中國儲能網(wǎng)訊：在世界主要電力大國中，全額保障性消納是我國獨有的可再生能源發(fā)展政策，也是世界范圍內(nèi)對可再生能源支持力度最大的全國性政策。消納到最后一度電是全額保障消納政策的目的，雖然在部分時段略有波動，業(yè)內(nèi)有按照95%控制的說法，但是總體的要求并沒有發(fā)生過變化。而隨著我國綠色用能的概念深入人心，尤其是可再生能源在裝機容量上成為主要電源，全額保障消納已經(jīng)到了必須過渡到經(jīng)濟性消納的時點。
01.全額保障性消納的“來時路”
本世紀初，可再生能源大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化興于歐洲，以德國為首的歐洲各國推出政府補貼政策，推動風電、光伏商業(yè)化發(fā)展。2005年我國出臺《可再生能源法》，明確了可再生能源的固定電價制度，2009年《可再生能源法》修正時增加了全額保障性收購制度。至此，我國可再生能源發(fā)展戰(zhàn)略與主要制度體系通過立法的形式得到確認，可再生能源固定電價制度和全額保障性收購制度并駕齊驅(qū)，以“保量保價”為主的模式支持萌芽的可再生能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展。2010年以來，我國可再生能源裝機容量大幅度增長。
2016年開始，我國全額保障性消納開始和市場化消納“雙軌并行”。從參與市場的交易方式看，可再生能源占比低的地區(qū)以“保量保價”收購為主，執(zhí)行批復電價，可再生能源占比較高的地區(qū)以“保障性消納+市場化交易”結合的方式消納，其中“保量競價”電量參與電力市場，由市場形成價格。2016年5月，國家發(fā)展改革委和國家能源局發(fā)布《關于做好風電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》（發(fā)改能源〔2016〕1150號），確定了部分省市的最低保障性收購電量，超出最低保障收購年利用小時數(shù)的部分應通過市場交易方式消納。2017年前后，為緩解棄風棄光，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《清潔能源消納行動計劃（2018—2020）》，定下了2020年平均風電、光伏發(fā)電、水能利用率95％的目標，這在某種程度上可視作有意識地開展合理利用率的探索。
2019年，國家能源局組織開展了《電網(wǎng)企業(yè)全額收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》（原電監(jiān)會25號令）修訂工作，形成了《電網(wǎng)企業(yè)全額保障性收購可再生能源電量監(jiān)管辦法（修訂）（征求意見稿）》，進一步明確了保障性收購電量的核定需要綜合考慮電力系統(tǒng)消納能力、安全和可再生能源資源條件，參考準許成本加合理收益，并根據(jù)可再生能源并網(wǎng)、產(chǎn)業(yè)發(fā)展和成本變化等情況適時進行調(diào)整。到2020年10月，財政部、國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合下發(fā)《關于〈關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見〉有關事項的補充通知》（財建〔2020〕426號），其中規(guī)定：已按規(guī)定核準（備案）、全部機組完成并網(wǎng)，同時經(jīng)審核納入補貼目錄的可再生能源發(fā)電項目，按合理利用小時數(shù)核定中央財政補貼額度。
進入“十四五”時期，2021年3月30日，國家能源局回應如何保障可再生能源消納問題時，提到“要科學制定可再生能源合理利用率目標”這一舉措，合理利用率也明確將進行“動態(tài)調(diào)整”。從“棄電量”“棄電率”到“利用率”，再到“合理利用小時”“合理利用率”，評估可再生能源消納的指標悄然變化。
復盤我國全額保障性消納政策近二十年的發(fā)展軌跡，可以窺見可再生能源的總量目標制度與時俱進，而這是由產(chǎn)業(yè)自身發(fā)展水平?jīng)Q定的。在全額保障性消納制度制定之初，從觀念上看，我國可再生能源發(fā)展初期在歐洲市場需求拉動下起步，國內(nèi)市場尚未被撬動，也沒有形成發(fā)展共識，需要培育觀念、鼓勵投資。從技術上看，當時我國可再生能源產(chǎn)業(yè)鏈處于原材料、市場、技術都依賴國外的階段。高成本是影響風光在國內(nèi)大規(guī)模應用的主要原因，2008年光伏發(fā)電初始投資在3.5萬元/千瓦左右，光伏發(fā)電成本在1.3到2.0元/千瓦時水平，無論是初始投資成本，還是發(fā)電成本，幾乎都是核電的兩倍，是煤電的3到4倍[1]。從體量上看，2009年我國光伏、風電裝機容量分別為15萬千瓦、1066萬千瓦[2]，占全國發(fā)電裝機容量8.74億千瓦的0.02%、1.22%[3]，彼時國內(nèi)電力供需矛盾突出且出現(xiàn)較大硬缺口，以發(fā)展基荷電源為主，可再生能源裝機規(guī)模尚小，用戶還能“背”得動，從燃煤發(fā)電等電源的調(diào)節(jié)能力和經(jīng)營情況來看也有余量支持可再生能源利用。
02.全額保障性消納在新階段的B面
站在新型電力系統(tǒng)建設這個起點上，設立全額保障消納政策的先決條件已經(jīng)全部消失，B面暴露得越來越明顯。
從觀念上看，隨著“雙碳”目標的持續(xù)推進，綠色低碳概念深入人心，可再生能源投資炙手可熱，綠色轉型的價值觀已經(jīng)足夠推動投資，不再需要優(yōu)惠政策激勵。2023年上半年，非化石能源發(fā)電投資2940億元，同比增長60.9%，占電源投資的比重達到88.6%。從技術上看，可再生能源技術已經(jīng)完全成熟。據(jù)行業(yè)協(xié)會統(tǒng)計，隨著光伏技術不斷創(chuàng)新與迭代，過去10年間中國光伏發(fā)電度電成本下降超過80%。中國光伏實現(xiàn)了從被“卡脖子”到全球領先的重大跨越。風電2009—2021年LCOE（平準化度電成本）下降了72%，年均下降10%；光伏下降了90%，年均下降18%。目前，可再生能源的生產(chǎn)成本已經(jīng)不足當初電價的零頭，可再生能源裝備制造業(yè)產(chǎn)量達到世界第一。從體量上看，以一個10年期為例，從2010年至2020年，我國的可再生能源裝機容量從2984萬千瓦猛增至53496萬千瓦，在電源結構上，以風光為主的可再生能源占比也由3.1%躍升至24.3%。截至2023年6月底，我國可再生能源裝機容量突破13億千瓦，歷史性超過煤電。其中，風電裝機3.89億千瓦，連續(xù)13年位居全球第一；光伏發(fā)電裝機4.7億千瓦，連續(xù)8年位居全球第一。
在全額保障消納之下，可再生能源的高速發(fā)展使矛盾逐漸凸顯。
一是電網(wǎng)接入費用快速上漲。由于可再生能源普遍具有能量密度低的特點，線路承載能量密度約為煤電的20%—50%，造成接入可再生能源的網(wǎng)絡投資效率大幅低于傳統(tǒng)電源。從實際接入成本看，可再生能源電站所需的接入及改造費用為同容量煤電廠的2—3倍，并且呈現(xiàn)持續(xù)上升趨勢。根據(jù)有關研究統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2020年全國新增接入成本由2011年的98.3億元增加至363.8億元。隨著遠程消納量的增長，特高壓直流通道建設量也快速增長，輸電成本增加，由此給終端電價帶來上漲壓力。
二是消納成本絕對值快速上升。可再生能源度電成本低，并不意味著利用成本低，平價上網(wǎng)并不意味著平價利用。可再生能源發(fā)電具有隨機性、波動性和間歇性的特點，高比例接入電力系統(tǒng)后增加了系統(tǒng)調(diào)節(jié)的負擔，造成傳統(tǒng)電源不僅要跟隨負荷變化，還要平衡可再生能源的出力波動，因此解決可再生能源消納問題的關鍵在于提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。隨著可再生能源規(guī)模越來越大，系統(tǒng)成本也越來越高。我國2011—2020年煤電機組平均負荷率由73.9%降低至66.4%，煤電機組低負荷運行增加的煤耗成本約179億元，反映到電力市場中就是系統(tǒng)的平衡成本。根據(jù)目前已連續(xù)運行的電力現(xiàn)貨市場數(shù)據(jù)測算，可再生能源實時均價較燃煤基準價度電下降0.0057—0.15元，這其實就是“中和”可再生能源擾動電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行的平衡成本。
與此同時，電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力已從冗余變?yōu)槌跃o，“十三五”期間，可再生能源裝機占比從11.3%提升至24.3%，提升了13個百分點；抽水蓄能、調(diào)峰氣電等傳統(tǒng)調(diào)節(jié)電源占比一直維持在6%左右，新增燃煤發(fā)電低速徘徊，且空間上分布不均。比較而言，歐美等國靈活電源比重較高，美國、西班牙靈活電源占比分別為49%、34%，靈活調(diào)節(jié)電源分別是可再生能源的8.5倍和1.5倍。因此，“十四五”初期，抽水蓄能、電化學儲能大批上馬，就是在煤電投資受阻情況下增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的措施，這些固定投資也是可再生能源高速發(fā)展為系統(tǒng)帶來的消納成本。
三是系統(tǒng)可靠性投資快速上升。由于可再生能源不能提供足夠的有效容量，支撐負荷高峰能力差，而且在年度負荷最高峰（夏季大負荷或冬季大負荷期間）時段，往往也是可再生能源出力最小的時段，部分地區(qū)曾出現(xiàn)過風電在該時段出力僅為銘牌出力千分之三的情況。為保證系統(tǒng)在年度負荷最高峰時段的可靠性，必須跟隨最大負荷投資有效容量占比高的傳統(tǒng)電源。歐盟主要國家極端最大負荷4.5億千瓦，但是相應保留了4.6億千瓦火電（燃氣和燃煤發(fā)電）和核電。2022年，德國、英國等國家能夠讓燃煤發(fā)電機組短期恢復運行以應對短時超高負荷，是因為這些機組并沒有處在關停狀態(tài)，并且通過容量市場保證這些機組在冷備用期間有足額收益，使其以可再生能源“UPS（不間斷電源）”的方式正常經(jīng)營。歐盟主要國家的做法就是電力系統(tǒng)發(fā)電有效容量跟隨負荷增長進行投資的典型案例。
我國由于天然氣儲量缺乏，國際進口天然氣在量價以及安全性方面均不如人意，所以燃煤發(fā)電在我國電力系統(tǒng)中的地位就等同于歐美的燃氣發(fā)電。因此，我國的燃煤發(fā)電容量增長跟隨的不應是我國電量需求的增長，而應是系統(tǒng)年度最大負荷的增長（即電力需求），這也就解釋了為什么在存量煤電電量生產(chǎn)能力能滿足2030年需要的情況下，我國還在新增煤電容量，就是為了滿足電力系統(tǒng)負荷的增長需求，特別是空調(diào)負荷的快速增長需求。今后衡量燃煤機組容量是否過剩的標志并不是利用小時的多少，而是其與系統(tǒng)年度最大負荷的比值是否合理。
四是裝備制造能力過熱風險加大。全額保障性消納不僅帶來可再生能源的高速增長，也是裝備制造能力高速增長的重要原因，因為全額保障性消納帶來了可再生能源的無風險盈利，間接帶來的就是裝備制造業(yè)的無風險盈利。從國內(nèi)來看，光伏產(chǎn)業(yè)上游擴張規(guī)模巨大，并且已經(jīng)出現(xiàn)了一些過熱的苗頭，各地配置可再生能源項目強制捆綁產(chǎn)業(yè)也加速了亂象發(fā)生。2023年年底全行業(yè)將形成超過700吉瓦的產(chǎn)能，且仍有新增產(chǎn)能規(guī)劃，2024年年底行業(yè)產(chǎn)能規(guī)模預計將達到1000吉瓦，而2023年全球光伏新增裝機需求只在350吉瓦至400吉瓦之間。
諸多研究表明，隨著可再生能源比重與日俱增，需要綜合考慮可再生能源的消納成本和消納效益，電力系統(tǒng)規(guī)劃中100%消納可再生能源不一定是最經(jīng)濟的選擇。以某風力發(fā)電廠年出力占比為例，該電廠全年出力超過70%的概率僅為7%左右，超過70%部分的電量僅占全年發(fā)電量的2.7%。為了消納這2.7%且持續(xù)時間并不長的電量需要投入大量的靈活性電源或者新增大量電網(wǎng)投資，這些都不是“免費的午餐”[4]。而可再生能源棄電也并非毫無意義，在歐洲等成熟電力市場中，可再生能源棄電被認為是一種和需求側響應類似的輔助服務，通過向電網(wǎng)提供“下調(diào)”服務從而保障安全。
在“2020全球能源互聯(lián)網(wǎng)（亞洲）大會”上，中國工程院院士郭劍波圍繞高比例可再生能源電力系統(tǒng)的挑戰(zhàn)專題發(fā)表演講，他指出，可再生能源尖峰出力功率大、電量小，保證尖峰出力消納需要調(diào)動巨大的靈活性資源。未來高比例可再生能源電力系統(tǒng)中，保證尖峰出力的全額消納代價大。2018年8月20日4:00，新疆電網(wǎng)風電可用出力突增至890.5萬千瓦（占風電裝機容量的46%），持續(xù)時間5分鐘，累積電量74萬千瓦時，僅占全天風電發(fā)電量的3.3%。《電網(wǎng)技術》期刊上一篇由國家電網(wǎng)公司調(diào)控中心、中國電科院相關專家撰寫的學術論文提議，將火電靈活性改造、棄風棄光等成本都納入環(huán)境成本，并基于環(huán)境成本計算可再生能源合理利用率。電規(guī)總院高雷等人也以新疆2020年的可再生能源消納為例，從全社會購電成本的角度計算可再生能源合理利用率，并認為適度的棄風棄光有利于降低系統(tǒng)消納可再生能源的成本，實現(xiàn)全社會成本最小化。
國家能源局就《清潔能源消納行動計劃（2018—2020年）》答記者問時表示，長期以來，我國清潔能源發(fā)展一直以“棄電”的高低作為評價標準，但“棄電量”“棄電率”的說法只關注清潔能源電力的未利用部分，忽視了整個能源和電力系統(tǒng)為消納清潔能源付出的努力和成本，易引起社會各界的誤解。從整個能源系統(tǒng)經(jīng)濟性和全社會用電成本的角度，結合電力系統(tǒng)自身的特性來看，清潔能源消納存在一個經(jīng)濟合理的消納率范圍，如果片面地追求百分之百消納，將極大提高系統(tǒng)的備用成本，限制電力系統(tǒng)可承載的可再生能源規(guī)模，反而會制約可再生能源發(fā)展，因此設定合理的消納率遠優(yōu)于保證可再生能源百分之百完全消納。
03.經(jīng)濟性消納的基本概念與制度設計
2023年7月11日，中央深改委會議審議通過《關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統(tǒng)的指導意見》，強調(diào)要深化電力體制改革，加快構建清潔低碳、安全充裕、經(jīng)濟高效、供需協(xié)同、靈活智能的新型電力系統(tǒng)，更好推動能源生產(chǎn)和消費革命，保障國家能源安全。可再生能源消納利用是一個涉及電源、電網(wǎng)以及用電負荷的系統(tǒng)性問題，如果說調(diào)節(jié)資源建設、電網(wǎng)新技術發(fā)展構成新型電力系統(tǒng)建設需要的“硬件”部分，那么深化電力體制改革、推進還原電力商品屬性，則組成了新型電力系統(tǒng)建設需要的“軟件”部分，是銜接系統(tǒng)發(fā)展與成本的最佳機制。深化電力體制改革是實現(xiàn)新型電力系統(tǒng)的充要條件，而作為新型電力系統(tǒng)的重要組成部分，包括可再生能源在內(nèi)的所有電源都應服從經(jīng)濟規(guī)律。因此，可再生能源消納率問題需要放到市場化的背景下進行討論。經(jīng)濟性消納就是可再生的系統(tǒng)消納成本不能高于其在市場中的價值，這是測算合理消納率的基礎。經(jīng)濟性消納是從全社會綜合用能成本的角度出發(fā)，確定既滿足社會經(jīng)濟和清潔能源發(fā)展需求，又滿足電力系統(tǒng)經(jīng)濟、安全運行要求的可再生能源合理消納水平。同時，經(jīng)濟性消納是國際上主要經(jīng)濟體，特別是電力市場化國家和地區(qū)普遍采用的消納機制。
（1）科學確定和使用合理消納率
首先確定消納成本的覆蓋范圍。設計經(jīng)濟性消納機制初期只需要考慮直接消納成本，不考慮調(diào)節(jié)電源的容量電價和電網(wǎng)投資效率下降帶來的輸配電價上升部分，僅覆蓋運行過程中產(chǎn)生的系統(tǒng)成本，也就是淺消納成本。主要原因是深消納成本涉及科目較多，相對復雜，并且電源投資和電網(wǎng)投資效率下降數(shù)據(jù)通常為統(tǒng)計數(shù)據(jù)，難于實時計算其變化情況，而可再生能源經(jīng)濟消納機制中，消納成本和同時段市場價值的比較是即時的數(shù)據(jù)比較，需要比較后做出繼續(xù)消納還是停止消納的決策，兩者在時間上無法對應。
其次設定經(jīng)濟性消納的邊界條件。建設了現(xiàn)貨市場機制的地區(qū)和其他地區(qū)經(jīng)濟性消納的機制設計總體思想相同，但是具體操作有所不同。
對于非現(xiàn)貨市場地區(qū)，凈負荷曲線（負荷側曲線+外送電曲線-外受電曲線-不可控電源）的谷段是整個系統(tǒng)運行最艱難的時段，也是可再生能源消納成本最高的時段。此時，調(diào)峰的價格就是可再生能源的消納成本，每出現(xiàn)一度的調(diào)峰電量，就可以多消納一度可再生能源。為保證消納成本不高于可再生能源的市場交易價格，即調(diào)峰市場價格出清達到上限價，應意味著此時消納成本已經(jīng)等于或大于可再生能源可能獲得的市場交易價格，因此調(diào)峰的上限價應當設置為燃煤發(fā)電市場交易價的國家限價（目前為1.2倍的基準價）。當調(diào)峰市場出清價格達到上限，應允許可再生能源以放棄上網(wǎng)電量的方式獲得調(diào)峰費用，此時調(diào)度機構壓低可再生能源出力直至調(diào)峰價格低于上限價為止，就是在執(zhí)行可再生能源經(jīng)濟性消納。
對于現(xiàn)貨市場實際運行的地區(qū)，調(diào)峰市場已由電力現(xiàn)貨市場替代，由供需形成市場價格，不能簡單運用上述辦法，需要采用合理設置下限價的方法。由于可再生能源大發(fā)會壓低現(xiàn)貨市場價格，調(diào)節(jié)機組會通過采購低價可再生能源電量代替自身發(fā)電的方式獲得調(diào)節(jié)收益并為可再生能源留出消納空間，直到價格降低到可再生能源的真實變動成本以下，因此合理的下限價格應當為“可再生能源的平均變動成本-補貼-綠證收益”（即可再生能源實際的真實變動成本，低于此價格可再生能源發(fā)電會產(chǎn)生虧損），通常為負值。換言之，出現(xiàn)負電價就意味著這個時段的可再生能源已經(jīng)供大于求，也可理解為可再生能源自己在支付增量的消納成本。以山東為例，2023年5月1日20時至2日17時，山東電力實時市場出現(xiàn)了連續(xù)21小時的負電價。其實電力市場中出現(xiàn)負電價是非常正常的現(xiàn)象，電力市場限價的目的是為了促進競爭和保護用戶，電力現(xiàn)貨市場在進行變動成本競爭時，下限價設置為負值的目的是為了實現(xiàn)變動成本為負值的機組電量能夠發(fā)揮低成本優(yōu)勢優(yōu)先成交，即“以價換量”。負電價釋放了明顯信號，“供大于求=威脅系統(tǒng)平衡”，可再生能源在為消納成本和安全成本付費。所以，出現(xiàn)負電價并不是市場失靈或市場設計出了問題，而是市場機制在發(fā)揮促進可再生能源盡可能消納的作用，接受負電價意味著新能源在為增量發(fā)電造成的系統(tǒng)消納成本買單。當然，也可以高于“可再生能源的平均變動成本-補貼-綠證收益”設置下限價，這種設置就意味著設計者認為市場最大承擔的安全和消納成本的極限時刻更容易達到，比如下限價設置到4分/度，那么調(diào)度機構壓減可再生能源的價格閾值也相應上升，更早開始進行棄風棄光。這就是市場設計激勵相容的原理，可再生能源企業(yè)要考慮以價換量、量價均衡的點到底應該設置在哪里。
最后計算合理消納率。調(diào)度機構根據(jù)邊界條件（調(diào)峰市場達到上限價格時長和現(xiàn)貨市場達到下限價格時長），每年用系統(tǒng)進行仿真計算可再生能源的合理消納量，合理消納量與可再生能源的預測生產(chǎn)電量比值即為次年的合理消納率，使用其作為調(diào)度的考核指標會更為科學。同時，合理消納率還具有指導規(guī)劃作用，當合理消納率已經(jīng)降到了影響可再生能源行業(yè)平均合理收益的程度，這就說明可再生能源規(guī)模已經(jīng)超過系統(tǒng)承受能力，就需要將可再生能源的發(fā)展速度降下來，同時考慮投資具有經(jīng)濟性的調(diào)節(jié)電源，等到系統(tǒng)又具備條件且市場價格回到合理水平再次推動可再生能源提升發(fā)展速度，形成循環(huán)促進行業(yè)健康發(fā)展。
（2）制定過渡期的配套政策
經(jīng)濟性消納不等于犧牲可再生能源利益。對于過渡期應當設置配套政策，監(jiān)測經(jīng)濟性消納機制下存量可再生能源的收益水平是否能夠達到發(fā)電行業(yè)平均合理回報率。經(jīng)濟性消納很可能造成棄風棄光率的上升，在一定時段還可能造成部分可再生能源收益達不到合理收益。IRR（內(nèi)部收益率，Internalrateofreturn）是指在考慮資金時間價值的情況下，項目投資在未來產(chǎn)生的現(xiàn)金流現(xiàn)值剛好等于投資成本時的收益率，換言之，內(nèi)部收益率是投資項目最低應達到的收益率。可再生能源也是工業(yè)經(jīng)濟的一部分，年收益應該圍繞工業(yè)平均收益率上下波動。當前，燃煤發(fā)電IRR超過10%，很多發(fā)電企業(yè)才會進行投資，而可再生能源項目達到6.5%就會考慮投資，說明投資可再生能源的風險更小，更易達到盈虧平衡。監(jiān)測可再生能源在經(jīng)濟性消納機制下的收益率，并不意味著需要保證每年的收益率，能源項目投資采用全生命周期的回收，市場價格也是周期性波動的，在20年的全生命周期期間市場價格必然會出現(xiàn)波動，所以一時的收益率下降并不需要觸發(fā)配套政策。某些地區(qū)由于規(guī)劃導致可再生能源發(fā)展速度過快，超過系統(tǒng)承受能力或社會經(jīng)濟電價承受能力，地方政府有義務在場外用政府授權差價合約給可再生能源保價，盈虧由工商業(yè)用戶承擔，目的是提高可再生能源合理消納率以內(nèi)的度電收益，保證可再生能源能夠存續(xù)所需要的收益率。
經(jīng)濟規(guī)律與自然規(guī)律一樣具有客觀性，且不以人的意志為轉移。規(guī)劃可再生能源合理消納率與國家提出的鼓勵可再生能源發(fā)電并網(wǎng)的保障政策是相輔相成、相互接續(xù)的。換言之，加大可再生能源電力消納工作已經(jīng)到了服從電力系統(tǒng)的安全、經(jīng)濟、穩(wěn)定運行約束的階段。黨的二十大報告提出“堅持社會主義市場經(jīng)濟改革方向”“構建高水平社會主義市場經(jīng)濟體制”。貫徹落實黨的二十大精神，必須持續(xù)推進市場化改革，構建高水平社會主義市場經(jīng)濟體制，進一步激發(fā)市場活力和發(fā)展動力，所以指令性的全額保障性消納應該盡快轉向基于市場交易的經(jīng)濟性消納機制。在構建高水平社會主義市場經(jīng)濟體制過程中，應充分考慮系統(tǒng)整體安全性和經(jīng)濟性，可再生能源的發(fā)展速度不是越快越好，應受到人民對美好生活向往的前提條件制約，健康、協(xié)同的發(fā)展才是真的好，需要主管部門按照經(jīng)濟性原則確定消納范圍，研究系統(tǒng)規(guī)劃方案，以更低成本、在更合理范圍內(nèi)促進可再生能源的消納利用。
