（五）促進消納的價格機制和其他經濟激勵機制的目的和作用參差不齊，亟需規范和完善

在可再生能源發電定價方面，雖然風光等標桿電價進入電價補貼退坡軌道，但實際退坡的幅度滯后于產業發展形勢和成本下降，尤其是與國際招標電價和國內光伏“領跑者”招標電價等相比，更是拉開較大差距。例如，風電電價水平調整雖然達到一定的下降幅度，但由于存在至少2年的建設寬限期，新并網風電項目的實際電價下降幅度有限，2017年新并網項目的度電補貼仍接近0.2元/千瓦時。分布式光伏的度電補貼在2013-2018年5年的時間僅降低0.05元/千瓦時，相當于總收益降低5%左右，而同期光伏發電系統投資水平降低了三分之一以上。較高的賬面投資回報率加上希望搶到高電價的意愿，刺激企業迅速投資集中光伏電站和分布式光伏，爭指標、拿項目、搶并網。如果不采取有效措施，2018年國內光伏發電市場將重現2017年的情況，將進一步加大消納難度，擴大補貼缺口。

近年來國家和地方通過市場化措施促進可再生能源本地和跨區消納，也取得了一定的效果，但從可再生能源開發企業角度，實際收益反而下降。如東北電力輔助服務，其成本本應納入電網購電費用，或者作為電網系統平衡成本納入輸配電價中，但實際上可再生能源開發企業被迫降低收益。一些省區實施了多種形式的市場化交易，大方向正確，但交易電量是在可再生能源最低保障性小時數以內的部分，且交易電價可能低至每千瓦時幾分錢，如甘肅省2016年風光市場交易電量104億千瓦時，其中本地交易電量48億千瓦時，占本省非水可再生能源消納電量的36%。河北2017年以棄風電量進行清潔能源供暖，風電購電價僅為0.05元/千瓦時。這些方式以市場化交易名義，但實際價格主要為地方協調或主導電價，可再生能源開發企業實際收益受損，進而增加了可再生能源電價補貼退坡的難度。

分布式發電市場化交易機制和試點需要切實落地。2017年11月，國家發改委啟動了分布式發電市場化交易機制試點，其中“過網費”需要依據國家輸配電價改革有關規定制定。政策中明確“過網費”應考慮分布式發電市場化交易雙方所占用的電網資產、電壓等級和電氣距離等，但實際操作中出現兩種相對極端情況：一是按照文件規定直接相減，許多地方的過網費僅0.015-0.05元/千瓦時，不足以反映實成本；二是如廣東增城，過網費僅僅在原有輸配電價基礎上降低0.02元/千瓦時，遠高于成本（且分布式發電在越低電壓等級配電網范圍內發電和消納，過網費越高），與實際成本趨勢相反，比價關系不合理，沒有解決之前的分布式發電輸配電價的公平性問題。

（六）電力系統靈活資源和調節能力未能充分挖掘和發揮作用，電力運行機制存在障礙因素

我國可再生能源資源富集地區的具有調節性能的水電、抽水蓄能和燃氣電站等靈活電源比重過低，系統靈活性不足。如“三北”地區抽水蓄能、燃氣電站等靈活調節電源比重低于2%，特別是冬季由于供熱機組比重大，調峰能力十分有限。第二，受設計、煤電電價機制等因素影響，我國燃煤機組最大調峰幅度普遍設定為50%。規程規范中常規機組的最小負荷和爬坡率指標已經落后于機組實際技術水平，也遠遠落后于丹麥、德國等領先水平。特別是“三北”地區多為供熱機組，在冬季采取傳統“以熱定電”運行方式，缺乏丹麥等國家的熱電機組的先進調節技術，造成熱電機組調峰能力受限。第三，國內企業自備電廠裝機上億千瓦，這些自備電廠基本不參與電網調峰，甚至加大系統調峰壓力，擠占了可再生能源消納空間。

電力運行機制存在不適應可再生能源發展的因素：第一，電網調度機構主要以年、月、周、日為周期制定電力運行計劃，優化日前、日內和實時調度運行的潛力還沒有充分挖掘，而風電、光伏大規模接入，極大增加了日內調度計劃調整的頻度和工作量，需要優化調度運行、提高風光消納的技術手段和管理措施。第二，電網側集中預測預報系統未有效用于改善日內和實時等短期電力系統調度。第三，風電、光伏發電大規模消納需要火電、水電等常規機組提供大量調峰、調壓、備用等輔助服務，但目前尚未建立合理的利益調整機制，可再生能源電力參與電力系統調峰服務的機制、權責和貢獻認定及補償機制不清（目前全部視為棄風棄光）。第四，我國電力用戶參與需求響應仍處于試點階段，改善電網負荷特性、增加負荷側調峰能力的市場潛力還沒有得到挖掘，支持可再生能源并網消納的靈活負荷利用基本空白。