图表2：中国风电年平均利用小时数和弃风率
资料来源：前瞻产业研究院整理
原因之一：电网发展滞后
电网发展滞后，新能源送出和跨省跨区消纳受限，新能源富集地区不同程度地存在跨省、跨区通道能力不足问题，已成为制约新能源消纳的刚性约束。国家先后颁布‘十二五’风电、太阳能发电等专项规划，但‘十二五’电网规划至今没有出台，新能源基地送出通道得不到落实。国家规划了9千万千瓦风电基地，其中7个在“三北”地区，但目前仅安排了哈密、酒泉、蒙西等三个基地的跨区输电项目。甘肃酒泉风电基地装机规模已超过1200万千瓦、太阳能发电近600万千瓦，但酒泉-湖南特高压直流工程2015年5月才核准建设。国家电网预计，这一工程2017年才能投产，该电力外送通道建设滞后了2年-3年。
原因之二：用电需求增长放缓
用电需求增长放缓，消纳市场总量不足。新增用电市场已无法支撑各类电源的快速增长，导致新能源和火电、核电利用小时数均出现下降：2015年1-11月，国家电网调度范围内用电量同比增长0.4%，增速同比降低2.6个百分点。但包括新能源在内的各类电源装机仍保持较快增长。截至11月底，国家电网调度范围内电源总装机同比增长9.9%，超过用电需求增速9.5个百分点。这造成1-11月，国家电网调度范围火电、核电、风电、太阳能发电利用小时数同比分别下降356、311、94、45小时。
原因之三：市场化机制的缺失
市场化机制的缺失，也影响新能源的消纳。目前，国内电力系统由包括新能源在内的各类电源、电网和用户等多个主体构成，政府主导电力行业的规划制订、运行规则、电价核定等。由于在年初政府已经明确了各类电源发电计划，电网调度争取多接纳新能源，只能在计划框架下局部优化，调整的空间很小。中国促进新能源消纳的市场化机制已严重滞后，仅在局部地区开展了风火发电权交易、辅助服务交易等试点。由于缺乏常规电源提供辅助服务补偿机制，火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性。
