(guī)定制定。政策中明確“過網(wǎng)費”應考慮分布式發(fā)電市場化交易雙方所占用的電網(wǎng)資產(chǎn)、電壓等級和電氣距離等，但實際操作中出現(xiàn)兩種相對極端情況：一是按照文件規(guī)定直接相減，許多地方的過網(wǎng)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(wǎng)費僅僅在原有輸配電價基礎(chǔ)上降低0.02元/千瓦時，遠高于成本(且分布式發(fā)電在越低電壓等級配電網(wǎng)范圍內(nèi)發(fā)電和消納，過網(wǎng)費越高)，與實際成本趨勢相反，比價關(guān)系不合理，沒有解決之前的分布式發(fā)電輸配電價的公平性問題。

(六)電力系統(tǒng)靈活資源和調(diào)節(jié)能力未能充分挖掘和發(fā)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(qū)的具有調(diào)節(jié)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(tǒng)靈活性不足。如“三北”地區(qū)抽水蓄能、燃氣電站等靈活調(diào)節(jié)電源比重低于2%，特別是冬季由于供熱機組比重大，調(diào)峰能力十分有限。第二，受設(shè)計、煤電電價機制等因素影響，我國燃煤機組最大調(diào)峰幅度普遍設(shè)定為50%。規(guī)程規(guī)范中常規(guī)機組的最小負荷和爬坡率指標已經(jīng)落后于機組實際技術(shù)水平，也遠遠落后于丹麥、德國等領(lǐng)先水平。特別是“三北”地區(qū)多為供熱機組，在冬季采取傳統(tǒng)“以熱定電”運行方式，缺乏丹麥等國家的熱電機組的先進調(diào)節(jié)技術(shù)，造成熱電機組調(diào)峰能力受限。第三，國內(nèi)企業(yè)自備電廠裝機上億千瓦，這些自備電廠基本不參與電網(wǎng)調(diào)峰，甚至加大系統(tǒng)調(diào)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(fā)展的因素：第一，電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)主要以年、月、周、日為周期制定電力運行計劃，優(yōu)化日前、日內(nèi)和實時調(diào)度運行的潛力還沒有充分挖掘，而風電、光伏大規(guī)模接入，極大增加了日內(nèi)調(diào)度計劃調(diào)整的頻度和工作量，需要優(yōu)化調(diào)度運行、提高風光消納的技術(shù)手段和管理措施。第二，電網(wǎng)側(cè)集中預測預報系統(tǒng)未有效用于改善日內(nèi)和實時等短期電力系統(tǒng)調(diào)度。第三，風電、光伏發(fā)電大規(guī)模消納需要火電、水電等常規(guī)機組提供大量調(diào)峰、調(diào)壓、備用等輔助服務，但目前尚未建立合理的利益調(diào)整機制，可再生能源電力參與電力系統(tǒng)調(diào)峰服務的機制、權(quán)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(wǎng)負荷特性、增加負荷側(cè)調(diào)峰能力的市場潛力還沒有得到挖掘，支持可再生能源并網(wǎng)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(fā)展機制，按照系統(tǒng)優(yōu)化轉(zhuǎn)型原則實行規(guī)劃建設(shè)、廠網(wǎng)建設(shè)統(tǒng)籌協(xié)調(diào)

建議按照系統(tǒng)優(yōu)化轉(zhuǎn)型原則研究制定中長期電力和電網(wǎng)規(guī)劃。著眼中長期可再生能源開發(fā)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(wǎng)發(fā)展技術(shù)路線，制定中長期電網(wǎng)布局規(guī)劃，強化電網(wǎng)戰(zhàn)略規(guī)劃的權(quán)威性和約束力，引導可再生能源開發(fā)布局和建設(shè)時序，發(fā)揮電網(wǎng)在能源資源配置中的基礎(chǔ)性作用，適應高滲透率分布式可再生能源發(fā)電及新型負荷的快速發(fā)展，加快城鎮(zhèn)配電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)和轉(zhuǎn)型升級。

優(yōu)化發(fā)展可再生能源基地，合理開發(fā)東中部可再生能源。優(yōu)化“三北”和西南地區(qū)可再生能源基地布局和結(jié)構(gòu)，在電力系統(tǒng)規(guī)劃的基礎(chǔ)上優(yōu)先建設(shè)可再生能源電站，重點建設(shè)風光水互補運行基地，在有條件的地區(qū)積極發(fā)展光熱發(fā)電等可調(diào)節(jié)可再生能源電源。不再新建常規(guī)燃煤電站，燃煤電站或熱電聯(lián)產(chǎn)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(tǒng)調(diào)峰。在加強規(guī)劃引領(lǐng)、健全監(jiān)管、市場競爭和退出補貼的基礎(chǔ)上，東中部地區(qū)以配電網(wǎng)下平衡消納為前置條件發(fā)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(fā)規(guī)劃、用地管理和建設(shè)運行監(jiān)管制度。

控制煤電新增規(guī)模，嚴格控制常規(guī)煤電轉(zhuǎn)為熱電聯(lián)產(chǎn)。在可再生能源資源富集地區(qū)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(qū)切實執(zhí)行所有電源的停建、緩建。嚴格控制系統(tǒng)調(diào)峰困難地區(qū)現(xiàn)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(tǒng)調(diào)峰安全。不允許新建工業(yè)項目配套建設(shè)自備燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)項目。

(二)發(fā)揮電網(wǎng)關(guān)鍵平臺作用，提升可再生能源輸電能力和比重，優(yōu)化電力系統(tǒng)調(diào)度運行

發(fā)揮現(xiàn)有跨省跨區(qū)輸電通道輸送能力，在滿足系統(tǒng)運行安全、受端地區(qū)用電需求的前提下，減少網(wǎng)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(jiān)測評估。在進行一定周期的監(jiān)測評估基礎(chǔ)上，明確可再生能源電力與煤電聯(lián)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(yōu)先建設(shè)以輸送可再生能源為主且受端地區(qū)具有消納市場空間的輸電通道。

優(yōu)化電網(wǎng)調(diào)度運行，充分發(fā)揮跨省區(qū)聯(lián)絡線調(diào)劑作用，建立省際調(diào)峰資源和備用的共享機制，促進送端地區(qū)與受端地區(qū)調(diào)峰資源互劑。利用大數(shù)據(jù)、云計算、“互聯(lián)網(wǎng)+”等先進技術(shù)，建立電網(wǎng)側(cè)集中預測預報體系，加強電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)與發(fā)電企業(yè)在可再生能源發(fā)電功率預測方面的銜接協(xié)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(jù)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(qū)可再生能源比重目標完成情況進行定期監(jiān)測和評價。

根據(jù)《可再生能源法》、能源戰(zhàn)略和發(fā)展規(guī)劃、非化石能源比重目標，綜合考慮各省區(qū)市可再生能源資源、電力消費總量、跨省跨區(qū)電力輸送能力等因素，按年度確定公布各省級區(qū)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(guān)主體共同承擔可再生能源發(fā)展責任，各省級電網(wǎng)企業(yè)及其他地方電網(wǎng)企業(yè)、配售電企業(yè)(含社會資本投資的增量配電網(wǎng)企業(yè)、自備電廠)負責完成本供電區(qū)域內(nèi)可再生能源電力配額，電力生產(chǎn)企業(yè)的發(fā)電裝機和年發(fā)電量構(gòu)成應達到規(guī)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(fā)揮區(qū)域電網(wǎng)消納空間大和可再生能源邊際成本低的優(yōu)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(shù)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(fā)揮大范圍優(yōu)化資源配置的優(yōu)勢，開展跨省區(qū)交易。建立跨省區(qū)調(diào)峰市場化機制。利用不同省區(qū)用電負荷、可再生能源發(fā)電的錯時特性，挖掘跨省區(qū)調(diào)峰潛力，提升可再生能源消納能力。加快推進第一批電力現(xiàn)貨市場試點建設(shè)，實現(xiàn)調(diào)度運行和市場交易有機銜接，形成體現(xiàn)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(chǎn)成本的價格信號，促進發(fā)揮風電、光伏發(fā)電和水電邊際發(fā)電成本優(yōu)勢，同時激勵風電、光伏發(fā)電等根據(jù)市場價格信號提升自身調(diào)節(jié)能力，減輕系統(tǒng)調(diào)峰壓力。通過加大實施清潔能源供暖、電能替代、發(fā)揮需求響應資源優(yōu)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(fā)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(fā)電項目補貼強度，對風電、光伏發(fā)電等實現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展的可再生能源發(fā)電，擴大招標定價范圍和規(guī)模以及開展平價上網(wǎng)試點。開展上網(wǎng)側(cè)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(xiàn)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(wǎng)購電費用，或者作為電網(wǎng)系統(tǒng)平衡成本納入輸配電價中。對跨省跨區(qū)輸電工程開展成本監(jiān)測和重新核定輸電價格，在發(fā)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(tài)調(diào)整。

(作者供職于國家發(fā)展和改革委員會能源研究所)