然而，当前，既有用电量增速放缓的制约，又有不断新增装机的压力，技术和市场化机制手段需要一定时间来挖掘更大的消纳空间，还有部分地区暴露出新能源项目并网接入难、自行制定低于国家标准的保障性收购利用小时数等微观问题。今年风电、光伏发电利用率能否顺利实现《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》中的2020年目标，未来能否持续保持良好势头尚存不确定性。

 

       《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》已提出七大类28条有针对性的工作举措，下一步需继续发扬既有技术手段与市场机制的经验，夯基础、补短板、强弱项，形成与新能源大规模发展相适应的消纳新格局。在此，提醒注意以下几方面问题。

 

       一是重视局部地区存在的弃电问题。虽然全国新能源消纳形势良好，但重点省区的利用率指标距离全国平均水平还有一定差距，弃电量也较高。而且，弃电率下降后，部分省区投资监测预警结果由红色转为绿色，新项目较快接入电力系统，新能源消纳形势尤为严峻，因此要抓好关键少数新能源大省的消纳问题，形成对全国消纳形势的带动效果。

 

       二是合理制定未来新能源利用率目标。新能源消纳存在一个经济合理的利用率范围，不是越高越好，片面追求过高利用率，将极大提高电力系统的备用成本，限制系统可承载的新能源规模。要综合考虑电力系统的承受能力和全社会用电成本，合理制定2020年以后新能源利用率目标，为产业发展提供指引。

 

       三是滚动做好消纳能力测算评估。目前，落实接网、消纳条件已成为各地安排陆上风电、光伏发电平价和竞价项目的重要前置条件。随着国家补贴退出，新能源发电陆续迈入平价甚至低价时代，消纳条件更将成为影响地方规划、电网接入、企业投资新能源的关键要素。要建立多方会商机制，加强新能源发展形势分析研判，形成科学、公开、透明的消纳能力测算方式和结果，精准引导新能源项目投资建设。

 

       四是提高新能源接网消纳服务质量。近年来，电网企业重视新能源接网服务管理，有力支撑了大规模新能源并网发展，但局部地区还存在接网慢、并网难问题，要督促电网企业进一步简化工作流程，合理控制接网工程建设时间，提升接网审批效率，合理制定接网审查技术标准和标准化服务要求。

 

       五是加快推进市场化改革。这是提升消纳能力的长效机制。在持续开展好深挖电源侧调峰潜力、完善电网基础设施、加强需求侧管理、促进源网荷互动等工作的同时，加快推进市场化改革，加快推广电力辅助服务市场、推进现货市场试点建设和市场化交易，完善市场规则设计，使新能源发电边际成本低的优势和绿色优势，在电量与容量等市场竞争中逐步显现。

 

       壮大新能源产业是国家绿色发展的应有之义，新能源发展阔步向前，新能源消纳能力建设更待提速。要处理好新能源发展与消纳关系，让新能源发得出、并得上、能消纳，稳步走向主体能源。