（五）促進(jìn)消納的價(jià)格機(jī)制和其他經(jīng)濟(jì)激勵(lì)機(jī)制的目的和作用參差不齊，亟需規(guī)范和完善

在可再生能源發(fā)電定價(jià)方面，雖然風(fēng)光等標(biāo)桿電價(jià)進(jìn)入電價(jià)補(bǔ)貼退坡軌道，但實(shí)際退坡的幅度滯后于產(chǎn)業(yè)發(fā)展形勢(shì)和成本下降，尤其是與國(guó)際招標(biāo)電價(jià)和國(guó)內(nèi)光伏“領(lǐng)跑者”招標(biāo)電價(jià)等相比，更是拉開(kāi)較大差距。例如，風(fēng)電電價(jià)水平調(diào)整雖然達(dá)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(xiàng)目的實(shí)際電價(jià)下降幅度有限，2017年新并網(wǎng)項(xiàng)目的度電補(bǔ)貼仍接近0.2元/千瓦時(shí)。分布式光伏的度電補(bǔ)貼在2013-2018年5年的時(shí)間僅降低0.05元/千瓦時(shí)，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(bào)率加上希望搶到高電價(jià)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(zhēng)指標(biāo)、拿項(xiàng)目、搶并網(wǎng)。如果不采取有效措施，2018年國(guó)內(nèi)光伏發(fā)電市場(chǎng)將重現(xiàn)2017年的情況，將進(jìn)一步加大消納難度，擴(kuò)大補(bǔ)貼缺口。

近年來(lái)國(guó)家和地方通過(guò)市場(chǎng)化措施促進(jìn)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(kāi)發(fā)企業(yè)角度，實(shí)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(gòu)電費(fèi)用，或者作為電網(wǎng)系統(tǒng)平衡成本納入輸配電價(jià)中，但實(shí)際上可再生能源開(kāi)發(fā)企業(yè)被迫降低收益。一些省區(qū)實(shí)施了多種形式的市場(chǎng)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(shí)數(shù)以內(nèi)的部分，且交易電價(jià)可能低至每千瓦時(shí)幾分錢，如甘肅省2016年風(fēng)光市場(chǎng)交易電量104億千瓦時(shí)，其中本地交易電量48億千瓦時(shí)，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(jìn)行清潔能源供暖，風(fēng)電購(gòu)電價(jià)僅為0.05元/千瓦時(shí)。這些方式以市場(chǎng)化交易名義，但實(shí)際價(jià)格主要為地方協(xié)調(diào)或主導(dǎo)電價(jià)，可再生能源開(kāi)發(fā)企業(yè)實(shí)際收益受損，進(jìn)而增加了可再生能源電價(jià)補(bǔ)貼退坡的難度。

分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易機(jī)制和試點(diǎn)需要切實(shí)落地。2017年11月，國(guó)家發(fā)改委啟動(dòng)了分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易機(jī)制試點(diǎn)，其中“過(guò)網(wǎng)費(fèi)”需要依據(jù)國(guó)家輸配電價(jià)改革有關(guān)規(guī)定制定。政策中明確“過(guò)網(wǎng)費(fèi)”應(yīng)考慮分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易雙方所占用的電網(wǎng)資產(chǎn)、電壓等級(jí)和電氣距離等，但實(shí)際操作中出現(xiàn)兩種相對(duì)極端情況：一是按照文件規(guī)定直接相減，許多地方的過(guò)網(wǎng)費(fèi)僅0.015-0.05元/千瓦時(shí)，不足以反映實(shí)成本；二是如廣東增城，過(guò)網(wǎng)費(fèi)僅僅在原有輸配電價(jià)基礎(chǔ)上降低0.02元/千瓦時(shí)，遠(yuǎn)高于成本（且分布式發(fā)電在越低電壓等級(jí)配電網(wǎng)范圍內(nèi)發(fā)電和消納，過(guò)網(wǎng)費(fèi)越高），與實(shí)際成本趨勢(shì)相反，比價(jià)關(guān)系不合理，沒(méi)有解決之前的分布式發(fā)電輸配電價(jià)的公平性問(wèn)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(yùn)行機(jī)制存在障礙因素

我國(guó)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?xì)怆娬镜褥`活電源比重過(guò)低，系統(tǒng)靈活性不足。如“三北”地區(qū)抽水蓄能、燃?xì)怆娬镜褥`活調(diào)節(jié)電源比重低于2%，特別是冬季由于供熱機(jī)組比重大，調(diào)峰能力十分有限。第二，受設(shè)計(jì)、煤電電價(jià)機(jī)制等因素影響，我國(guó)燃煤機(jī)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(jī)組的最小負(fù)荷和爬坡率指標(biāo)已經(jīng)落后于機(jī)組實(shí)際技術(shù)水平，也遠(yuǎn)遠(yuǎn)落后于丹麥、德國(guó)等領(lǐng)先水平。特別是“三北”地區(qū)多為供熱機(jī)組，在冬季采取傳統(tǒng)“以熱定電”運(yùn)行方式，缺乏丹麥等國(guó)家的熱電機(jī)組的先進(jìn)調(diào)節(jié)技術(shù)，造成熱電機(jī)組調(diào)峰能力受限。第三，國(guó)內(nèi)企業(yè)自備電廠裝機(jī)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(yùn)行機(jī)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(jī)構(gòu)主要以年、月、周、日為周期制定電力運(yùn)行計(jì)劃，優(yōu)化日前、日內(nèi)和實(shí)時(shí)調(diào)度運(yùn)行的潛力還沒(méi)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(jì)劃調(diào)整的頻度和工作量，需要優(yōu)化調(diào)度運(yùn)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(cè)預(yù)報(bào)系統(tǒng)未有效用于改善日內(nèi)和實(shí)時(shí)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(jī)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(jī)制，可再生能源電力參與電力系統(tǒng)調(diào)峰服務(wù)的機(jī)制、權(quán)責(zé)和貢獻(xiàn)認(rèn)定及補(bǔ)償機(jī)制不清（目前全部視為棄風(fēng)棄光）。第四，我國(guó)電力用戶參與需求響應(yīng)仍處于試點(diǎn)階段，改善電網(wǎng)負(fù)荷特性、增加負(fù)荷側(cè)調(diào)峰能力的市場(chǎng)潛力還沒(méi)有得到挖掘，支持可再生能源并網(wǎng)消納的靈活負(fù)荷利用基本空白。