四是加大科技投入、带动新能源创新发展。
建设国家风光储输示范工程，风电500兆瓦、光伏100兆瓦、储能20兆瓦，是世界上规模最大、运行方式最多、综合控制水平最高的新能源联合发电工程。掌握新能源开发利用关键技术，攻克了大规模风光储联合发电运行调控的世界性难题。
通过风光互补、储能调节、智能输电，实现平稳可控的电力输出，接近常规电源的性能指标。
在推进新能源发展和消纳上，目前遇到了哪些实质性的困难？是如何克服的？
施贵荣：新能源消纳水平与电网规模、电源及负荷结构、新能源运行特性及场站运维管理水平密切相关。
影响新能源消纳的主要因素如下：
一是本地消纳空间有限。
冀北新能源主要集中于张家口、承德两地，目前张家口新能源装机容量超过800万千瓦，本地最大负荷仅194万千瓦，承德新能源装机容量也已超过地区最大负荷，本地消纳空间有限。
二是新能源外送能力不足。
目前电网规划被动响应新能源规划，电网建设进度跟不上新能源开发速度，外送受限。张家口地区800万千瓦的新能源装机，通过三个通道送入京津冀北电网（万全—顺义通道100万千瓦；沽源—太平通道100万千瓦；张北—张南通道155万千瓦），风电大发时段弃风弃光现象较为突出。随着承德地区装机容量不断增长，2016年底也将出现外送能力不足弃风弃光情况。
三是调峰弃风严重。大规模高占比新能源并网对电力系统的调峰能力提出了更高要求。京津冀北电网以火电为主，灵活调节电源比例偏低，电网调峰能力有限；大风期与供热期重叠，系统调峰能力较非供热期下降约10%~30%，新能源发电与电网调峰矛盾突显。新能源调峰限电的比例，由2014年7%变为2015年30%，2016年该比例仍将上升，调峰已成为制约消纳的重要因素。
四是风机非计划停运现象突出。
2015年冀北并网风机因场内设备故障导致的非计划停运次数高达13513台次，每台风机平均非计划停运2.3次，这是影响风电消纳水平的重要原因。
五是市场机制缺失。
目前缺乏有效的激励机制，常规电源参与电网深度调峰积极性不足。京津冀北电网市场规模有限，随着冀北新能源持续快速增长，新能源消纳日渐困难，但目前尚无新能源跨省跨区消纳的交易模式及电价机制，这也在一定程度影响了新能源消纳。
在解决新能源消纳方面未来还有哪些具体工作亟待推进？
施贵荣：从电源、电网、负荷三方面着手，确保新能源“发得好”、“送得出”、“用得上”，不断提升冀北新能源消纳水平。
一是完善调峰辅助服务机制，提高电源调节灵活性。
在增加抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源比例的同时，健全完善调峰辅助服务机制，建立新能源和常规电源协同参与调峰的运作保障机制。
二是统筹考虑电网结构及负荷增速，科学健康规划新能源发展。
在进行新能源发展规划时需要对网架结构及负荷增速进行全盘统筹考虑，合理规划，稳步实施，促进新能源有序健康发展。
三是加快电网建设，完善新能源跨省跨区消纳模式。
尽快建立冀北新能源在华北范围内的跨省消纳交易机制，提前谋划张家口可再生能源示范区借助张北特高压工程跨区输送的交易模式，促进冀北新能源在更大的范围内消纳。
四是加快推进“两个替代”提升新能源消纳能力。
在三北地区存在电力供应远大于需求的现象，负荷的自然增速大大落后于新能源的增速。为了消纳新能源必须以政府为主导，大力实施电能替代工程，推进“以电代煤”和“以电代油”，加大加快电能在终端能源消费中的比重。这项工作也是实现新能源消纳能力提升的必由之路。
