开发利用新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，关系到我国能源安全和国民经济可持续发展。目前，我国新能源并网消纳已成为制约新能源产业发展的关键问题。除了新能源的“间歇性”、发电成本较高以及资源富集区与主要负荷区不匹配等原因外，尚存在以下几个突出问题：

一是统筹协调不够。第一，新能源发展布局统筹不够。随着开发利用规模逐步扩大，新能源开发缺乏宏观层面的统一规划,各地政府纷纷出台规划，项目重复建设现象比较严重,导致同质化竞争和产能过剩。一边大规模建设，一边市场难消纳，尤其是风电和光伏，据统计，我国风电、光伏的行业产能都已达到或超过产能上限，平均产能利用率都在70%左右。2016年全国弃光电量为74亿千瓦时，弃风电量达497亿千瓦时；西南地区非正常弃水再创新高，损失电量超过700亿千瓦时，已接近三峡电站全年发电量。第二，新能源发展与电力系统的协调不够。现行的电力系统是以常规化石能源为基础的电力系统，在技术、基础设施、电力市场特性及行业管理等都存在不协调问题。如西北和东北地区的电力负荷水平相对较低，当地消纳能力有限，但其新能源装机规模很大，进而出现了弃风弃光问题，甘肃一些地区的风电项目因为消纳能力不足被迫关停。第三，新能源和传统能源发展统筹不够。如有关节能减排技术改造项目、提供新能源与节能技术的产品（服务）等享受企业所得税减免等税收优惠政策，有利于新能源产业发展，但一些地方认为上新能源项目税收效果不明显；而火电企业大多是属地的纳税大户，一些地方出于抑制经济下行压力等考虑，纷纷上马火电项目，造成火电装机规模过剩，形成“风火竞争”“光火竞争”的局面，挤占了新能源消纳空间。

二是电力供配体制机制不顺。第一，区域性电力供配体制限制了新能源电力跨区域消纳。省际之间的壁垒问题依然存在，在一定程度上阻碍了新能源的跨省跨区消纳。截至2016年底，“三北”地区新能源装机合计1.63亿千瓦，但电力外送能力只有3700万千瓦，仅占23%。第二，缺乏电力调峰成本补偿及相应价格机制。国家通过征收可再生能源电价附加，以基金方式补贴清洁能源，现行征收标准为0.019元/千瓦时，征收费用无法满足应补贴额度，2016年底全国补贴资金缺口达624亿元。第三，现行标杆电价政策不利于发挥资源优势区域发展新能源的积极性。如，在新能源富集的青海省海西州光伏标杆上网电价比其他资源相对欠缺的地区低0.1元或0.2元。

三是新能源传输和储能技术不足。近年来，我国智能电网技术、特高压输电技术、储能技术快速发展，但距离大规模电网储能的商业应用尚有较大差距。新能源富集地区不同程度的存在跨省跨区通道能力不足的问题。如甘肃目前主要通过4条750千伏特高压交流线路向外送电，输电能力仅330万至500万千瓦，并且与新疆和青海共用。又如，东北、西北电网目前的跨区输电能力为1610万千瓦，只占新能源装机容量的19%。

为此，建议：

一、加强顶层设计统筹，优化新能源发展布局。按照集中开发与分散开发并举、就近消纳为主的原则优化新能源布局，有序开发；在部分资源丰富、区位优势明显的省（区）建设能源基地，提高新能源就地消纳能力；统筹新能源电力开发建设与市场消纳，在确保限电比例下降的前提下合理确定年度新能源电力新增建设规模；推动新能源发展与高载能产业统筹布局，建立以新能源带动高载能产业发展模式，提高消纳能力。

二、加快以电力体制改革为重点的能源体制改革。理顺上网电价、电力传输和终端配送的价格形成机制；推进新能源产业化和市场化，加快以电力体制改革为重点的能源体制改革，引导新能源企业进入市场，建立新能源与火电企业之间的调峰补偿机制。将电力调度从电网运营分离出来独立运营，改善电力调度和管理办法，实现公开的电力调度制度，形成有利于新能源发展的市场机制；降低电网建设的市场准入门槛，鼓励民间资本、非电力行业资本进入电网建设投资，尽快出台或完善相应规划；改革电价形成制度，做好顶层设计，电力输送实行独立的电价和核算；构建电力交易平台，积极开展发电权交易，建立健全碳交易市场。

三、着力解决制约新能源发展的技术瓶颈。加快技术创新步伐，加快储能技术、调峰技术、智能电网、分布式电网技术和特高压技术等的应用；加快跨省区输电通道建设，提高跨区域输电能力，建立大容量、远距离、低损耗的特高压输电通道，积极组织跨省新能源外送，确保现有电力过剩能力在更大范围消纳;进一步提高智能化水平，加快配电网建设和智能化改造，鼓励储能技术参与辅助服务，提高消纳能力；积极研发前沿技术，形成自有技术和可持续的创新能力，有效推动新能源发展。