历史上我国新能源超速规划建设问题突出，单纯依靠传统火电调峰压力大，难以应对新能源发电的间歇性与波动性，导致消纳形势严峻，亟需开拓思路、创新解决消纳新能源的困难。近年来，电能替代日益被重视，成为能源消费侧革命的重要推动力。通过电能替代，短期内能够扩大负荷体量、提高响应负荷占比，对于解决新能源消纳问题具有重要意义。随着政策支持、技术进步与机制完善，当前电能替代促进清洁能源消纳的条件越来越充分。
一、电能替代促进新能源消纳的重要意义与作用机理
电能替代是在终端能源消费环节，推广使用电能替代散烧煤、燃油等，如电采暖、地能热泵、工业电锅炉（窑炉）、农业电排灌、电动汽车、靠港船舶使用岸电、机场桥载设备、电蓄能调峰等。实施电能替代对于推动能源消费革命、落实国家能源战略、促进能源清洁化发展意义重大。根据国家电网公司预测，到2050年，电能在终端能源消费中的比重会超过50%。
加快实施电能替代，可以显着提升基础负荷资源与灵活负荷资源的数量与规模，提高负荷调节的有效性与灵活性。其中，基础负荷资源，是通过电能对其他一次能源的广泛替代，从总量的维度增加了整个电力系统电力与电量规模；灵活负荷资源，主要是基于各类市场交易机制和价格信号而灵活调整的负荷，适合参与电网的调频与调峰工作，如对电价敏感的工商业负荷，蓄冷蓄热、电热泵、电储能（含电动汽车）等。灵活负荷资源可分为基于分时价格与基于经济激励的负荷资源，普遍具有以下特性：一是通断可以被灵活控制，启停较为可控；二是功率变化灵活、惯性小、调节范围广。
总的来说，推广电能替代，从宏观层面来看，增加基础负荷体量，拓展基础消纳能力；从微观层面看，增加灵活负荷规模，充分挖掘灵活负荷资源潜力，利用市场交易机制和电价机制提高负荷资源消纳新能源的积极性、灵活性。
二、目前电能替代促进清洁能源消纳面临的困难
以西北地区为例。西北地区是国家新能源重点规划和发展区域，也是弃风弃光矛盾较为突出的地区，主要问题体现在统调负荷容量远小于电源总装机容量，绝对消纳能力不足；电源装机增速高于负荷增速，遏制了负荷消纳能力提升；自备电厂问题突出，负荷固定，不参与调峰，挤占了新能源消纳空间。
1.扩大基础负荷资源规模存在的问题
近年来，国内外油气价格处于低位，导致电能在终端能源市场中竞争力不强。此外，各地区电能替代的补贴政策较少、环保政策执行不严，导致企业实施电能替代意愿不强。
一是各地区优惠政策配套不足，制约了电能替代推广力度。例如，2016-2017年间，青海、陕西、新疆发布的推进电能替代相关政策，仅明确了重点技术、重点领域，未配套发布具体优惠财税、补贴政策等。
二是未充分利用电价优势，电能替代项目运行成本高。2018年直接交易成交电价（较电厂标杆上网电价降幅）来看，新疆、青海、陕西、甘肃降幅分别为84、52、44及32元/千千瓦时，与其他省份相比较为可观。但是受售电公司准入不足、用户放开选择权门槛相对较高等因素影响，电能替代项目开展直接交易规模不高。
三是配电网建设薄弱，满足电能替代需要的配套投资压力大。为了推进电能替代工作，陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆需要持续加大配套电网投资。
2.促进灵活负荷资源响应存在的问题
一是灵活负荷响应市场基础相对薄弱。2018年，陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆五省直接交易电量占全社会用电量比例不高，售电公司数量偏少。从市场意识、市场空间等要素来看，实施条件较为薄弱。
二是价格及补偿机制起步较晚，部分省份峰谷价差水平不够高，对用户激励不足。可中断电价探索较少，各地普遍在2018年之后才完善工商业峰谷电价。例如，陕西、甘肃的峰谷电价比，大工业用户分别约为3.7、1.5，一般工商业分别约为2.7、2.9，导致灵活资源主动参与系统调节的意愿不高。
三、利用电能替代促进新能源消纳的近期运作方案机制
1.近期以电能替代扩大基础负荷资源规模的运作机制
一是通过行政手段扩大电能替代重点措施。
制定具有针对性的电能替代价格优惠机制。电能替代项目减免城市公用事业附加费，并可享受一定折扣电价。对分散电采暖、电锅炉、电窑炉、热泵等重点项目实施资金支持。对于电价优惠来源，可在未进行电能替代的企业电费中增加电能替代政府性基金，或争取中央资金支持。
推进重点地区、重点领域电能替代项目。利用供给侧结构性改革的机遇，因地制宜，针对用热量较大的化学化工、电子制造、有色金属行业推广蓄热式工业电锅炉、电蓄冷空调；针对水泥、陶瓷行业推广电热隧道窑、中频炉等电窑炉技术；加强机场、公共交通领域车辆“油改电”。
强化环境监管力度，完善相关能效和设备标准。地方政府主导逐步建立工业企业能效等级标准、工业企业排放等级标准和用能设备质量管理标准，对于未达标或未完成的企业采取惩罚性措施，以成本约束的方式敦促其推进电能替代。
二是通过市场机制降低电能替代项目运行成本。
以中长期交易、月度竞价交易、低谷时段弃风弃光电量的准现货交易为主要方式，按照双边协商、挂牌、集中竞价等市场方式确定购售电价。根据售电侧放开进展，由电网企业或售电公司打包代理参与直接交易。需对政府部门、电网企业确认的电能替代项目实现“零门槛准入”。
2.近期提高灵活负荷资源响应能力的运作机制
一是灵活负荷资源与新能源发电定向交易。
灵活负荷资源参与新能源发电中长期交易机制。清洁能源可与电力用户直接、或打捆开展月度、周度等交易。按照历史运行、预测出力情况，对不同发电类型设置不同出力曲线，作为交易标的，电力用户按照自身负荷可控情况选择不同曲线产品，与发电侧开展带曲线的中长期交易。灵活负荷资源参与省内新能源弃电时段交易。以月度为周期，制定下发新能源最大发电出力曲线。确定新能源在满足发电曲线考核约束的同时，实现最大发电收益的需求、用户低成本用电需求及有意参加交易的市场主体名单。调度、新能源发电企业确定弃电时段，并计算弃电电量作为交易标的，在交易中心挂牌电量和电价，由用户根据实际生产经营情况摘牌，也可通过双边协商方式达成。
二是新能源电力绿色证书交易。
可实行绿色证书自愿认购机制。苹果公司、宝洁公司等企业，主动认购新能源的需求较大，以实现其产品在中国全产业链零排放。可按照标杆电价或与新能源发电企业协商确定等方式，直接购买新能源。非水可再生能源配额制。配额总量目标设置及分配方面，以国家可再生能源发展的总量目标为依据，按种类、分区域制定具体的发展目标，保持逐年稳定的增长。要求发电企业提供的电量中必须有规定的数量来自于可再生能源发电。
三是灵活负荷资源参与辅助服务交易。
电力市场辅助服务设计中加入灵活负荷响应设计，包括蓄热、电锅炉、自备电厂、储能等直接控制用户，以及售电公司或负荷集中控制机构（如车联网平台）打捆聚合的负荷等。要求交易主体，原则上调控能力在1MW以上。以日前、日内交易为主，以调节成本最小为原则，按照价格从低到高对资源进行调用。达成交易后提前1-2小时通知用户，按照交易结果调度灵活负荷资源，并根据辅助服务市场规则进行结算。可考虑将可中断/削减负荷的购买费用纳入发电企业辅助服务的考核基金，由发电企业来承担相关费用。
四是电网侧储能虚拟电厂交易。
根据测算，对于建设成本200万元/MWh的常规电网侧储能项目，度电峰谷价拉大到0.9元后，内部收益率可提升至6%。当前现行峰谷电价水平下，新增电网侧储能项目难有投资吸引力。
根据仿真结果，对于13MW的风电场，打捆4166辆电动汽车，采用虚拟电厂比单纯风电场的发电盈利高出20%。具体实施过程中，可打捆风电场与电动汽车、或利用车联网平台聚合电动汽车组成虚拟电厂，基于次日风电出力、各时段电动汽车可用容量情况，作为单一市场主体参与日前交易；同时，动态优化决策参与日内实时市场，为了弥补对电动汽车电池损耗、折抵租赁费，对电动汽车无偿充电。车联网平台作为负荷聚合商，结合平台设备数据分析，基于价格机制和设备产权方用户签约，调控平台集合的电动汽车充电桩、分布式储能等可控负荷参与响应。
五是分布式微网园区综合能源响应。
涵盖热电联产、电锅炉等多能源站的分布式微网，通过协调运行可以充分利用多能源优势互补的特性，能够显着提高系统灵活性，提高风、光电消纳率，有效降低配电网网损及区域能源站运行费用约15%。通过设计合理的利益共享机制，分布式微网可由售电公司或电网公司代理，通过加装相应监测、自动控制系统，将园区供电、供热整体作为单一市场主体，参与灵活负荷资源的各类市场化交易。
六是可中断电价优化。
可中断负荷要适应随机性强、高频、短时的切负荷需求，积极开拓中小用户市场。为增强实施效果，原则上负荷削减最小规模不低于1MW，可由售电公司聚合放开选择权的用户来实现，并提前确定可中断负荷执行次序、补偿水平等。在明确因消纳能力不足、导致新能源出力即将跌落达到某一阈值（如2%-5%）时，按照提前确定的通知时间，以最小切负荷为原则，要求用户按照协议范围内的时间和规模中断负荷。
与传统切负荷相比，可中断切负荷给用户带来的损失更大，因此需多途径解决可中断电价资金来源。除了通过传统高可靠性电价收益补偿、筹集资金补偿等方式外，可按照“谁受益谁补偿”的原则，探索切负荷时段并网新能源出让部分收益弥补用户损失的方法。
七是峰谷分时电价优化。
强化峰谷分时电价削峰填谷功能，扩大风电大发时段的基础负荷消纳能力。各省应因地制宜，依据新能源出力曲线特点与峰谷电价补偿资金规模，调整峰谷价差和时段，实现对负荷的精细化引导，将更多的高峰时段负荷吸引到风电大发时段。对于能够妥善解决补偿资源来源的省份，可适度拉大峰谷价差。
对于峰谷电价补偿，可通过行政手段，把电网企业的损失纳入灵活负荷资源响应资金进行补偿；或是探索通过市场手段疏解矛盾，在低谷时段针对新能源实行竞价上网、最高限价，对用户实行价格联动，保障电网企业输配电费收入的同时，实现新能源发电和用户的合理利益分配与补偿。
四、相关启示
一是加快售电公司准入频次、符合条件用户选择权放开，优化需求侧资源应用市场条件。发挥售电公司精准营销、创新服务潜力，高效聚合电能替代项目、灵活负荷资源参与各类市场交易，降低电能替代项目运行成本、激发灵活负荷响应能力。
二是完善新能源与负荷资源的交易品种、交易机制等，创造良好、宽松市场环境。设立低谷时段弃风弃光电量与电能替代项目定向交易、需求侧资源与新能源发电专场交易、需求侧资源参与辅助服务交易等品种，在偏差电量考核等方面制定宽松、有针对性扶持措施。
三是优化峰谷分时电价、可中断电价，增强对负荷主动消纳新能源的引导能力和吸引力。优化可中断电价执行范围，明确中断的前提、提前通知时间、负荷中断持续时间、可中断补偿等，优化峰谷分时电价优化执行范围、峰谷价差及执行时段、峰谷电价补偿机制，通过纳入需求侧管理基金、受益方出让部分收益等方式，多途径筹集补偿资金来源。
四是加强行政干预能力，推动电能替代项目实施。针对电能替代配套出台优惠价格、市场准入机制等，科学扩大电能替代规模。统筹收取专项基金、环保处罚资金、未替代落后产能企业分摊等政策实施难度，多途径筹集支持资金，鼓励电能替代。强化环境监管力度，完善相关能效和设备标准。地方政府主导逐步建立工业企业能效等级标准、工业企业排放等级标准和用能设备质量管理标准。
五是构建需求侧资源促进新能源消纳保障机制，动态诊断识别、优化实施薄弱环节。构建需求侧资源促进新能源消纳效果科学评估方法，明确各类需求侧资源通过各类机制消纳新能源水平，诊断分析薄弱环节，对于资源不足、机制缺陷进行改进，实现动态、闭环、持续优化提升需求侧资源促进新能源消纳能力。
