独家⼁关于进⼀步促进新能源发展与消纳的关键问题研究及建议
作者⼁孙浩、齐军、⾼超、严菁、郑钦、赵颖科
单位⼁⾦风设计研究院新能源技术与市场研究团队
⾯对全球⽇益严峻的能源和环境问题，开发清洁低碳能源已成为世界很多国家保障能源安全、
完颜阿骨打的儿子应对⽓候变化、实现可持续发展的共同选择。我国是世界上最⼤的能源⽣产国和消费国，开发
风能和太阳能等新能源是贯彻能源⽣产和消费⾰命战略，建设低碳、安全⾼效的现代能源体系
的有⼒抓⼿，也是推动我国能源转型发展的重要举措。
近年来我国在新能源领域取得了举世瞩⽬的成就。根据国家能源局最新数据，2019年全国风电
累计装机容量达到2.1亿千⽡，光伏发电装机达到2.04亿千⽡，新能源发电装机总容量位居全世
界第⼀；2019年新能源新增装机容量5585万千⽡，占全国电源新增装机容量的54%，已连续第
三年超过⽕电；累计装机容量占⽐超过20%（2010年占⽐3%），新能源正由补充型电源逐步向
主⼒型电源发展。同时，在政府、电⽹等多⽅的努⼒下，伴随新能源快速发展过程中持续存在
的严重弃风、弃光问题也得到有效改善。
但⽬前新能源产业仍⾯临着⼀些深层次⽭盾与挑战，对促进产业健康发展与解决新能源消纳形
成⼀定制约。本⽂基于对些关键问题的分析研究，提出解决途径与政策建议，以期对新能源产
业健康发展与并⽹消纳起到⼀定的促进和改善作⽤。
⼀、新能源发展与消纳仍⾯临的关键问题及成因分析
（⼀）新能源各相关主体利益⽬标不协调，规划不能充分衔接
2019年12⽉，全国⼈⼤关于《可再⽣能源法》实施情况的检查报告中指出可再⽣能源规划存在
不够衔接、执⾏不到位等问题，包括地⽅规划发展⽬标超过上级总体⽬标；电⽹建设滞后于可
再⽣能源发展，可再⽣能源电⼒输出受阻问题⽐较明显等。
究其根源是由于新能源发展与消纳的相关主体（包括地⽅政府、新能源企业、传统能源企业、
电⽹企业、国家主管部门等）之间的利益⽬标不⼀致、不协调所造成的。国家主管部门的⽬标
在于制定规划实现能源转型、提⾼新能源消纳⽐例，促进新能源⾏业可持续稳定增长等，但在
各项政策落地推进中受到各种阻碍因素影响，包括地⽅政府指标落实⼒度、电⽹投资计划的审
批执⾏、电⽹接⼊审批与消纳安排的积极性、常规电源⽣产与发展对新能源的挤压、可⽤于补
贴的财政预算、主管部门权责范围和使⽤⼒度等。
（⼆）部分地区新能源消纳形势仍然严峻，更⼤范围配置资源的需求仍然强烈
虽然2019年全国的平均弃风、弃光率均降⾄5%以下，但部分新能源富集区异地消纳的⽭盾仍然
突出。2019年，弃风率超过5%的地区包括新疆（弃风率14.0%），⽢肃（弃风率7.6%），内蒙
古（弃风率7.1%），三省（区）弃风电量合计136亿千⽡时，占全国弃风电量的81%；西北地
区弃光率虽降⾄5.9%，但弃光电量占到全国的87%，西藏、新疆、青海、弃光率仍处于较⾼
位，分别为24.1%、7.4%、7.2%。
我国风光资源禀赋与电⼒负荷呈逆向分布关系，“三北”区域基地型新能源场站发电需通过跨区特
⾼压输电外送到负荷密集的中东部地区，除了外送通道输电能⼒不⾜导致弃风弃光限电，电⼒
交易中存在的省际壁垒也是重要影响因素。虽然中央从2003年就开始⿎励跨省电⼒交易，通过
在更⼤的市场内配置资源来提⾼能源效率，但2019年的跨省交易电量仍不到全国电⼒消费总量
的20%。⽬前以省为主体的地⽅经济发展模式，决定了其电改基本思路就是要“以⾃给⾃⾜为
主、外电补充为辅”，不利于⼤规模新能源的跨省跨区消纳。
（三）电⼒体制改⾰推进给新能源企业带来的效益挑战
在新能源企业⾯对补贴政策带来的成本效益压⼒的同时，电⼒体制改⾰推进中存在的⼀些问题
更加剧了这种挑战。如在电⼒整体供过于求的省份，新能源消纳途径包括基本电量、交易电量
等多种渠道，交易电价随⾏就市，⼀般均与⽕电标杆电价存在负价差，保量不保价问题突出。
2019年12⽉，全国⼈⼤关于《可再⽣能源法》实施情况检查报告中对全额保障性收购制度落实
不到位的问题进⾏了通报。除此之外，新能源企业在电⼒体制改⾰中仍⾯临着以下挑战。
1、平价时代新能源项⽬电价将⾯临新的问题。⽕电标杆电价将直接决定新能源发电电价。2019
年10⽉21⽇，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上⽹电价形成机制改⾰的指导意见》（发改
价格规[2019]1658号），提出⽕电采⽤“基准电价+上下浮动”的电价机制，对于“上下浮动”部分，
浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，但同时⼜提及“确保⼯商业平均电价只降
不升”的要求，在这种机制下，下游⽤户侧降低销售电价的政策可能向上游发电侧传导，导致上⽹电价降低。随着电改的推进，电⼒市场化交易规模的不断扩⼤，可能进⼀步拉低⽕电平均上⽹电价，进⽽对平价新能源项⽬带来更⼤的盈利压⼒。
2、电⼒辅助服务补偿分摊机制设计不合理，信息不透明，导致新能源企业⾮预期成本的增加。2019年11⽉5⽇，国家能源局发布了《关于2019年上半年电⼒辅助服务有关情况的通
报》，2019年上半年，电⼒辅助服务总费⽤规模达到130.31亿元，同⽐增长85.95%，其中，调峰费⽤共50.09亿元，同⽐增长100.3%；备⽤费⽤47.41亿元，同⽐增长141.6%。这两类服务在新能源发电装机⽐例较⾼的电⽹意义⾮同寻常，调峰、备⽤补偿费⽤的⼤幅提⾼，意味着常规电源给新能源出
让了更多的发电空间，但由于某些调峰市场中存在的不完善因素（如某区域调峰市场中单价设置⾼、全电量分摊机制不尽合理等歧视性问题），在实现新能源消纳提升的同时，也给新能源发电企业带来了较⼤的分摊压⼒，⼤幅压缩了新能源发电企业的利润。
3、电⼒市场披露机制亟待完善。当前电⼒信息披露仍集中于公开电⼒交易信息，缺乏对相关信息的进⼀步分析和归纳，并没有形成较为系统的电⼒交易指数体系；同时⼴泛存在披露不完善、不及时等问题，导致新能源企业⽆法获得实时交易出清结果，进⽽新能源参加的各类交易均存在偏差电量，在⼀定程度上影响了交易的公平性。
（四）⾼⽐例新能源并⽹给电⼒系统带来影响
新能源⼤规模并⽹，直流远距离输电规模持续增长，送受端常规机组被⼤量替代，电⽹形态及运⾏特性在发⽣较⼤变化，系统电⼒电⼦化特征凸显，主要影响体现在如下⼏个⽅⾯。
1、电⼒电量时空平衡困难，系统调峰能⼒仍严重不⾜。新能源⾼⽐例接⼊电⼒系统后，由于其波动性、间歇性、逆调峰出⼒特点，精准预测难度⼤，系统中常规电源不仅要平衡负荷变化，还要随时平衡新能源发电的出⼒波动，系统需要预留的灵活性电源容量加⼤，系统调峰能⼒严重不⾜。
2、新能源发电⼀次调频能⼒不⾜，主动调压能⼒有限。现有并⽹技术标准（GB/T19963-2011）对新
能源发电⼀次调频能⼒未做明确要求，随着新能源出⼒占⽐不断增加，跟踪响应电⽹频率变化的⼀次调频能⼒持续下降；新能源发电⼤规模替代常规发电机组，导致主⽹短路容量⼤幅下降和⽆功分层分区平衡能⼒弱化，对电⽹电压⽀撑和调节能⼒有限。
3、新能源涉⽹性能标准偏低，频率、电压耐受能⼒不⾜。当系统发⽣事故，频率、电压发⽣较⼤变化时，譬如⼤型机组故障、⼤容量线路跳闸、直流换相失败或闭锁等，新能源机组容易⼤规模脱⽹，引发连锁故障，该问题随着新能源规模的快速增长⽇益突出。
4、系统电⼒电⼦化趋势引发次同步谐波与次同步振荡。新能源发电变流器/逆变器电源类型具备电⼒电⼦器件的快速响应特性，在传统同步电⽹以⼯频为基础的稳定问题之外（功⾓稳定、低频振荡等问题），出现了宽频带（5~300Hz）振荡新稳定问题，电⼒电⼦装置诱发次同步/超同步振荡后，严重危及⽕电机组及主⽹安全运⾏。
5、⾼渗透率分布式电源带来运⾏管理问题。分布式电源具有数量多、规模⼩、分布⼴等特点，⾼渗透率接⼊给电⽹安全运⾏管理带来⼀定困扰，需要及早解决早期并⽹标准偏低导致的频率电压越限发⽣脱⽹、功率预测精度差导致调峰难度加⼤、下⽹潮流变⼩甚⾄倒送等影响配电⽹供电可靠性和电能质量等问题。
（五）需求侧激励机制缺乏，社会观念转变与认知仍存不⾜
最新情侣名字1、2019年5⽉10⽇，国家发改委、能源局发布《关于建⽴健全可再⽣能源电⼒消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），确定了各省级区域可再⽣能源电量在电⼒消费中的占⽐⽬标，即可再⽣能源电⼒消纳责任权重；同时早在2017年7⽉，以国家能源局《关于召开绿⾊电⼒证书⾃愿认购启动仪式的通知》为开端，绿证政策实施⾄今已有两年多的时间，但在⾃愿认购的情况下，绿证市场反应和效果却不尽如⼈意。⽬前对促进需求侧消纳新能源的机制主要从区域强制配额、⾃发社会责任两个⾓度考虑，缺乏更有效的激励措施补充，对更⼤规模的促进新能源消纳具有⼀定的局限性。
2、能源转型⾰命⾸先要解决认知⾰命和观念⾰命问题。在消费侧激励机制缺乏的同时，由于宣传、引导与监督等存在的不到位因素，以及⼈民素质⽔平和传统思维定式影响，⼤众对于新能源的了解和接纳程度仍然有限，对于电⼒⽣产与消费观念转变、对全球⽓候变暖应对措施紧迫性的认知仍存在不⾜。
⼆、关键问题的解决路径与政策建议
（⼀）逐步调整电⽹考核导向与国家指标下达⽅式
着眼于国家能源转型及低碳发展的历史使命，建议重新梳理各⽅的⽬标导向和制约因素，形成统⼀⽬标下相关⽅消纳新能源的责权利，从⽽有利于解决瓶颈问题，实现国家规划⽬标。尤其建议逐步调整电⽹企业的考核导向与国家指标的下达⽅式。
会计基础教材
1、逐步调整电⽹考核导向
当前电⽹企业的⽬标导向仍主要在于利⽤输配环节的⾃然垄断地位实现增供扩销、收益最⼤化，以及保证系统供电的稳定可靠。新能源的消纳增长相对于常规电源给电⽹的“购销价差”贡献和系统稳定贡献存在弱势。因此电⽹企业更倾向于常规电源的电⼒供给，在新能源接⼊审批及消纳运⾏安排上没有主观积极性；更不要说分布式新能源“⾃发⾃⽤”和“隔墙售电”已跳出电⽹企业收⼊渠道，与电⽹企业⽬标导向存在冲突。
2015年8⽉，中共中央、国务院印发了《关于深化国有企业改⾰的指导意见》，⽂件中指出要根据国有资本的战略定位和发展⽬标，结合不同国有企业在经济社会发展中的作⽤、现状和发展需要，将国有企业分为商业类和公益类。本着电⽹企业独占性和公益性的基本属性，应逐步回归电⽹企业公益性属性。以保障民⽣、服务社会、提供公共产品和服务为主要⽬标，将电⽹企业的考核⽬标逐步调整为降低输配成本、提⾼营运效率和安全、增加新能源消纳额度和⽐例（包括并⽹、“⾃发⾃⽤”及“隔墙售电”等）、提升服务⽔平和品质等，同时引⼊社会评价。
2、调整国家指标下达⽅式
解决国家主管部门将新能源规划指标下达给地⽅政府，⽽地⽅政府⽆抓⼿，只能层层分解协调解决的问题。建议国家主管部门将新能源并⽹规模与消纳⽐例的五年和年度指标同步下达给电⽹企业，由电
⽹企业根据各地电⽹现状和负荷预测，结合新能源消纳技术进步和⽰范项⽬的引领作⽤，进⾏系统最优化布局设计，规划未来的投资和升级，提前向社会公布各地区（甚⾄细化到各台区）下年度可以新增的新能源并⽹和消纳额度。考虑新能源投资的各种因素制约，要求电⽹企业预先公布的各台区新增容量总额必须⼤于国家规划，新能源投资企业可有更多的选择余地做出合适的投资决策。
（⼆）推动新能源友好型电⼒市场建设
1、打破省际壁垒，扩⼤省间电⼒交易市场规模
借鉴欧洲国家的经验，在能够建⽴省间市场的地⽅直接建⽴省间市场，能够在更⾼层次统筹规划的地⽅，就不在低层⾯进⾏统筹规划。打破以省为边界的省级电⼒市场制度，通过建⽴省间电⼒市场，统⼀制订交易规则、统⼀进⾏电⼒电量交易，更⼤市场范围内形成交易互动的规模与合理匹配，将有效减少各省政策成本，有利于市场竞争的规范有效和可靠运⾏。
2、完善和建⽴公平合理的调峰辅助服务市场
在尚未建⽴成熟的现货市场、未形成合理的分时电价机制之前，建⽴起调峰交易机制，利⽤市场化⼿段解决调峰问题，是促进新能源消纳的⼀种可⾏选择。但在多数建设初期的调峰市场，根据⼀般经验，将⽕电机组为代表的传统能源作为深度调峰的主⼒资源，⽽将新能源等视作调峰的需求者，固化
了其在调峰中的⾓⾊，在补偿分摊机制设计上存在⼀定的⾏业歧视现象。建议政府本着资源优势互补和市场公平的原则，理顺利益关系，进⼀步完善辅助服务市场，提⾼辅助服务的公平性；同时，规范市场报价和审核披露机制。
3、加强顶层设计，推进全国电⼒现货市场建设
完备的现货市场是国外电⼒市场成功运营的关键。现货市场主要开展⽇前、⽇内、实时的电能量交易和备⽤、调频等辅助服务交易，现货市场产⽣的价格信号可以为资源优化配置、规划投资、中长期电⼒交易、电⼒⾦融市场提供⼀个有效的量化参考依据。在现货市场作⽤下，新能源通过低边际成本⾃动实现优先调度，并且中长期交易通过现货交割，同时通过现货市场的价格信号引导发电主动调峰，优化统筹全⽹调节资源，有效促进新能源消纳。建议进⼀步加快现货市场的试运营与建设⼯作，构建全国性电⼒现货市场，在具体市场机制设计中，应充分考虑新能源发电的波动性、不确定性、边际成本等特点，⼀⽅⾯通过合理的投资保障机制，调动各类型尤其是灵活性较⾼的电源投资积极性，保障电⼒系统长期安全地可靠运⾏；另⼀⽅⾯，通过运⾏阶段规则设计，如⽇前市场竞价、结算，⽇前市场与⽇内市场衔接、实时市场奖惩措施等，充分调动灵活性资源的潜⼒。
4、完善电⼒市场信息披露制度
规范信息披露内容，制定电⼒市场信息披露⽬录；建⽴信息分类评价机制，信息分类评价由电⼒交易
机构与监管机构共同负责；规范信息披露⽅式，规范分类报送信息时间及发布⽅式，增强发⽤两端知情权；同时，从理顺政府监管机构职能、建⽴监管有效性评估体系、完善处罚机
臣的成语制、完善争议处理机制四个⾓度出发，完善电⼒市场信息披露监管体系。
5、完善电价机制，推动新能源积极参与电⼒市场竞争
参考国外电⼒市场成功经验，建议在新能源电价政策中增加环境成本因素，实现补贴电价平稳退坡；对存量带补贴项⽬可逐步实施“价补分离”，即“市场化上⽹电价+固定补贴”模式，⿎励新能源积极参与电⼒市场，发挥新能源发电边际成本低的竞争优势，充分利⽤市场机制发掘新能源消纳空间。
（三）加强新能源电⼒消费侧应⽤推⼴
1、加⼤⾮⽔可再⽣能源消纳责任权重的落实⼒度
按照国家发改委、能源局公布的2020年各省（区、市）⾮⽔电可再⽣能源电⼒最低消纳责任权重，当前云南、宁夏、新疆等11个省（区、市）⾮⽔电可再⽣能源消纳⽐重已达到2020年最低消纳责任权重，江苏、⼴东、安徽、贵州、⼭东、内蒙古和⼴西距离达到2020年最低消纳责任权重不到1个百分点，京津冀、⿊龙江、⽢肃和青海⾮⽔电可再⽣能源电⼒消纳⽐重较2020年最低消纳权重仍有较⼤差距。有必要进⼀步加强地⽅政府新能源消纳⽅⾯的⼯作⼒度，建议将消纳责任权重纳⼊地⽅政府绩效
考核管理体系，对政府部门及其⼈员的执⾏⼒、执⾏结果进⾏全⾯监测、考核分析和评价，调动起主动性和积极性，保障政策的进⼀步落实到位。
2、完善绿证实施机制，激励绿⾊电⼒消费伤感非主流网名
解决绿证市场与新消纳保障机制的衔接问题。⽬前绿证⾃愿认购对促进新能源消纳作⽤⼗分有限，应将新能源消纳保障机制将与绿证认购有机结合，具体考虑设置绿证抵销消纳量的权重，⿎励企业进⾏绿证认购，刺激绿证市场的进⼀步发展。
3、积极推进新能源就近⾼效利⽤、电能替代和需求侧响应
（1）促进新能源就近⾼效利⽤。在三北等新能源富集区，建设以新能源利⽤为主、多能集成互补联合运⾏的综合能源消纳⽰范区。探索新能源富余电⼒供暖、制氢、参与电⼒辅助服务实现途径，利⽤综合能源管理监控平台实现多能集成互补、源-⽹-荷互动，梯次⾼效利⽤。
（2）加快“两个替代”。北⽅可实施风电供暖取代燃煤燃⽓锅炉，对热⼒管线覆盖不到的建筑推⼴热泵、发热电缆、电热膜等分散式电采暖取代散煤锅炉供暖；对⼯业燃煤或燃⽓窑炉可改造为电锅炉；对农业井罐区可实施“机改电”排灌；对靠港燃油船舶可改造使⽤岸电等，适合新能源低⾕限电利⽤及就近消纳。
（3）推动实现需求侧响应。通过需求侧响应激励机制、需求侧响应技术积极探索新能源消纳与电⼒需求侧互动响应研究，⿎励电动汽车充电桩等可平移柔性负荷参加响应新能源消纳的电⼒辅助服务市场，发挥电解铝、铁合⾦、多晶硅等电价敏感型⾼载能负荷的灵活⽤电潜⼒，消纳波动性新能源。培育需求侧响应聚合服务商等新兴市场主体，释放居民、商业和⼀般⼯业负荷的⽤电弹性，逐步将电⼒需求侧资源纳⼊电⼒市场。
4、切实推进分布式发电市场化交易政策落地
新能源分布式发电在负荷区就近建设，就地消纳，可有效解决输变电环节电能损耗，同时销售电价具备竞争优势，提⾼能源利⽤效率。建议国家打破新能源分布式“隔墙售电”的市场壁垒，有⼒推进分布式发电市场化交易政策落地，促进我国能源消费⾰命的飞跃。
5、加⼤新能源社会经济效益的研究和宣传⼒度
采取各种有⼒措施，全⾯推⼴新能源的科学普及和开发利⽤研究，在全社会积极倡导绿⾊环保能源消费观念。可充分利⽤现代科技⼿段充分调动⼴⼤众了解、学习、消费新能源的积极性、主动性和创造性，让新能源熟知于民、服务于民、实惠于民、造福于民，让整个社会⾏动起来进⼀步扩⼤新能源使⽤⽐例，⾛可持续发展之路。
（四）推动新能源并⽹消纳关键技术发展
1、打造“准预测、强⽀撑、⾼抗扰、善协同”并⽹友好型新能源发电设备和场站
（1）提⾼功率预测系统精度。通过⽓象预报技术的改善提升和功率预测模型算法先进适⽤性提⾼风电功率预测精度，提⾼风电并⽹协调运⾏⽔平。
（2）提⾼频率/电压控制响应与耐受能⼒。通过新能源发电主控程序优化升级、风电变流器/光伏逆变器新型拓扑设计改造等技术创新⼿段，实现新能源发电虚拟同步惯量，具备⼀次调频及
主动调压能⼒、⾼电压穿越改造能⼒、抑制次同步谐波能⼒、提⾼弱电⽹（短路⽐SCR<2）运⾏适应性，进⼀步降低谐波提⾼并⽹电能质量。
（3）提⾼多场站协同优化运⾏调控能⼒。新能源企业与电⽹公司联⼿，在新能源基地以及各地新能源发电分布区域，通过规划建设区域性新能源⼤数据与监控平台，实现集中/分布式新能源发电功率精确预测及有功/⽆功电压优化调控，实现并⽹联络线优化调度控制，具备防范新能源发电⼤规模脱⽹引发连锁故障的能⼒。
2、推动⽕电机组灵活性改造，供热机组热电解耦运⾏
（1）继续推动⽕电灵活性改造。在新能源优先发电政策⽀持下，以及具备电⼒辅助服务补偿机制的前提下，通过⽕电机组低负荷运⾏适应性改造，实现⽕电机组具备深度调峰能⼒（降低50%Pn以上）
的灵活性改造，通过有偿深度调峰，实现新能源发电替代。灵活性改造要兼顾深度调峰和节能效率，在安全和环保的基础上，最⼤程度降低对机组能耗、效率、寿命周期的影响。
（2）供热机组热电解耦运⾏。“三北”区域冬季供暖期与⼤风期重叠，供热机组“以热定电”运⾏模式使其最⼩出⼒较⾼，调峰能⼒严重受限（不超过20%Pn），挤占新能源消纳空间，使得⼤风期弃风严重，供暖期6个⽉限电量占全年70%以上。通过在热电⼚配置蓄热罐、电蓄热锅炉等措施，可在⼀定程度上或完全解耦“以热定电”约束，降低供热机组负荷低⾕时段的最⼩出⼒，
从“电能—热能”转换及时间挪移过程既能解决蓄热供热，⼜可提⾼新能源消纳空间。
3、加快跨区输电通道建设，扩⼤新能源配置范围，统筹发挥⼤电⽹配置及平衡能⼒
（1）提升新能源富集区域电⽹汇集和跨区域外送能⼒。加快推进青海-河南、张北-雄安、陕北-武汉、雅中-江西等地⾼⽐例可再⽣能源外送通道建设，重点解决⽢肃、两⼴、新疆、河北、四川、云南等地区内部输电断⾯能⼒不⾜问题。
（2）提⾼存量跨省区输电通道新能源输送⽐例。充分发挥送受两端常规机组的调频和调峰能⼒，探索新能源场站和常规电源组成联合调度单元，内部由常规电源为新能源场站提供调峰和调频辅助服务，对外视为整体参加电⼒市场并接受电⽹调度机构指令；统筹发挥⼤电⽹跨区域协同调度及配置平衡能⼒，提升特⾼压直流利⽤效率，实现主要跨省区输电通道中新能源电量⽐例达到平均30%以上。
4、成本允许条件下，在新能源富集区积极推⼴风光储互补⼀体化发电技术严正花top
新能源发电配合相应容量的储能应⽤能够显著改善涉⽹性能，包括平滑出⼒波动、提⾼跟踪发电计划精度、改善场站⽆功调节能⼒、平抑并⽹点电压波动，有效减少弃风弃光。同时储能作为可调度灵活电源可参与电⼒辅助服务获得额外收益。随着储能系统产品成本不断下降，其商业模式和盈利边界也不断拓展，在技术经济可⾏条件下，可在新能源富集区域积极发展风光储互补⼀体化发电项⽬。通过风能和太阳能出⼒互补性、储能调控灵活性提⾼新能源发电的可靠性和稳定性，同时也可通过共⽤升压站、集电线路等有效降低单位投资成本，提⾼风光储互补⼀体化发电项⽬竞价能⼒和盈利⽔平。
三、结语
制约新能源发展的因素纷繁，影响消纳的原因也复杂多变，解决新能源发展与消纳问题是⼀项长期⽽艰巨的任务。在当前整体取得显著成绩的同时，必须坚持解决当前不可忽视的关键问题。我国正处于能源转型⾰命的关键时期，如果提供不了进⼀步的政策保障、市场机制和关键技术，弃风弃光随时可能卷⼟重来。本⽂择取了这些关键问题，并提出具备现实意义的解决途径和政策建议，希望能够在即将到来的新能源平价时代，在国家由全⾯建设⼩康社会向基本实现社会主义现代化迈进的“⼗四五”关键时期，对促进新能源产业健康、⾼质量发展，实现国家能源转型⽬标，起到⼀定的促进作⽤。
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