一、引言

地球上化石燃料枯竭、環境污染、氣候變化等問題日益突出，清潔高效地利用傳統能源、開發利用可再生能源、提高電力系統靈活性、發展智能電力系統，已成為大多數國家達成共識的應對策略。

中國的電力工業發展規模居世界首位，2018年，裝機容量達到1.9 × 10⁹ kW，發電總量達到7 × 10¹² kW·h。中國2018年和2019年電力供應結構和發電能力如圖1、圖2所示。數據顯示，從2018年到2019年，中國非化石燃料（以下簡稱非化石）能源裝機容量比例增加了1%，發電量下降了1.6%，這主要是因為火力發電廠的數量高于非化石燃料發電廠的數量。在中國，兩種主要的可再生能源是風力發電和太陽能發電。中國在風力發電、太陽能發電發展方面居世界首位。截至2018年年底，風力發電和太陽能發電裝機容量分別為1.84 × 10⁸ kW和1.74 × 10⁸ kW，占發電總裝機容量的9.7%和9.2%。風力發電、太陽能發電量分別為3.658 × 10¹¹ kW·h和1.769 × 10¹¹ kW·h，占總發電量的5.2%和2.5%。如圖3、圖4所示，從2005年到2018年，中國風力發電和太陽能光伏發電裝機容量分別增長了15倍和1740倍，表明中國可再生能源的開發和建設已上升到一個新的水平。近年來，中國分布式可再生能源發展迅速，特別是分布式太陽能發電。截至2018年年底，中國分布式太陽能裝機容量達50.61 GW，比2017年增加20.96 GW，增長了71%。

此外，國務院在《能源發展戰略行動計劃（2014—2020年）》中提出，大力發展分布式風力發電，穩步發展海上風力發電。中國海上風力發電發展勢頭強勁，海上風力發電儲量巨大，深度為5~50 m，高度為70 m，可發電約5 × 10⁸ kW。截至2018年年底，中國海上風力發電總裝機容量達4.45 × 10⁶ kW，在建6.47 × 10⁶ kW。同時，中國在海上風力發電方面排名第三，僅次于英國和德國。

《中國可再生能源展望2018》顯示，到2035年，中國的風力發電和太陽能發電裝機容量預計將達到1.826 × 10⁹ kW和1.962 × 10⁹ kW，占預估總裝機容量（5.366 × 10⁹ kW）的34.0%和36.6%，比2018年增加了1.642 × 10⁹ kW和1.788 × 10⁹ kW。可再生能源的比重正在迅速增長，將成為中國未來的主要能源來源。

然而，《電力發展“十三五”規劃（2016—2020年）》（以下簡稱“十三五”規劃）指出，盡管過去兩年中國棄風、棄光和棄水的問題有所緩解，但在一些地區仍然嚴重。截至2018年年底，中國棄風電量為2.77 × 10¹⁰ kW·h，棄光電量為5.5 × 10⁹ kW·h，分別比2016年減少2.2 × 10¹⁰ kW·h和1.5 × 10⁹ kW·h。然而，2018年新疆、甘肅、內蒙古等地的風力發電量和太陽能發電量下降超過3 × 10¹⁰ kW·h，占全國棄風和棄光總容量的90%以上，說明部分地區棄風和棄光問題嚴重。能源供應松散是近年來棄風和棄光問題的原因之一。但問題的根本原因是風力發電和太陽能發電的發展與現有的電力系統不匹配、技術不成熟、跨地區吸收風力發電和太陽能發電困難、需求側缺乏大規模吸收風力發電和太陽能發電的能力。因此，解決棄風棄光的瓶頸問題是能源轉型和發展的關鍵。此外，由于可再生能源裝機容量的快速增長以及未來可再生能源比重的不斷增加，可再生能源的吸收將面臨更多的問題。因此，研究當前和未來中國可再生能源消費的瓶頸和解決方案具有重要意義。

從發電平衡的角度看，電力調節性能、電網輸送容量和負荷水平是影響可再生能源消納容量的重要因素。另外，可再生能源的特性，如可再生能源布局、功率預測水平和控制性能也是重要的影響因素。此外，電力市場機制對可再生能源的消納也有顯著影響。一些學者已經發表了關于評價可再生能源消納能力的論文，以概述相關的方法。Wang等提出了一種考慮可再生能源不確定性和相關性的風力發電、太陽能發電一體化電力系統可再生能源消納能力的評價方法。可再生能源的不確定性給研究可再生能源發電帶來了挑戰，現有研究由于數據的頻繁更新而面臨著較高的計算成本。

為了解決這些問題，提出了一種基于深度強化學習的近似最優采用率確定算法。在需求側管理方面，促進可再生能源整合的潛力巨大，Hungerford等將基于詳細終端用戶數據的柔性負荷表示方法集成到澳大利亞國家電力市場的系統級模型中，并提出了一種應用能量約束發電機的柔性負荷表示方法。并網的高滲透率可再生能源給電網穩定性帶來了挑戰，因此Al-Shetwi等評估了近期關于可再生發電廠在電網中滲透的綜合需求和合規的控制方法。此外，Wu等提出了一種基于電壓源變換器的高壓直流（VSC-HVDC）設計方法，以加強可再生能源比例高的區域電網。此外，可以采用基于市場的方法來緩解整合問題。Li等將基于市場的方法應用于中國的可再生能源整合，包括發電權交易和調峰輔助服務。Guo等引入了中國兩級市場模型，提出了基于最小可調度區間的分段競價機制，驗證了可再生能源運用的有效性。以中國唐山為例，Zhen等研究采用可再生能源的電力系統規劃，其中補貼政策對電力系統的發展影響較大，因為補貼政策降低了常規發電的成本優勢，提高了公用事業公司發展可再生發電的積極性。

針對日益嚴重的棄風棄光問題，結合中國電力發展的現狀和趨勢，文章提出了可再生能源高消納的解決方案：

（1）以中東部地區分布式可再生能源開發利用為重點，將可再生能源集中開發與分布式開發相結合，緩解可再生能源建設布局與源負荷的不匹配；（2）提高火力發電柔性調峰能力，開展火力發電柔性改造，發展智能發電技術，適應可再生能源發電的大規模采用；（3）提高燃氣輪機和抽水蓄能供電比例，緩解供電結構矛盾；（4）增加輸電渠道和靈活的智能電網建設，提高可再生能源的交付；（5）構建需求響應和虛擬電廠，引導需求側容量的增長；（6）研究可再生能源主動支持技術，提高可再生能源發電并網友好性能和對電網的主動支持能力；（7）建立促進高滲透率可再生能源消納的政策和市場機制，完善靈活的交易機制，消除省際市場壁壘。瓶頸與對策之間的關系如圖5所示。

文章其他部分的安排如下：第二部分分析總結了可再生能源大規模利用的四大瓶頸。第三部分將這些瓶頸放在中國的實際背景下，提出了實現可再生能源高使用率的7種途徑，并詳細概述了一些應用場景和實例。最后，第四部分對全文進行總結。

二、大規模可再生能源電力消納的瓶頸問題

電力系統的基本特征是能源的實時供需平衡。隨著風力發電、太陽能發電等可再生能源的開發利用，間歇性強的發電（供應）和隨機波動的負荷（需求）之間必須達到平衡。當電力供應和需求之間存在不平衡時，調度必須采取措施減少負荷（當供給小于需求時）或刪除發電限制（當供給大于需求時）以保持安全、穩定的電力系統的操作。因此，棄風和棄光問題的根本原因是電力系統未能保證能源供需的實時平衡。

（一）布局和規劃的約束

中國可再生能源裝機容量分布不均勻，與負荷呈負向分布。三北地區（東北、西北和華北北部地區）擁有全國75%的可再生能源裝機容量，但僅占全國總負荷的36%。截至2018年年底，中國72%的風力發電和56%的太陽能發電來自這些地區。但這些地區絕大多數經濟發展相對落后，電力需求不足，電力市場較小，可再生能源負荷無法得到充分利用。

表1列出了2018年中國部分省份的可再生能源裝機容量和滲透率（滲透率= 2018年年底可再生能源裝機容量/2018年最大負荷），表明中國可再生能源負荷容量不足。部分省份（內蒙古東部、寧夏、甘肅、青海、新疆）可再生能源普及率超過100%，超過丹麥、西班牙、葡萄牙等發達國家。

以新疆為例。截至2018年年底，新疆電網裝機容量為8.991 × 10⁷ kW，是全新疆地區最大用電負荷（2.824 × 10⁷ kW）的3.18倍。同期，新疆可再生能源裝機容量達到2.871 × 10⁷ kW，完全滿足當地最大用電量要求。

根據分析，新疆的裝機容量遠遠大于當地的負荷需求。換句話說，即使所有區域的電網都使用可再生能源，一些風力發電和太陽能發電仍處于棄置狀態，因為在可再生能源調峰和調頻過程中，也必須預留一定數量的常規電廠（火力發電廠或水力發電廠），以保持電力系統的實時供需平衡。然而，新疆只是本文研究的三個地區的一個縮影，大多數地區的裝機容量過剩，但當地的吸收能力不足。相比之下，特別是在歐洲和美國，陸上風力發電以分布式為主。例如，在德國和丹麥，90%的陸上風力發電都接近電力負荷，可以在附近直接使用。此外，可再生能源主要分布在葡萄牙和德國，占50%以上。

（二）靈活調峰能力的約束

中國主要使用煤炭發電，尤其是三北地區：70%的電力來自煤炭發電，7.7%來自靈活能源發電（占可再生能源裝機容量的37%）。靈活能源的最大調節能力與可再生能源的波動不匹配，制約了中國部分地區對可再生能源的采用。與歐美等發達國家不同，中國缺乏靈活的、可調度的電力供應。圖6為中國與幾個可再生能源普及率較高的國家的電力供應結構對比情況。

截至2018年年底，中國4.41%的發電廠采用燃氣發電，燃氣發電能夠對可再生能源的隨機波動做出快速響應。中國水力發電供電占比18.6%左右，其中抽水蓄能電站僅占1.5%，其余多為徑流型水力發電站（具有明顯的季節性特征）。除發電外，水庫蓄水量還應滿足防洪和農田灌溉的需要。燃煤發電占總發電量的53.1%，但純冷凝機組最小出力為額定負荷的50%，冬季供熱機組最小出力為額定負荷的60%~70%。這些電站的深峰調峰能力與國外同類電站有較大差異。此外，中國燃煤機組的可變負荷率為每分鐘額定負荷的1%~1.5%，無法滿足可再生能源比重較高的需求。

下面以甘肅、內蒙古和東北地區為例，這些地區的可再生能源消費問題比較嚴重。

第一，甘肅是中國可再生能源的主要使用省份。截至2018年年底，可再生能源裝機容量占總裝機容量的40%以上。雖然水力發電占比已達18.1%，但靈活可調的抽水蓄能裝機容量為1.2 × 10⁶ kW，占2.34%。因此，火力發電仍是其主要的可調度資源，其中40%用于供熱，現有可調度容量無法滿足可再生能源的并網需求。

第二，內蒙古2018年年底風力發電裝機容量為2.869 × 10⁷ kW，太陽能發電裝機容量為9.45 × 10⁶ kW，風力發電和太陽能裝機容量占比合計為30.9%。靈活可調的抽水蓄能占0.9%，燃氣發電占0.5%。火力發電機組是電力供應的主要類型，裝機容量比例約為70%，其中以供熱機組居多，占60%以上。在冬季，大部分供熱廠不能進行調峰，電網的調峰能力大大降低。但自供電廠比重較高：電網自供電廠總裝機容量已超過9 × 10⁶ kW，發電量約占全省發電總量的三分之一。自供電廠的平均利用時間超過6000 h，嚴重占用清潔能源消費空間。

第三，東北地區2018年年底區域電網可再生能源并網裝機容量達到2.655 × 10⁷ kW，占各類能源發電總裝機容量的25.62%。風力發電裝機容量為1.873 × 10⁷ kW，太陽能發電裝機容量為7.82 × 10⁶ kW，靈活可調抽水蓄能裝機容量達1.5 × 10⁶ kW（占總裝機容量的1.0%）。此外，火力發電約占70%，其中大部分用于加熱，其調峰和調頻能力遠遠不夠。

（三）輸電能力的約束

當本地負荷出現富余且本地消費能力不足時，可通過建設跨地區輸電通道將電力送往負荷需求高的地區。然而，三北地區由于風力、太陽能發電站建設周期短，輸電渠道建設周期長，跨區域輸電渠道建設嚴重滯后。目前，只有新疆等少數地區完成了更多大容量輸電通道的建設，其他地區的輸電通道大多還在規劃或在建中。

2018年年底，新疆輸電能力達到1.3 × 10⁷ kW，2018年總輸電能力超過5 × 10¹⁰ kW，但輸出通道容量仍僅占電網發電總裝機容量（8.991 × 10⁷ kW）的14.5%，甚至低于該地區風力發電裝機容量（1.921 × 10⁷ kW）。新疆地方電力負荷為2.824 × 10⁷ kW，對外輸電通道容量為1.3 × 10⁷ kW，共計4.124 × 107 kW，占新疆電網發電總裝機容量的45.8%。然而，剩余裝機容量超過50%，無法使用。2018年新疆棄風電量為1.0691 × 10¹⁰ kW·h，風力發電棄風率為22.9%。在新疆阿勒泰、塔城等地區，風力發電利用才剛剛起步，距離1 × 10⁶ kW還很遠，單靠本地負荷很難實現進一步的大規模開發。因此需要將風力發電輸送到其他地方。

相比之下，在歐洲大陸，各國之間形成了緊密聯系的網絡結構，促進了可再生能源的跨境采用。目前，葡萄牙已通過6路400 kV和3路220 kV輸電網絡接入西班牙電網，交換功率為2.2 × 10⁶~2.8 × 10⁶ kW，為葡萄牙5.26 × 10⁶ kW的風力發電和太陽能發電[（4.83 + 0.43）× 10⁶ kW]提供42%的電力。這一網絡有助于加快可再生能源的發展，實現可靠的電力供應。

（四）市場的約束

中國電力市場機制尚處于初級階段，調峰輔助服務尚處于試點階段。中國采用固定電價和優先接入互聯網的擔保購買機制。此外，中國建立了可再生能源發電完全有保障的購買制度，可再生能源發電收入由電網企業按當地脫硫燃煤電廠基準電價支付的發電費用和政府對可再生能源的補貼構成。

中國尚未建立統一的全國電力市場，各省之間存在嚴重的市場壁壘。而且，跨省、跨地區交易缺乏完善的市場環境。更嚴重的是，電力輸配的數量和輸配方式一般由輸配地區的地方政府通過長期協議達成一致，輸電價格以當地價格管理部門批準的價格為準。而且接收省份的電價相對較高。此外，中國各地區和各省的可再生能源消費仍受政府定價的影響，削弱了接受補貼省份的積極性。因此，必須明確政策和電價機制，以減少跨省壁壘。

中國電力市場以中長期交易為主，短期靈活的交易機制尚未完善，現貨市場尚未實現可再生能源邊際成本低的優勢。在歐盟建立統一電力市場的目標指導下，歐盟各國相互開放市場，逐步走向統一電力市場，促進可再生能源的消費。歐盟已經實施了額外的法規，要求更大的市場統一，擴大電力市場的交易和流動性范圍，以提高市場競爭和資源配置效率。近年來，可再生能源在歐盟得到迅速發展，確保了可再生能源的采用，但有必要打破原有的電力與電力局部平衡的格局。為此，歐盟也在加強傳輸基礎設施和跨境網絡的建設。例如，葡萄牙和西班牙屬于同一個Mercado Ibérico da Energia Elétrica（MIBEL）市場，該市場與德國的歐洲能源交易所（EEX）、北歐北部地區、中歐和西歐、意大利和斯洛文尼亞共同運營。基于市場幾天的邊際價格和日內市場聯合清算，歐洲形成了新的統一的電力競價市場，實現了可再生能源在其他市場的消納。

三、高比例可再生能源消納的對策

（一）促進集中式和分布式可再生能源的協作發展

第一個解決方案是堅持集中發展和分布式發展相結合的原則，重點加強中部和東部地區分布式可再生能源的開發利用。一方面，中國可再生能源資源集中在三北地區，適合采取集中發展模式。但這種模式在增加開發利用力度的同時，還應結合地區自身資源、當地負荷特點和不同地區可再生能源輸出特點。另一方面，盡快完成出線通道建設，加強大電網資源優化配置。

與此同時，中國中東部和南部地區的電力消費能力高于三北地區。因此，應加強風力發電在消費能力較強地區或負荷中心的開發，特別是海上風力發電的開發利用，以提高附近區域風力發電的消費能力。

表2、表3顯示了2019年上半年中國風力發電和太陽能發電的運行情況，三北地區有大量棄風棄光問題，而中部和東部地區沒有棄風棄光問題。因此，應優化可再生能源布局，加強東南沿海城市和近海地區風力發電建設，注重分布式發展模式。

（二）提高火力發電調峰的靈活性

具體措施包括：發展低成本、高效率的熱電耦合技術；降低燃煤電廠最低發電量；提高負荷響應速度；確保安全靈活運行；在低負荷運行下保持高效率，使調峰范圍達到20%~100%、負荷上升率達到5% Pe·min^-1。目前，中國電廠深度調峰能力遠低于丹麥和德國，快速調峰能力僅為德國的一半。此外，實現啟停循環基本上是不可能的。

另外，提高火力發電靈活性至關重要。中國的電力供應結構以燃煤發電為主，缺乏抽水蓄能、燃氣等靈活的電力供應類型。到2030年，這兩種柔性電源的總裝機容量將在10%左右，仍遠低于德國、美國、日本等國家目前的比例。因此，應嚴格按照“十三五”規劃，盡快提高中國現有火力發電機組，特別是熱電聯產機組的靈活性。但火力發電廠的靈活改造不應“一刀切”，應根據火力發電廠的地域、等級和特點進行統籌規劃。目標是完成4 × 10⁸ kW火力發電廠調峰靈活改造和三北地區2.15 × 10⁸ kW的燃煤電廠的深度調峰改造，其中包括8.2 × 10⁷ kW的純凝機組、1.33 × 10⁸ kW的熱電聯產機組。改造完成后，新增調峰能力4.6 × 10⁷ kW。

此外，開發單元儲能深度利用的智能發電與控制技術必不可少，包括開展發電過程智能檢測與控制技術、智能儀表控制系統設備、解決先進運行控制技術和發電機組示范應用的關鍵問題。同時，開展凝結水節流快速變負荷控制技術、高給水節流快速變負荷控制技術、加熱萃取節流快速變負荷控制技術等具有重要意義。

例如，遼寧電網在提高火力發電靈活性后，大大提高了供熱時可再生能源的采用率。表4為吉林和黑龍江電網具體數據對比。遼寧電網供熱運行能力為1.5 × 10⁷ kW，純冷凝運行能力為2.4 × 10⁶ kW。假設供熱容量和純冷凝容量分別提高20%和15%，計算定容調峰容量可提高3.36 × 10⁶ kW，比吉林電網和黑龍江電網分別提高54.8%和66.3%。此外，還可以增加風力發電電量1.9 × 10⁹ kW·h，使遼寧成為東北地區棄風電量最少的省份：2019年為1.6 × 10⁸ kW·h，比吉林和黑龍江分別低79.2%和72.4%。這有助于解決冬季棄風的問題，使遼寧減少煤炭消耗62.7萬噸、二氧化碳排放150萬噸、二氧化硫排放8000 t、氮氧化物排放4.4萬噸。

（三）增加靈活可調的能源比例

2018年年底，中國燃氣發電裝機容量為8.33 × 10⁷ kW，抽水蓄能裝機容量為2.999 × 10⁷ kW，占全國總裝機容量的5.8%。因此，抽水蓄能的裝機容量還有很大的提升空間。“十三五”規劃提出，加快大型抽水蓄能電站建設，2020年新增建設6 × 10⁷ kW、運行4 × 10⁷ kW。

抽水蓄能是機械能蓄能的一種方法。抽水蓄能的儲能功率范圍為100 ~2000 MW，可持續4~10 h，儲能成本為480~800 美元·kW^-1。抽水蓄能具有無可比擬的技術和經濟優勢，應進一步加快抽水蓄能電站的建設。抽水蓄能電站具有調峰和填谷雙重功能，具有響應快、運行靈活、啟停方便等特點。從靜態到滿載狀態只需要發電2~4 min，從空載到滿載狀態只需30~35 s，從泵狀態快速切換到滿載狀態只需3~4 min，因此滿足系統中各種操作模式的要求。從技術可靠性、經濟成本等方面來看，抽水蓄能發電具有目前其他儲能技術無法比擬的優勢，是現代電網中最好的峰值功率來源之一。因此，中國應加快抽水蓄能電站的建設，特別是在有迫切需求且條件允許的三北地區，充分發揮抽水蓄能電站的備用功能，增強系統靈活性。

此外，儲能應用場景廣泛，如平滑發電側可再生能源發電系統輸出、輸電側調峰調頻、提高配電側分布式太陽能利用率、提高用戶側的需求響應特性。因此，對電池儲能、壓縮空氣儲能、蓄熱等相關技術進行深入研究具有重要意義。

（四）加快輸電通道和柔性電網的建設

輸電通道的建設是消納高比例可再生能源最直接的方法。截至2018年年底，中國已建成8條交流特高壓輸電通道和13條直流特高壓輸電通道，正在建設4條交流特高壓輸電通道和2條直流特高壓輸電通道。國家電網特高壓累積輸電量及線路長度如圖7、圖8所示。考慮柔性直流輸電是國際公認的技術上最具優勢的風力發電場并網方式和連接遠距離海上風力發電的最佳方式，并可大大提高大型風力發電場的并網性能，因此應加強柔性智能電網建設。

此外，為了在未來能夠實現智能輸配電網絡，還應采取以下重要措施：新一代智能電網調度控制系統、透明的配電網絡架構與智能運維、多元信息融合的智能控制、大數據驅動的運行優化、全景信息融合與安全防護。

以國家電網特高壓輸電線路建設為例，圖7、圖8分別為2008—2018年累計輸電量和累計輸電線路長度。在此期間，特高壓輸電線路長度從640 km增加到27114 km，增長了42倍。累計輸電量從2008年的7.7 × 10⁷ kW·h增加到2018年的1.145777 × 10¹² kW·h，增長了14880倍。特高壓輸電線路的建設有助于解決電源和負荷不平衡問題，提高了可再生能源的消納能力。

（五）發展需求響應和虛擬發電廠

電力系統包括許多可調節負荷（如空調、供暖設備）和可延遲負荷（如洗衣機、消毒柜），它們與電網配合良好。據統計，中國消費者15%~20%的用電為高峰負荷，其中約一半為可平移負荷。電動汽車（EV）既可以充電也可以放電。電動汽車入網技術（V2G）的應用場景如圖9所示，圖中假設到2020年中國將擁有5 × 10⁶輛電動汽車。電動汽車當前充放電功率高達7 kW，可向電網（雙向）上傳調節容量7 × 10⁷ kW（約占中國電網當前裝機容量的4%）。

因此，許多對環境友好的需求側資源尚未得到充分利用。在全面理解這種資源特點的情況下，應該大力發展和使用需求側靈活的調度資源，構建新能源場站、儲能系統，以及負荷和電網調度中心等廣泛互聯的泛在電力物聯網。從而可以充分檢測源網絡負荷存儲設備的運行、狀態和環境信息，以市場方式引導用戶進行可再生能源消費，挖掘需求側消費潛力。通過建立合理的價格機制，引導用戶進行負荷轉移、削峰填谷，協調和優化供需關系，從而擴大系統的可再生能源消費能力。

虛擬發電廠是基于分布式能源生產數據運行的云控制系統。此外，虛擬電廠提供的多集成模式及其協同調節下的穩定輸出特性，為實現可再生能源的高效利用開辟了新的途徑。

以江蘇電網采用的源-網絡-負荷友好交互技術為例，如圖10所示，江蘇將大量分散的微負荷納入可控資源，并網發電，并實現了源-網絡-負荷之間的大規模友好交互。傳統的“源隨網動”模式轉變為“源隨荷動、荷隨網動”的智能交互模式。通過大規模毫秒/秒/分精確負荷控制，實現發電、供電、用電的友好互動，從而有效擴展電網故障時的可控資源，完善大電網安全控制措施，以及推進可再生能源全額保障性消費和能源供給側結構性改革。

2016年6月15日，全國首個大型源-網絡-負荷友好交互系統在江蘇建成并投入運行。經過二期和三期擴建，實現了3.76 × 10⁶ kW·s和2.6 × 10⁶ kW·ms的精確負荷控制能力。該項目取得了明顯的成果，目前正在進行推廣。2021年12月6日，國網浙江省電力有限公司與中國移動通信集團浙江有限公司、華為技術有限公司等單位共同開展5G硬切片秒級可中斷負荷終端設備調試工作。截至2021年年底，浙江省已有1016家企業用電客戶接入國網浙江電力5G硬切片秒級可中斷負荷平臺，該公司5G硬切片秒級可中斷負荷資源池容量可達到2 × 10⁶ kW。

（六）發展可再生能源主動支撐與儲能技術

可再生能源利用率的不斷提高給未來電力系統安全穩定的運行帶來了不可忽視的挑戰。大規模的可再生能源應該成為主要的能源來源。對可再生能源發電的調峰、調頻、慣性支撐等關鍵技術進行研究是十分必要的。圖11、圖12給出了用于風力發電和太陽能發電的虛擬同步機技術，對提高可再生能源發電的并網友好性能和電網的主動支撐能力具有重要意義。

（七）建立合適的政策和市場機制

電力市場的發展必然要求對電廠的發電量進行市場競價。因此，火力發電的靈活性、低碳含量和可再生能源的可持續性應成為市場競價的主要考慮因素。轉變能源結構，引導火力發電企業提高經營靈活性，促進可再生能源的大規模消費，是中國能源發展的必由之路。因此，迫切需要市場機制，如輔助服務市場政策以增強各類供電的靈活性。2012年，英國政府首次提出了海上風力發電場成本降低政策，以此降低由化石燃料產生的溫室氣體排放，這一政策已被其他國家效仿。中國政府強調以清潔技術為基礎的能源政策，不斷推動能源革命和治理污染。2016—2018年旨在擴大可再生能源消納的政策如表5所示。

同時，考慮目前中國各省之間的壁壘嚴重制約了能源資源在更大范圍內的優化配置，因此大市場、大電網的效益難以充分發揮。在電力交易過程中，有必要推動跨省電力交易，打破政府間壁壘，放開省間優先發電權，建立有效的市場交易機制。

因此，國家和地方政府應加快電力市場改革，充分發揮市場調節功能，提高中長期電力交易機制，擴大清潔能源的跨省市場交易，統籌推進電力現貨市場建設。加強宏觀政策引導，形成有利于清潔能源消費的制度機制，研究實施可再生能源電力配額制度，制定逐年補貼退坡計劃，加快推進互聯網平價接入進程，建立可再生能源發電、可調度資源和電網一體化的市場機制，實現可再生能源大規模應用。這樣，企業在規則的與市場改革一致的框架內，在降低成本的同時，可以提高競爭力。最后，建立充分競爭、開放、有序、健康的市場體系，加快中國能源結構轉型。

以廣西電網的清潔能源采用情況為例。廣西地處沿海地區，夏季臺風頻繁，短時強降雨，水庫水位急劇上升。而且，臺風期間，由于負荷低，水力發電消納困難，存在較大的消納風險。2018年，廣西風力發電總裝機容量為2.7 ×10⁶ kW，且風力發電輸出存在逆調峰現象，在低負荷時期供需不匹配問題嚴重。廣西電網以市場為導向，鼓勵用戶使用更多的清潔能源，引導大型企業從自供型電廠向主供型電廠轉變。自2018年以來，水力發電和火力發電權利轉讓交易總共進行了17筆，消納富余水力發電約7.5 × 10⁹ kW·h，實現了采用清潔能源與市場化交易合同履約“雙贏”的局面，同時緩解了火力發電企業的運行壓力。

四、結論

根據中國可再生能源發展的現狀，結合資源稟賦和分布特點，探討了高比例用戶消納可再生能源的四大瓶頸制約因素：布局規劃、調峰靈活性、運力和市場轉型。針對這些問題，提出了7種解決方案：促進集中式和分布式可再生能源的協作發展、提高火力發電調峰的靈活性、增加靈活可調的能源比例、加快輸電通道和柔性電網的建設、發展需求響應和虛擬發電廠、發展可再生能源主動支撐與儲能技術、建立合適的政策和市場機制。

實際上，中國政府和能源部門發布了一系列政策和措施，包括可再生能源監測和預警、發電市場開放、跨省跨地區電力交易、綠色電力證書、火力發電廠靈活改造、利用可再生能源進行清潔供暖，這些措施解決了可再生能源規劃、并網、補貼、交易和能源消耗等問題。2016—2018年，中國擴大可再生能源消費成效顯著。棄風棄光率逐年下降。棄風率由2016年的17%下降到2018年的7%，棄光率由2016年的10%下降到2018年的3%。

中國能源結構將長期處于轉型期。從中國電力發展戰略規劃和各方預測來看，未來中國可再生能源電力發展有望保持較快發展。可再生能源的使用也面臨著更大的挑戰，各部門必須相互合作，實施有針對性的措施，推動能源生產和消費革命，建設清潔、低碳、安全、高效的能源體系。

對于高滲透率可再生能源的技術瓶頸及其對策，研究沒有給出任何固定的標準，因為每種技術都有自己的技術瓶頸，這可能是相應領域的研究重點。例如，中國海上風力發電的技術瓶頸之一是機組技術、建設技術、傳輸技術，以及運行技術與海上風力發電發展的需求不匹配等。因此，從長遠來看，一個有效的對策是加大對各領域核心技術的投資。