解析可再生能源电力“消纳难”等问题
我国新能源消纳困难的原因及其对策
我国新能源消纳困难的原因及其对策我国新能源消纳困难的原因之一是供需不平衡。
由于新能源的特点，其供应与需求之间存在一定的不匹配性。
一方面，我国新能源发电能力得到了迅猛的增长，尤其是风电和光电，但其消费需求的增长速度无法跟上。
我国传统能源如煤炭、石油和天然气的需求仍然较大，其发电能力的满足逐渐丧失了优势，导致新能源消纳能力的不足。
对此，政府可以通过加强供需规划和调度，提高新能源发电的可预测性和调节能力，以实现供需平衡。
我国新能源消纳困难的原因之二是输电、储能和供应链建设不足。
新能源发电主要分布在偏远地区，而传统能源发电主要集中在经济发达地区，导致新能源发电与消费之间的距离较远。
新能源的不稳定性和间歇性也增加了其输电和储能的难度。
在供应链方面，由于资源分散和采购成本高，以及缺乏相关设施和技术支持，我国新能源消纳面临较大的困难。
为了解决这些问题，政府应加大对输电和储能的投资力度，完善相关设施和技术，提高能源消纳的可靠性和效率。
我国新能源消纳困难的原因之三是缺乏有效的市场机制。
我国的能源市场仍然处于起步阶段，而且存在许多不完善的地方，例如缺乏统一的市场规则和价格机制，缺乏有效的市场竞争机制等。
这导致新能源的价格无法与传统能源竞争，也限制了新能源发电企业的盈利能力，进而影响了新能源消纳的积极性。
为了改善这一情况，政府应加快能源市场改革步伐，建立健全的市场机制，提高新能源的竞争力和市场容纳能力。
我国新能源消纳困难的原因之四是缺乏政策支持和财政补贴。
尽管我国政府在新能源领域制定了一系列支持政策和财政补贴措施，但由于政策的实施效果不尽如人意，一些企业和项目仍然面临着较大的困难。
财政补贴的稳定性和可持续性也存在问题，导致一些企业缺乏长期的投资信心。
为了解决这个问题，政府应加大政策支持和财政补贴的力度，提高其可预测性和可持续性，支持新能源企业的发展和消纳能力的提升。
我国新能源消纳困难的原因主要包括供需不平衡，输电、储能和供应链建设不足，缺乏有效的市场机制，以及缺乏政策支持和财政补贴。
我国新能源消纳困难的原因及其对策
我国新能源消纳困难的原因及其对策随着全球气候变化问题的日益严重，新能源的开发和利用愈发受到人们的关注。
我国作为世界上最大的新能源消费国之一，新能源消纳困难一直是一个备受关注的问题。
本文将从我国新能源消纳困难的原因和对策两方面进行探讨。
一、新能源消纳困难的原因1. 供需矛盾突出我国新能源发展进程较快，但是新能源供给与需求之间存在较为突出的矛盾。
由于新能源发电不可控、不可调、间歇性、波动性大等特点，与传统的燃煤发电、水电等能源形成了供需不平衡的状况。
尤其是风电、光伏等新能源发电，由于天气条件、季节等因素，供给不稳定，难以满足电网的需求。
2. 电网建设滞后我国电网建设滞后，与新能源的发展不相适应。
目前，我国电网主要以传统的大型电站为主，对于小规模的分布式新能源电站的接入和消纳能力较弱。
电网建设的滞后使得新能源的消纳受到了限制，导致了大量的弃风弃光现象。
3. 缺乏技术支持新能源消纳困难的另一个重要原因是缺乏先进的技术支持。
目前，我国在新能源电站的并网接入技术、调峰技术等方面尚处于较为落后的状态。
缺乏先进的技术支持使得新能源的消纳难度大大增加。
4. 市场化机制不健全我国的电力市场化程度较低，电力行业的市场化机制不健全。
新能源发电的收购价格较低，且缺乏市场竞争机制，这导致了新能源发展的积极性不高。
由于缺乏市场化机制的调节，新能源发电的波动性和间歇性也无法有效地得到消除。
1. 加强电网建设要解决新能源消纳困难问题，首先需要加强电网建设，提高电网的消纳能力。
应加大对输电线路和变电设备的投资，完善电网的调度和控制系统，提高电网的可靠性和稳定性，以适应新能源接入的需求。
2. 完善政策法规应完善政策法规，建立健全的新能源消纳机制。
要建立健全的市场化机制，完善新能源发电补贴政策，提高新能源发电的收购价格，激发新能源发展的积极性。
应建立新能源发电消纳和调度机制，提高新能源的消纳能力和稳定性。
3. 发展储能技术发展储能技术是解决新能源消纳困难的重要途径。
我国新能源消纳困难的原因及其对策
我国新能源消纳困难的原因及其对策1. 引言1.1 背景介绍我国新能源消纳困难的问题在近年来逐渐凸显，随着我国新能源装机规模的不断扩大，如风电、光伏发电等新能源的发展取得了长足的进步。
新能源的消纳却成为了一个亟待解决的难题。
新能源消纳困难不仅会影响新能源的发展速度和规模，还会给能源系统的稳定运行带来挑战。
我国新能源消纳困难的原因多方面存在，需要综合分析和研究。
从能源消纳技术、政策法规的落地执行、市场机制建设等方面来看，都存在着一定的瓶颈和挑战。
如何有效解决新能源消纳困难，保障新能源的稳定消纳，成为当前亟待解决的重要课题。
面对新能源消纳困难的挑战，政府、企业和社会各界应共同努力，加强政策支持和技术研发，推动新能源消纳问题的解决。
只有通过全社会的努力，才能实现我国新能源消纳难题的有效解决，推动能源革命和可持续发展的步伐。
1.2 问题提出我国新能源消纳困难的原因及其对策引言随着我国新能源装机容量的不断增加，尤其是风电和光伏发电的快速发展，新能源发电量已经占据了国内部分电网的一定比例。
我国的新能源消纳却面临着诸多困难和挑战。
在这种情况下，我们需要深入分析新能源消纳困难的原因，并提出有效的对策措施，以促进我国新能源消纳工作的顺利推进。
新能源消纳困难主要表现在电网调度能力受限、风光等资源分布不均匀、储能技术不成熟、市场机制不完善等方面。
这些问题导致了新能源发电的波动性和间歇性，给电力系统的稳定运行带来了一定难度。
在这种情况下，如何解决新能源消纳困难成为当前亟待解决的问题。
本文将深入探讨我国新能源消纳困难的原因，并提出针对性的对策建议，力求为解决新能源消纳难题提供有益参考，推动我国新能源消纳工作的持续发展。
2. 正文2.1 新能源消纳困难的原因供需不平衡是导致新能源消纳困难的主要原因之一。
新能源的间歇性和波动性导致其产生和消费之间存在着不匹配的情况，特别是在风电和光伏等可再生能源领域，太阳能和风能的产生不受人为控制，而电力需求却是连续性的，这就造成了新能源消纳的困难。
可再生能源消纳技术研究
可再生能源消纳技术研究可再生能源是当前世界发展的重要方向，它具备不污染、资源丰富等优势，被广泛应用于电力、交通、建筑等领域。
然而，可再生能源的消纳问题一直是制约其发展的主要挑战之一。
本文将对可再生能源消纳技术进行研究，探讨其现状、问题及解决方案。
一、可再生能源消纳现状随着可再生能源的快速发展，其规模和装机容量不断增加。
然而，可再生能源发电的间歇性和不可控性使得其消纳变得更加困难。
目前，在许多地区，可再生能源发电已经超过了电网所能承载的容量，导致能源消纳效率低下，甚至出现弃风弃光现象。
二、可再生能源消纳问题1.电力系统的灵活性不足电力系统的灵活性是消纳可再生能源的关键。
由于可再生能源发电的间歇性，电力系统需要具备快速调整供需平衡的能力。
然而，传统的电力系统往往缺乏灵活性，无法有效应对可再生能源的波动性。
2.可再生能源发电的不可控性可再生能源的不可控性也是消纳问题的主要原因之一。
例如，风力发电和光伏发电受天气等外界条件的影响，其发电量无法预测和控制。
这导致电力系统无法准确调整供需平衡，影响了可再生能源的消纳效率。
3.电力系统的传输和储能能力有限电力系统的传输和储能能力也制约了可再生能源的消纳。
在电力输送方面，由于可再生能源发电的分布较为分散，需要建设大规模的输电线路来将电能输送到消费地。
而传输线路的建设成本高昂，且会引发一系列的环境和社会问题。
在电力储能方面，由于可再生能源的间歇性，电力系统需要具备储能技术来平衡供需差异。
然而，目前的储能技术仍然面临着成本高、效率低等问题，限制了可再生能源的消纳能力。
三、可再生能源消纳技术解决方案为了解决可再生能源的消纳问题，需要采取一系列技术手段和策略。
1.电力系统灵活性提升提升电力系统的灵活性是解决可再生能源消纳问题的重要途径。
可以通过优化电力系统的调度策略，引入先进的控制技术和智能化系统，实现对可再生能源发电的实时监测和调度控制，以满足供需平衡的要求。
2.可再生能源发电的预测和控制通过建立精确的可再生能源发电预测模型，可以提前预测可再生能源发电的波动情况，并进行相应的调整。
我国新能源消纳困难的原因及其对策
我国新能源消纳困难的原因及其对策随着全球对可再生能源的重视，我国新能源产业也取得了长足发展。
随之而来的新能源消纳困难问题却成为了我国能源领域的一大难题。
新能源消纳困难的原因有很多，主要包括电网建设滞后、消纳技术不完善、政策体系不完善等方面。
面对这些困难，我们需要采取有效的对策，推动新能源消纳问题的解决，提升我国新能源利用的效率和规模。
本文将针对我国新能源消纳困难的原因进行分析，并提出有效的对策。
一、新能源消纳困难的原因1. 电网建设滞后我国电网建设滞后是造成新能源消纳困难的主要原因之一。
随着新能源发电规模的不断扩大，电网的输电能力与消纳能力已无法满足新能源的快速增长。
尤其是在西部地区，新能源资源丰富，但电网建设较为滞后，导致了大量的风电、光伏等新能源发电被迫弃风弃光。
2. 消纳技术不完善新能源消纳技术的不完善也是导致新能源消纳困难的原因之一。
由于风光资源的间歇性和波动性，传统的电力系统调度和调节方法已无法满足新能源的消纳需求。
随着新能源发电规模的不断扩大，对电网的安全稳定性提出了更高的要求，现有的消纳技术已不能满足这些要求。
3. 政策体系不完善我国新能源消纳困难的原因之一还在于政策体系不完善。
虽然我国政府积极推动新能源发展，并出台了一系列的支持政策，但在新能源消纳方面的政策体系相对滞后，导致新能源发电依然存在一定的限制和障碍。
二、对策建议要解决新能源消纳困难问题，首先需要加快电网建设和升级改造。
特别是要加强西部地区电网的建设，增加输电能力和改善电网调度能力，确保能够有效地消纳大规模的新能源发电。
2. 加强新能源消纳技术研发和应用针对新能源的间歇性和波动性，需要加强新能源消纳技术的研发和应用。
推动智能电网、储能技术、大容量输电技术等的发展，提高新能源的消纳能力和电网的调度能力，确保新能源发电的安全稳定消纳。
3. 健全政策体系，促进新能源消纳为了促进新能源消纳，需要进一步健全政策体系，制定更加完善的新能源消纳政策。
我国新能源消纳困难的原因及其对策
我国新能源消纳困难的原因及其对策新能源是指太阳能、风能、水能等可再生能源，具有环保、可持续的特点，是能源领域中的重要发展方向。
随着我国新能源产能的不断提升，新能源消纳问题逐渐凸显出来，成为当前能源领域的一个热点问题。
我国新能源消纳困难的原因主要包括系统规划不足、能源互联不畅、用电侧需求下滑、市场机制不健全等方面。
为了解决这一问题，需要采取一系列对策，包括加强系统规划、优化能源互联、拓展用电侧需求、健全市场机制等方面的措施。
一、制约我国新能源消纳的原因1. 系统规划不足目前，我国新能源消纳普遍存在规划不足的问题，导致新能源开发和消纳之间的不匹配，出现了“弃风弃光”现象。
一方面，项目建设过度依赖政策导向，存在盲目跟风和重复建设的情况；缺乏系统性规划，无法合理安排新能源的发展区域、规模和时间，导致新能源消纳困难。
2. 能源互联不畅我国能源互联问题主要表现在电网缺失、电网规模不足和电力系统规模过小等方面。
这些问题导致新能源发电无法通过电网传输，造成了资源的浪费和电网的积压。
3. 用电侧需求下滑当前，我国经济结构调整和产业升级导致用电侧需求出现下滑，工业和建筑用电弹性下降、能源消费效率提升，使得电力市场需求不足，加大了新能源消纳难度。
4. 市场机制不健全目前我国电力市场机制尚未完善，存在价格机制不合理、市场主体不活跃、交易体系不健全等问题。
这使得新能源难以实现市场化运行和消纳，进一步加大了消纳难度。
二、解决我国新能源消纳困难的对策要解决新能源消纳困难，首先需要制定合理有效的规划。
这包括确定上下游产业链衔接合理的新能源规划，同时确保不重复建设和盲目跟风。
还需要结合地理、气候等因素，科学制定新能源开发和消纳的地区规划，避免片面追求规模和速度。
为了解决新能源消纳困难，必须不断优化能源互联。
这包括加快电网建设，提高电网的负荷能力和承载能力，全面推进跨省跨区电力输送通道项目，加强智能电网建设，推动电力系统规模化、网络化和智能化。
电力行业可再生能源发展的困难与解决方法
电力行业可再生能源发展的困难与解决方法一、电力行业可再生能源发展的困难近年来，环境保护和气候变化问题日益引起全球关注。
在此背景下，可再生能源被视为解决能源短缺和减少温室气体排放的重要途径。
然而，在电力行业中，可再生能源的发展面临着一些困难。
1. 电网不适应首先，电力行业中一个主要的困难是存在着大规模接纳可再生能源所面临的电网不适应问题。
由于太阳能和风能等可再生能源与传统火力发电不同，其发电输出具有较大波动性和随机性特点。
传统电网建设并未充分考虑可再生能源接入造成的功率波动、负载平衡等方面的问题，导致在处理大量可再生能源时出现了一系列运行上的困难。
2. 资金投入不足除了电网问题外，另一个制约可再生能源在电力行业发展的困难是资金投入不足。
尽管政府部门对于推广可再生能源给予了相应支持措施和政策扶持，但是仍然存在着投资回报周期较长的难题，这使得私人资本对可再生能源项目的投资积极性不高。
此外，由于技术和设备成本过高，一些地区的电力企业在转向可再生能源上面临经济压力。
3. 法律政策限制再者，在电力行业中，可再生能源发展还受到法律政策限制的困扰。
虽然在全球范围内已经有一系列支持和推动可再生能源发展的政策出台，然而不同国家之间的法律体系差异以及各类补贴政策缺乏统一合理的标准均给可再生能源发展带来了不少困难。
法律规定不够明确、配套措施不够完善等问题导致了电力企业在推广使用可再生能源时面临法律风险和操作困境。
二、电力行业可再生能源发展的解决方法尽管电力行业中存在着发展可再生能源所面临的种种困难，但我们可以通过采取一系列措施来促进其良好的发展。
1. 加强电网建设与改造为了适应大规模接纳可再生能源的需求，关键在于加强电网建设与改造工作。
首先，需要提升电网的智能化程度，通过引入新一代的传感器和远程监控技术来实时监测电网运行状态，并根据数据进行调整，以应对可再生能源的波动性。
其次，可以逐步将传统火力发电厂进行改造，在发电厂旁增设储能装置以平衡可再生能源的波动性。
可再生能源电力消纳矛盾和建议，看这一篇就够了
可再⽣能源电⼒消纳⽭盾和建议，看这⼀篇就够了“⼗三五”以来，我国电源结构继续优化，可再⽣能源装机占⽐超过35%，可再⽣能源消纳总体有所改善。
但是，为了落实减少煤炭消费、增加清洁能源⽐重、推动能源⾰命的战略任务，我国必须持续提⾼可再⽣能源装机和电量⽐重，如果不进⾏能源电⼒发展的深层次体制和机制上如果不进⾏能源电⼒发展的深层次体制和机制上的改变，则消纳的难度将会越来越⼤，存在限电范围扩⼤和限电量增加的风险。
的改变，则消纳的难度将会越来越⼤，存在限电范围扩⼤和限电量增加的风险可再⽣能源限电问题反映了我国现⾏电⼒规划、运⾏和体制机制模式越来越不适应其发展，以及体制机制⽅⾯的深层次⽭盾。
作者建议：优化发展可再⽣能源基地，合理开发东中部可再⽣能源，建⽴完善便捷⾼效的东中部分布式可再⽣能源开发规划、⽤地管理和建设运⾏监管制度。
增加可再⽣能源就近消纳通过加⼤实施清洁能源供暖、电能替代、发挥需求响应资源优势等，增加可再⽣能源就近消纳电量。
电量在可再⽣能源资源富集地区适时研究控制煤电新增规模，严格控制常规煤电转为热电联产。
在可再⽣能源资源富集地区适时研究⽕电封存和退出机制。
⽕电封存和退出机制东中部地区以配电⽹下平衡消纳为前置条件发展分布式可再⽣能源，建⽴完善便捷⾼效的东中部分布式可再⽣能源开发规划、⽤地管理和建设运⾏监管制度。
优先建设以输送可再⽣能源为主且受端地区具有消纳市场空间的输电通道。
优先建设以输送可再⽣能源为主且受端地区具有消纳市场空间的输电通道完善可再⽣能源消纳补偿机制，在现货电⼒市场完全建⽴前，合理界定辅助服务的范畴和要或者作为电⽹系统平衡成本纳⼊输配电价中。
求，将辅助服务费⽤纳⼊电⽹购电费⽤，或者作为电⽹系统平衡成本纳⼊输配电价中⽂⼁时璟丽赵勇强国家发展和改⾰委员会能源研究所01可再⽣能源发展和消纳现状“⼗三五”以来，我国电源结构继续优化，可再⽣能源装机占⽐超过35%。
据中电联统计，2017年底全国发电装机容量17.8亿千⽡，同⽐增长7.6%。
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解析可再生能源电力“消纳难”等问题近年来，我国电源结构继续优化。
截至2018年一季度，我国可再生能源发电装机达到6．66亿千瓦，占比约36．9％。
但同时，可再生能源发电行业出现了连年限电——这深刻反映出我国现行电力规划、运行和体制机制模式，已越来越不能适应可再生能源发电行业发展，电力行业体制机制存在深层次矛盾。
存在“限电问题加重”风险为落实“减少煤炭消费、增加清洁能源比重、推动能源革命”战略任务，我国必须持续提高可再生能源发电装机和电量比重。
如果不在体制机制上进行深层次变革，未来消纳可再生能源电力的难度将越来越大，存在“限电范围扩大”和“限电量增加”的风险。
所以，必须采取全方位、系统性的应对措施。
近年来，我国可再生能源发电装机不断提升。
据中电联统计，2017年底全国发电装机容量17．8亿千瓦，同比增长7．6％。
其中，水电装机容量为3．41亿千瓦（含抽水蓄能0．29万千瓦），占全部装机容量的19．2％；并网风电装机容量1．64亿千瓦，占全部装机容量的9．2％；并网太阳能发电装机容量1．30亿千瓦，占全部装机容量的7．3％。
可再生能源发电量继续保持高速增长。
2017年全国全口径发电量6．4万亿千瓦时，同比增长6．5％。
其中，水电发电量1．2亿千瓦时，同比增长1．7％，占全国发电量的18．6％，并网风电和并网太阳能发电量分别为3057亿千瓦时和1182亿千瓦时，同比分别增长26．3％和75．4％，合计占全国发电量的比重达到6．6％。
可再生能源消纳总体有所改善，但解决限电难度愈加增大，存在限电范围扩大和电量增加的风险。
通过落实可再生能源目标引导制度、实施可再生能源保障性收购制度、建立新能源消纳和投资预警制度、优化电网运行调度和火电灵活性运行、推进本地区和跨省区电力市场化交易、推动清洁能源供暖等电能替代等多重组合措施，2017年可再生能源限电情况较2016年有所好转，风光实现了限电率和限电量“双降”。
2017年全国水电设备平均利用小时数为3579小时，同比降低40小时，弃水电量515亿千瓦时。
2017年全国风电利用小时数1948小时，同比增加203小时；弃风电量419亿千瓦时，同比减少78亿千瓦时，弃风率12％，同比降低5个百分点，弃风范围限制在10个省区且均实现弃风率下降。
全国集中光伏电站年利用小时数为1204小时，同比增加74小时，弃光电量73亿千瓦时，同比降低2亿千瓦时，弃光率7％，同比降低4个百分点。
除了黑龙江和辽宁光伏发电年利用小时数下降外，其他规定了风电和光伏发电最低保障性收购小时数地区的风光年利用小时数均有不同程度的增加。
但部分地区仍存在较高的限电比例，弃风率超过10％的地区是甘肃（弃风率33％）、新疆（29％）、吉林（21％）、内蒙古（15％）、黑龙江（14％），弃光率超过5％的地区是新疆（22％）、甘肃（20％）、陕西（9％）、青海（6％）、宁夏（6％）。
从风电、光伏发电最低保障收购小时数上看，仅内蒙古、青海达到了规定的光伏发电最低保障收购小时数要求，新疆I类地区、内蒙古、辽宁、吉林IV类地区、黑龙江、河北、山西达到风电最低保障收购小时数要求。
为了落实减少煤炭消费、增加清洁能源比重、推动能源革命的战略任务，我国必须持续提高可再生能源装机和电量比重，但是如果不进行能源电力发展的深层次体制和机制上的改变，则消纳的难度将会越来越大，存在限电范围扩大和电量增加的风险。
如，2017年分布式光伏呈现爆发增长态势，且部分地区在局域电网中达到较高渗透率，根据国网公司数据，2017年安徽省分布式光伏出力占区域网供负荷最大比例达到10％，浙江嘉兴分布式光伏实时出力占地区网供实时负荷最大比例达到69％，安徽的亳州、宿州、阜阳等地市也达到50％左右。
考虑2018年及以后这些地区分布式发电有可能继续保持较大规模新增装机，如果不能统筹解决好消纳问题，则在东中部局部地区的部分时段也有可能出现限电。
“消纳难”映射多重深层次矛盾可再生能源限电问题反映了我国现行电力规划、运行和体制机制模式越来越不适应其发展，以及体制机制方面存在深层次矛盾。
主要在下面几个方面：（一）电力部门规划的系统性和指导作用弱，项目建设规模和布局一定程度失衡虽然我国颁布了能源、电力、可再生能源以及风电、太阳能等系列“十三五”发展规划，但就实施情况看，电力规划的系统性和指导作用偏弱化。
规划中提出的风电、光伏发电的发展规模（2．1亿千瓦、1．05亿千瓦），既远低于实际发展规模和可能发展潜力，也低于《可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》中提出的建设规模和布局（风电2．4亿千瓦，光伏为1．6亿千瓦＋不限规模分布式光伏）。
规模偏差一方面存在风光开发布局失衡，另一方面配合消纳风光的其他网源建设和运行仍按照原规划安排，加剧消纳困难和矛盾。
从可再生能源项目建设布局看，“十一五”“十二五”期间国家和开发企业均偏重资源优势和集中开发模式，而风光等资源和开发与电力负荷明显逆向分布的特点，造成2015年前后限电问题的凸显和集中爆发。
自“十二五”后半段，有关部门将风光开发重点转为分布式，无论是集中电站还是分布式发电项目建设，都将消纳尤其是就近利用放在第一位，但之前集中建设带来的问题难以即刻缓解。
2017年，“三北”地区风电累计装机和年发电量占比分别达到74％和73％，光伏发电占比分别为58％和66％。
从其他电源建设看，虽然近两年实施了淘汰、停建、缓建煤电的措施，但煤电装机量仍很大，产能过剩情况严峻，未来风险仍存在。
其中，2017年煤电等化石能源新增装机超过4300万千瓦，在全社会用电量增速6．6％的情况下，火电利用小时数4209小时，同比增加23小时，仅增加0．5％。
煤电新增装机超过新增电力负荷和用电量需要，而且在电力结构调整和市场化进程中其定位和运行方式需要加快调整，无法延续原有模式运行，否则电力清洁低碳转型将成为空话。
（二）电网规划和通道建设难以满足可再生能源发电和送出需要目前可再生能源开发的原则是就地消纳为主，但加强超高压、特高压通道建设仍应持续进行：一是对于缓解和解决历史原因造成的当前弃风弃光弃水等限电问题有效；二是从未来发展角度看，西部和北部开发可再生能源仍有一定优势且对西部发展有积极作用；三是特高压电网通道建设应是国家电力和能源发展战略的重要组成和支撑。
但能源规划没有配套规划输电通道、配套规划灵活电源，最终造成并网难和外送难的局面。
2016年，全国11条特高压线路共输送电量2334亿千瓦时，可再生能源占比74％，其中5条纯输送水电线路输送电量1603亿千瓦时，3条纯输送火电线路输送电量253亿千瓦时，3条风火打捆输送为主线路输送电量478亿千瓦时，风光电量为124亿千瓦时，占比26％。
国家可再生能源中心依据电网企业提供的资料进行了初步统计，2017年，全国12条特高压线路输送电量超过3000亿千瓦时，其中纯送水电线路6条，纯送火电线路3条，3条风火打捆输送为主线路风光电量在总输送电量中占比约36％，外输电量仅为“三北”地区风光上网电量的约8％。
从2016、2017年数据看，可再生能源外送尤其是风光外送消纳的总电量和比例有限，在外送通道中电量比例有一定提升但线路输送电量仍以火电为主。
技术是一方面因素，机制体制上需要突破和解决的问题更多。
（三）地方消纳责任不清，可再生能源目标引导机制需要更强化的措施予以落实地方在发展可再生能源方面责任不清，大部分西部和北部省区在发展可再生能源方面仍存在“重发、轻网、不管用”的问题，大部分东中部省市仍然以当地火电为主，没有为输入西南和“三北”地区的可再生能源发电充分扩大市场空间。
国家自2016年开始实施可再生能源目标引导制度，并按年度公布全国可再生能源电力发展监测评价报告，重点是各省（区、市）全部可再生能源电力消纳情况和非水电消纳情况。
但该制度为引导制度，而非约束性机制，也没有配套奖惩措施，缺乏实质约束力，如陕西2016年其非水可再生能源消纳占比仅为3．8％，比2020年的引导性目标低6．2个百分点，而西北电网内部联络网架较强，且甘肃和新疆大量弃风弃光，仅靠西北电网内部打破省间壁垒，陕西非水可再生能源消纳提升空间也应该很大。
（四）电力消纳市场和机制未完全落实电力体制改革已经迈开步伐，但以计划电量、固定价格、分级市场、电网垄断等为特征的体系近期仍占据一定地位，这样的机制难以适应可再生能源发展的需求。
水电的丰余枯缺特点和风光的波动性在现有机制框架下，仅靠本地运行调度优化已经不能解决市场消纳问题，需依赖更大范围市场消纳。
而目前电力运行管理总体是以省为实体进行管理，同时跨省跨区输送未纳入到国家能源战略制定的长期跨地区送受电计划中，各地对接纳可再生能源积极性不足。
电力中长期交易、现货市场、辅助服务市场等市场机制有待完善，我国已确定了清洁能源优先发电制度和市场化交易机制，但真正落实尚有距离。
此外，目前电网企业既拥有独家买卖电的特权，又通过下属的电力调度机构行使直接组织和协调电力系统运行，拥有电网所有权和经营、输电权，不利于市场主体自由公平交易。
（五）促进消纳的价格机制和其他经济激励机制的目的和作用参差不齐，亟需规范和完善在可再生能源发电定价方面，虽然风光等标杆电价进入电价补贴退坡轨道，但实际退坡的幅度滞后于产业发展形势和成本下降，尤其是与国际招标电价和国内光伏“领跑者”招标电价等相比，更是拉开较大差距。
例如，风电电价水平调整虽然达到一定的下降幅度，但由于存在至少2年的建设宽限期，新并网风电项目的实际电价下降幅度有限，2017年新并网项目的度电补贴仍接近0．2元／千瓦时。
分布式光伏的度电补贴在2013－2018年5年的时间仅降低0．05元／千瓦时，相当于总收益降低5％左右，而同期光伏发电系统投资水平降低了三分之一以上。
较高的账面投资回报率加上希望抢到高电价的意愿，刺激企业迅速投资集中光伏电站和分布式光伏，争指标、拿项目、抢并网。
如果不采取有效措施，2018年国内光伏发电市场将重现2017年的情况，将进一步加大消纳难度，扩大补贴缺口。
近年来国家和地方通过市场化措施促进可再生能源本地和跨区消纳，也取得了一定的效果，但从可再生能源开发企业角度，实际收益反而下降。
如东北电力辅助服务，其成本本应纳入电网购电费用，或者作为电网系统平衡成本纳入输配电价中，但实际上可再生能源开发企业被迫降低收益。
一些省区实施了多种形式的市场化交易，大方向正确，但交易电量是在可再生能源最低保障性小时数以内的部分，且交易电价可能低至每千瓦时几分钱，如甘肃省2016年风光市场交易电量104亿千瓦时，其中本地交易电量48亿千瓦时，占本省非水可再生能源消纳电量的36％。
河北2017年以弃风电量进行清洁能源供暖，风电购电价仅为0．05元／千瓦时。