一方面光伏、风电新增装机规模不断攀升，一方面弃光、弃风率居高不下。我国新能源发电已然陷入边建边弃怪圈，消纳问题让风电光伏不“风光”。
新能源消纳引起全社会各方关注，随着电力体制改革和各省区新能源交易的推进，2017年第一季度新能源消纳问题开始好转。国家电网公司经营区域共消纳光伏电量198亿千瓦时，同比增长81%。弃光电量累计21亿千瓦时，同比减少8亿千瓦时;弃风率10.6%，同比累计下降2.3个百分点。
弃风弃光是如何造成的?解决弃风弃光有何措施?在“2017光伏电站运维新思路、新方法、新技术研讨会”上国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧就此做了详细讲解。
新能源消纳与电力系统调节能力密切相关。电力系统的发、供、用同时完成，必须时刻保持动态平衡。风电、光伏等新能源日波动最大幅度可达装机容量的80%。新能源高比例接入电力系统后，增加了系统调节的负担，常规电源不仅要跟随负荷变化，还需要平衡新能源的出力波动。新能源出力超过系统调节范围时，必须控制出力以保证系统动态平衡，否则就会产生弃风、弃光。
促进新能源消纳的关键技术
新能源消纳涉及电力系统发、输、配、用多个环节，与发展方式、技术进步、电力体制改革、市场交易机制、政策措施等密切相关，实现新能源高效消纳，既要“源-网-荷”技术驱动，也需要政策引导和市场机制配合。“源-网-荷”是“硬件系统”，决定新能源消纳的技术潜力;政策及市场机制是“软件系统”，决定技术潜力发挥的程度。
煤电机组深度调峰改造技术。在中国现阶段的电源结构中最主要措施就是通过煤电系统调峰改造。该技术成熟，效果好、见效快，国内部分电厂已开始深度调峰改造试点。通过灵活性改造，纯凝机组最小技术出力达到30%-35%额定容量，部分机组可以达到20%-25%;热电联产机组最小技术出力达到40%-50%额定容量。
抽水蓄能。抽水蓄能电站开发周期长，建设周期需要6-8年，新开工项目短期内不能发挥作用，难以满足当前新能源爆发式增长的需求。由于国家没有单独出台电价，所以一般企业投资建设的积极性不高。
电网互联技术。电力系统的灵活性要依靠电网平台发挥作用。当电网之间存在网络约束时，难以充分调用和共享灵活性资源。电网互联后，实现电力外送相当于扩大新能源市场范围。
储能技术。目前除抽水蓄能外，电化学储能是发展最快且相对成熟的储能技术。预计“十三五”末锂离子电池在用户侧将具备商业化推广能力。2020年后，随着电动汽车及电池梯次利用技术的发展，将会出现价格更低、布局更广的储能系统参与电网级应用。
新能源功率预测技术。目前我国新能源功率预测误差在4%-18%之间。预计“十三五”末期，我国新能源功率预测误差将减小至3%-13%，与国外先进水平相当。
电能替代。包括热泵、电采暖、电锅炉、蓄冷/热等以电代煤(气)，港口岸电以及农村地区“煤(气)改电”等技术。电能替代已具备大规模推广的技术基础，但在部分应用领域经济性较低，用户参与意愿不足，需相应配套政策加以推动。
市场机制设计
近期机制：
省间新能源直接交易。放开用户和售电企业的省外购电权，将优先发电安排以外的输电通道容量面向市场主体全部放开，组织新能源与电力用户、售电企业开展直接交易。
省间新能源与火电发电权交易。组织送出地新能源企业与受入地火电企业开展发电权交易，扩大省间发电权交易电量。可以在发电集团内部开展优化，也可跨集团开展。可通过双边协商交易方式，也可通过集中竞价方式。
调峰辅助服务市场。采取集中平台报价方式，由发电企业及其他辅助服务提供商在平台上进行集中报价，报价可分为峰平谷时段。电力调度机构按照电网运行实际需要根据报价由低到高依次调用，事后根据实际调峰电量及费用分摊方式进行结算。
低谷风电与抽蓄电站和电采暖用户直接交易。创新交易品种，尽可能挖掘清洁能源消纳空间。
远期机制：
现货市场。新能源带补贴参与电力市场，与火电同台竞价，利用价格优势实现优先消纳，同时通过现货市场的价格信号引导火电主动调峰，优化统筹全网调节资源，有效促进新能源电力消纳。
需求侧响应。优化可中断电价政策，对于装配负荷控制设备的用户，可自愿实施可中断负荷电价，根据提前通知时间和持续时间不同，执行差异化电价水平;健全用户侧峰谷电价政策，扩大峰谷电价执行范围、适当拉大峰谷价差，改善负荷特性，提高用户消纳新能源的积极性。
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