（四）電力消納市場和機制沒有完全落實

電力體制改革已經(jīng)邁開步伐，但計劃電量、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(yīng)可再生能源發(fā)展的需求。

水電的豐余枯缺特點和風(fēng)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(wù)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

可再生能源發(fā)電定價方面，風(fēng)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)跑招標電價等相比更是拉開較大差距。

如，風(fēng)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(fēng)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(dāng)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(wù)，其成本本應(yīng)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(fēng)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(fēng)電量進行清潔能源供暖，風(fēng)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(dǎo)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落實實施。2017年11月，國家發(fā)展改革委啟動了分布式發(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(yīng)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不足，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)電源比重不足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(yīng)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(fēng)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(fēng)光消納的技術(shù)手段和管理措施。
第二，電網(wǎng)側(cè)集中預(yù)測預(yù)報系統(tǒng)并有效用于改善日內(nèi)和實時等短期電力系統(tǒng)調(diào)度。
第三，風(fēng)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(wù)，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(wù)的機制、權(quán)責(zé)和貢獻認定及補償機制不清（目前全部視為棄風(fēng)棄光）。
第四，我國電力用戶參與需求響應(yīng)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。