在风电、光伏消纳难题的背景下，多元化并网机制应运而生。相关指导文件虽然指明了行业市场化发展的方向与具体的配储要求，但仍需要结合国情进一步因地制宜进行更多探索性发展。这既需要理解资源禀赋在风电、光伏产业发展中的重要作用，又需要理解发电企业、电网、地方政府将在风力、光伏大规模发电情景中所扮演的角色。配储模型亦需适应于这两方面。

中国风电、光伏产业面临的发展形势

中国的风力和光伏发电建设自21世纪初如火如荼地展开，这是一项高瞻远瞩的能源发展战略。它始于解决中国西部地区地广人稀且地形复杂背景下的电力供给问题。随后在低碳发展的迫切需求下，风电、光伏的技术逐步成熟，规模逐步扩大，成为了具有一定市场竞争力的重要电力供给来源。中国国家能源局于2021年指出，当年既是“十四五”的开局之年，又是风电、光伏新发展阶段下进入“平价上网”的初年。当年该行业开始推进市场化机制，发布了关于建立多元化的风电、光伏并网机制的指导性文件。在接踵而来的2022年，各省市相继推出了当地市场化并网的要求，这一要求可视为光伏、风电市场化竞争的指导方向。

市场化并网要求主要针对建设配套的储能规模，也有部分省市对于风电机组的单机容量，多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的光电转化效率提出了不同的要求。这一系列的市场化并网要求相较于以往风电、光伏保障性并网要求而言无疑是跨越性的一大步，并且强制配置一定比例储能的要求更是有助于从风、光电力不稳定的根源上解决电网的成本问题并抑制“弃风弃光”现象的发生。但其中仍存在着诸多细节与展望需要进行进一步的思考探究。这既包括理解风电、光伏发电在电网系统中的真实电力成本，又需要进一步理解当下以及今后发电企业、电网、地方政府将在风力、光伏大规模发电情况下扮演何种角色。以此为基础将能推进完善多元化并网机制这一市场化机制的开端之举、重要一招。

我国风电光伏多元化并网发展的几点问题

首先，基于资源禀赋和国情特色，需要因地制宜考虑储能配比要求。目前，各地区的市场化并网要求中虽大多提出了明确的储能配比，却大同小异，大多要求在10%~20%之间。而配套储能系统的利用率却取决于发电结构，发电结构则进一步依赖地区资源禀赋。

第一，各地区的资源禀赋不同导致了电源侧的供电结构不同，这进一步决定了地区接纳风力、光伏发电时可承受电源不稳定的能力，即地区对风力和光伏发电的消纳能力。第二，中国各省市的工业发展程度不同导致用电负荷的季节性与波动性不同，这一电力需求情况亦影响到地区对风电、光伏的消纳能力。第三，制约地区风电、光伏的可消纳能力以及配储量涉及大电网的调配输送能力，因此，特高压等已建成的跨区域电力输送能力应当纳入考虑的框架。

其次，现行的风电、光伏多元化并网要求仅考虑电力的非平稳性，未形成三方的交互化探索。在非水电可再生能源发电侧、电网侧与各级政府之间，虽然在《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》的指导下有了市场化的探索，并针对储能配比提出了要求，但仍未能形成发电企业、电网和地区政府这三方之间有效互动的长效机制。电网未能给出各地区风电、光伏并网负荷的指导性意见，发电企业未能建立智能预测系统反馈给地方政府与电网，政府未能形成对于非预期风、光发电的规制措施。

一方面，企业装机围绕产业链输送，地域风力、光热资源禀赋，地区上网电价等成本与盈利因素。企业运营关注运维成本与发电小时数，而未能有效建立智能预测，更未能有效将之反馈给政府与电网。另一方面，电网侧了解地区的电力负荷曲线与跨地区间的电力输送能力与承载能力，地区政府有能力出台相关发电预期要求与规制的方案，但二者未能引导三方互动。

最后，“项目配储”的规定难以发挥储能的规模化优势与电源侧的多元化优势。在各省市的配储指导性文件中，多元化并网方案均要求风电、光伏项目配比一定量储能，并未提出多元化配储的方案。这既对储能产业提出严峻的考验，又可能抬升区域配储的整体成本。

第一，配备的储能设备利用率低与配备储能给企业带来的成本陡增可能导致储能产业出现“劣币驱逐良币”的现象。第二，小规模的项目配储要求相对于区域集中配储，更加难以结合自然资源禀赋来设计合理规模，这极大地降低了储能设备的利用率。第三，项目配储难以发挥整体配储的规模化优势。

推进完善多元化并网机制的有关建议

一是基于电源多元化平价上网的前提，发挥政府的引导和规划作用，实现风、光发电侧竞价上网的地区差异化、架构差异化。

一方面，政府既要发挥引导作用又要发挥规划作用。引导作用的发挥意味着政府既要把握企业以利润为导向的特性，又要理解企业依赖于地域自然资源和地域壁垒布局进行发展的特点，从指导文件出发传导更多信息来发挥作用。规划作用意味着各地方政府与电网需要对域内发电情况、地区用电负荷、地区自然资源禀赋、电力外送力度等进行整体评估，并动态评估诸多因素的发展趋势。

另一方面，政策引导需要地区性地推进同种发电