彭跃辉
（华北电力大学 新能源电力系统国家重点实验室，北京 102206）
在双碳目标的驱动下我国能源结构将发生根本性转变。在能源供给侧，大力发展以风光为代表的新能源将成为未来能源电力的发展趋势；
在能源消费侧，我国将实现“清洁”和“电能”替代。预计到2060年，清洁能源在我国能源消费中的占比将由目前的16%提升为超过80%[1]，清洁能源将代替传统的化石能源成为主要的能源消费形式。
随着能源电力加速向清洁低碳转型，我国能源转型将面临以下三方面“不匹配”的难题：（1）新能源生产侧资源禀赋与能源消费侧分布的不匹配，造成了净负荷曲线特性的差异，系统需要有容量充裕性以满足能源消费侧日益增长的电力需求；
（2）新能源生产侧的波动性与能源消费侧用户负荷特征的不匹配，系统需要有足够的调节能力以保障电力实时供需平衡；
（3）新能源电源建设与电网规划的不匹配，风光资源禀赋与负荷中心的不匹配，系统需要有足够的外送能力以保障新能源的高效利用。综上所述，如何解决上述新能源发展所导致的“不匹配问题”，提升新能源消纳能力，促进电力系统的低碳高效运行将是一个长期的课题，也是推动我国能源高效转型的重要举措。
从国家能源局近期公布的数据来看，2022年上半年我国风电和光伏并网消纳的比例分别高达95.8%和97.7%。但需要注意的是，在新能源渗透率较高的省份新能源弃电情况依然非常严峻，其中蒙西地区弃风率和青海的弃光率均超过10%[2]。不仅如此，可以预见的是“十四五”期间新能源增长动力依然强劲，预计到2025年新能源装机较2021年将翻一番以上[3]。随着新能源装机占比越来越高，如何转变发展观念是我国新能源高质量发展面临的难题之一。当前，新能源利用率水平已经成为约束新能源发展的重要指标，各省迥然不同的电源结构、负荷特性和调节能力若一味以新能源全额消纳或较高的新能源利用率水平为目标，势必将付出高昂的经济代价。特别是在电力市场化改革的大背景下，这样的做法不仅缺乏经济性，也不利于电力系统资源优化配置和安全稳定运行。在此背景下，有学者提出新能源“经济弃电”的概念，强调在一定限度内允许新能源主动弃电，即通过对比新能源消纳所产生的效益和成本，量化分析得出不同地区新能源利用率最优水平，避免某些尖峰时刻新能源消纳所带来的高昂成本。在此基础上可进一步确定该地区新能源最合理的利用率水平以及相应的新增规模和关键影响因素，从而推动新能源高质量发展，保障新型电力系统的低碳安全运行。
针对如何提高系统新能源消纳能力的问题，国内外学者主要从不同灵活性措施对新能源消纳的促进作用和不同灵活性资源的优化规划方法等方面展开研究。张富强等[4]采用精细化小时级的时序生产模拟模型量化评估了火电灵活性改造，需求侧响应等提升风电消纳水平的系统灵活性措施经济性；
杨策等[5]提出了电力系统容量分布概率模型，并在基础上考虑新能源合理弃电的系统灵活性评价方法；
程瑜等[6]针对新能源汇集外送场景，提出了面向新能源消纳的灵活性资源与电网协同规划方法，其中采用了风电度量指标以量化新能源外送不确定性对规划方案的影响。整体来看，现有的研究更多关注于如何通过不同的技术手段提升新能源利用率以及在不同新能源渗透率下灵活性资源的优化配置策略，而未有从系统层面权衡如何确定新能源的合理利用率，从而保证能源转型的经济性。
为此，本文围绕双碳目标下新能源合理利用率形势分析及政策建议，讨论了双碳目标下新能源合理利用率的概念和特征，从系统层面梳理当前我国能源转型中制约新能源消纳的关键影响要素；
同时考虑我国当前电力市场化改革，针对性提出双碳目标下新能源合理利用率形势分析及政策建议，以期为我国新能源产业健康、有序发展提供科学参考。
早在2011年，已有研究指出，“合理弃用”能够避免高峰时刻的超额成本，此后在新能源高度发展的近十年，新能源合理利用率的概念和特征被国内外专家逐渐明确。德国指出如果保障本国新能源整体被消纳的话，海上风电所需的成本将会提升30%[7]；
美国加州独立系统运营商（CAISO）将经济弃电作为一大类弃电方式单独提及，保证了“经济弃电”和阻塞弃电、调峰弃电相同的重要地位，同时不再作为电网规划的约束条件；
我国国家能源局电力司曾表示：“从整个能源系统经济性的角度，结合电力系统自身的特性，清洁能源消纳存在一个经济合理的利用率范围，片面追求完全消纳，将极大提高系统的备用成本，限制电力系统可承载的新能源规模，反而制约了新能源发展[8]。”
新能源合理利用率强调新能源高质量发展，即不再一味地追求新能源利用率的高完成指标，追求新能源发展的精细化，保证每台新能源机组的新能源发电都是考虑放弃大规模提升系统成本下合理进行。当前正处于“十四五”规划关键阶段，新能源利用率发展的方向与目标将影响电力系统整体发展。若“十四五”继续维持国家电网设置的95%利用率目标[9]，则需要研究电力系统可接纳的新能源规模和对应消纳措施的经济性，否则会付出大量经济代价。若“十四五”可适当放宽利用率目标约束，需研究不同利用率下全社会电力供应成本变化趋势，评估各地区最合理利用率水平，从而推动新能源高质量发展。新能源合理利用率与新能源电量渗透率相关，各省应因地制宜设定利用率管控目标。新能源电量渗透率较高、灵活资源和断面受限地区可适当放宽要求。
目前认可度较高的一种说法是，将新能源合理利用率定义为使全社会电力供应成本最低的新能源利用率水平。根据分析得知，新能源的发展规模将随新能源利用率的控制目标降低而逐渐增加，电力供应成本将会按照利用率的降低呈现先下降再上升的变化规律，变化曲线的下降极点对应的新能源利用率就是经济型最优、电力供应成本最小的新能源合理利用率。
如前所述，新能源合理利用率强调在系统的机组发展规划下选择合适的提升方法后使全社会电力供应成本最低的新能源利用率水平。根据目前新能源发展形势来看，新能源利用率的提升在电力系统的电源侧、电网侧和储能侧均有一定的提升方法。在电源侧，选择对存量煤电进行灵活性改造，通过增加传统机组的灵活性使新能源机组有一定的消纳空间，促使新能源消纳；
在电网侧，设置新能源电量跨省跨区域转移通道，打破省份之间的电力壁垒，将新能源发电量从较为丰富的区域转移至负荷需求大的区域，实现新能源空间上的转移利用；
在储能侧，建设能量存储设备，将发电充裕时段的新能源电量存储起来，在负荷高峰时段进行释放利用，实现新能源时间上的转移利用。
在“双碳”目标的驱动下，未来一方面要大力开发新能源，实现新型电力系统的低碳运行，另一方面，系统需要有足够的调节性资源，保障电力系统的安全运行。随着新能源对传统煤电机组的进一步替代，如何引导新能源的高效利用已成为我国能源转型目标实现和保障电力系统低碳安全运行的关键所在。受限于电力系统的运行特性，系统需要维持任一时空交叉点的电力供需平衡，在以煤电为主的电力系统中具有足够调节能力，传统发电机组能够很好的匹配负荷出力。与安全、稳定和可控制的煤炭发电系统相比，高比例新能源发电系统具有强大的波动性和随机性[10]。因此，高比例的新能源可能无法保证电源的安全性和稳定性，当用电负荷发生变化时，新能源发电几乎不可能及时可靠地跟上负荷变化，导致系统电力供应与电量需求出现分化。
随着新能源比例的不断提高，电力供需平衡将逐步呈现以下几方面“不匹配”难题。第一，新能源能量密度低、稳定性差，其发电具有波动性、间歇性和反向调峰的特点。也就是说，当系统需要电力时，新能源发电出力水平偏低，而当系统需要减少发电量时，又往往是大量新能源发电的时期，这使系统调峰矛盾更加严重，即所谓的“弃电”时段[11]。第二，我国电力资源和需求分布不平衡，电力供需也存在局部不平衡。我国能源资源的分布与需求之间存在逆向分布和结构性矛盾。东部沿海地区的电力需求量很大，但新能源资源相对稀缺。新能源发电富裕区域对电力的需求较小，但新能源资源相对丰富。从地理上看，华南和华东地区是中国电力需求最强的地区，但其电力资源相当稀缺，而西北等多个省份面临输电困难，从而造成“东部缺电、西部窝电”的问题[12]。第三，我国新能源出力仍存在季节性出力不平衡的问题，我国夏季用电高位运行，其他季节较为平稳。这是因为全球气候整体变暖导致的，新能源出力的不稳定不能满足夏季负荷的高要求。
因此，新能源合理利用提升方法的本质在于以下两点：1）解决新能源高比例接入所带来的供需不匹配问题，也就是说供需平衡，即净负荷曲线的平衡；
2）解决新能源对传统煤电机组替代下所导致的辅助服务需求增加，系统灵活性资源需求大幅度增加，据测算，未来十年全球储能需求将增长近9倍。本文所考虑的新能源的合理利用方法主要围绕着保证供需平衡和系统的安全稳定需求而展开，分为存量煤电灵活性改造、能量存储设备、新能源外送转移通道、提供辅助服务资源的充裕性四个主要方法。
（一） 存量煤电灵活性改造
新能源机组仅能实现对煤电机组的电量替代，而无法完成容量侧面的替代。随着以太阳能和风能为代表的间歇性新能源发电比例的逐步提高，以及其运行模式的多样化和分散性，未来对新能源系统灵活性的需求将急剧增加。在大规模储能未成熟发展的新型电力系统转型期，煤电机组的灵活性将成为增加系统灵活性的关键。
国家发改委、国家能源局2021年下发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（下称《通知》），要求进一步提升煤电机组清洁高效灵活性水平，促进电力行业清洁低碳转型，助力全国碳达峰、碳中和目标如期实现[13]。《通知》提出，存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000—4000万千瓦，促进清洁能源消纳。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。严格控制新增煤电项目，新建机组煤耗标准达到国际先进水平，有序淘汰煤电落后产能，加快现役机组节能升级和灵活性改造，积极推进供热改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。严控跨区外送可再生能源电力配套煤电规模，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。
煤电灵活性改造是由电力系统面临的新形势、新挑战决定的。通过增加传统机组的灵活性降低煤电机组的出力下限，使新能源机组有一定的消纳空间来进行新能源的合理消纳。煤电机组正逐步由提供电力、电量的主体性电源，向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变。降碳目标下，大规模风电、光伏发电并网，电力系统调峰压力与日俱增，但国内灵活调节电源不足3%，电力系统的灵活性不足成为新能源消纳的现实难题。将煤电灵活性改造与其他灵活性提升方法进行技术结合，协同发展从而实现煤电机组的转型。
（二） 能量存储设备
为了保证新型电力系统时间尺度上的灵活性，将能量存储设备贯穿电力系统全环节，将电力系统点平衡扩展为面平衡，弥补新能源发电在时间上的反调峰特性。相较传统电源调节手段，能量存储设备技术的比较优势明显，能更为有效地满足因新能源大规模接入和用能方式升级带来的系统平衡新需求，促进新能源的合理利用[14]。
灵活的电力系统应在所有时间尺度上经济、高效、可靠。主要包括如下特征：满足峰值负荷和峰值净负荷，避免负荷损失；
始终保持供需平衡，确保提供足够的出力调节能力、快速启动能力以及在低净负荷下运行的能力；
具有足够的存储容量以平衡高VRE发电时段和高需求但低VRE发电的时段；
整合发电以调整需求应对供应短缺或电力过剩的时段；
通过始终保持足够的储备供应，以减轻电力系统失稳；
在精心设计的市场下运营，其灵活性不受市场不足的影响。
满足电力系统时间尺度上的灵活性，发展能量存储设备不可或缺。传统煤电机组往往建设周期长、站址资源受限，进行频率调节时存在延迟和偏差，在负荷低谷调峰时只能压低技术出力、不具备“填谷”能力，为适应大规模新能源接入，需让出电量空间为新能源调峰做准备，导致煤电机组利用率下降、爬坡启停频繁，进而导致设备寿命降低。相较而言，新型的能量存储设备建设周期短，布置灵活，能够实现精准控制和稳定输出，调节响应时间短，充电和放电过程可分别表现为负荷和电源，同时具备“顶峰”和“填谷”能力，很好的弥补了新能源出力不稳定的问题。当电网中分布式能源的总出力大于负荷需求时，能量存储系统可以对富余的能量进行储存，避免能量的浪费；
当中分布式能源的总出力小于负荷需求时，能量存储系统可将储存的能量释放出来，消除或改善能量短缺的状况，提高微电网的供电能力，起到系统调峰的作用。新能源在不断的存储和释放阶段被合理消纳，提升了合理利用率。
（三） 外送通道
我国地域广阔，不同区域资源禀赋具有明显差异，风、光等新能源资源有着明显的不平衡现象，超过80%的新能源资源分布在我国的西北地区，而近70%的电力负荷集中在东部沿海区域。电源侧和负荷侧的中心在空间上具有很大的跨度。西北地区的新能源出力受限于输送水平，无法大规模输送至负荷中心。发展转移通道核心技术，稳步提升输电通道输送可再生能源电量比重，确保电源基地送电可持续性。统筹优化近期开发外送转移通道，提升外送通道能力，是提升新能源合理利用的手段之一。
“十四五”期间，国家电网已建跨区输电通道逐步实现满送，提升输电能力3527万千瓦。预计到2025年，跨省跨区输电能力达到3.0亿千瓦，输送清洁能源占比达到50%。2030年，跨省跨区输电能力将提升到3.5亿千瓦。随着跨省区输电通道建设的全面提速，产业链公司将迎来机遇。在跨省跨区输电通道建设方面，结合“十四五”电力发展规划的编制工作，积极支持依托存量输电通道配套建设水电、风电、光伏基地，进一步提升输电通道输送效率，促进可再生由资源富集地区向负荷中心输送及消纳。同时，结合送受端资源禀赋和电力供需形势，在“十四五”新规划建设跨省跨区输电通道，支持可再生发展。
跨省特高压送出通道投资规模大、建设周期较长，目前我国已建成特高压通道21条，然而，其中新能源可用通道仅8条。建设新能源外送转移通道是“十四五”期间各个区域互联的必要措施，将西北地区充足的新能源发电量经输送到东部沿海地区的高负荷需求地区，既满足了高负荷需求，也可以将发电剩余的新能源消纳，从而提升新能源的合理利用水平。
（四） 提供辅助服务资源的充裕性
电力辅助服务是保证发电企业、电网企业和用户在正常生产、输送和使用电力的同时，为维持电力系统安全稳定运行而提供的服务。以前辅助服务主要由发电机组提供，随着可再生能源并网规模的不断扩大，系统惯量降低，缺乏时段耦合灵活调节能力，对辅助服务的需求也急剧增加，保证辅助服务资源的充裕性可以确保电力系统的安全稳定并且使新能源机组获得一定的收益。
首先辅助服务资源可以参与电网系统级调峰，实现共享。省间电力调峰互济将有效解决新能源消纳压力，我国电力跨省调峰支援响应能力将得到进一步提升。各地区之间启动一体化电力调峰辅助服务有利于两地资源优势互补，保障两地电力供应，拓展清洁能源消纳空间。
其次，辅助服务资源可以参与电力系统快速调频。高比例新能源并网将导致系统频率的波动更加剧烈，辅助服务资源的快速响应特性满足了快速调频的需要，对于建立调频辅助服务市场的地区，新能源与辅助服务资源联合调频也将成为增加收益的重要渠道。
再次，辅助服务资源可以参与现货市场。目前我国八个现货试点省份已经全部进入试运行，随着现货市场的成熟运行，电力电量的商品属性逐步体现，新能源发电边际成本为零，与辅助服务资源进行匹配可根据价格信号灵活充放电获取更高的电量收益，新能源的消纳成本被合理疏导，实现新能源的合理利用。
（一） 现有的新能源支撑政策难以反应区域差异性
当前的新能源支撑政策主要可分为两大类，如表1所示，其核心思想均为通过市场交易的方式或保障性收购的政策以补偿新能源的环境价值，从而起到激励新能源投资的目的。
表1 典型新能源支撑政策
尽管上述的激励机制在一定时期内能够解决新能源较高投资成本的问题，促进新能源装机容量的快速增长，但从系统安全运行的角度看，无论是采用优化调度的方式，或是基于发电/装机容量的补贴机制，都忽略不同地区新能源本身投资价值的差异性，受限于不同地区电源结构、负荷特性、灵活性资源充裕性等外部性条件的差异性，不同地区消纳新能源的难易程度本身是不同的，一味地以新能源装机容量增长为目标将导致额外的公共成本和资源配置效率的降低。在部分新能源政策实施中，政策制定者在一定程度上考虑了不同地区资源禀赋的差异性，例如将我们划分为多个风光资源区，不同资源区采用差异性的上网电价，但整体来看，这些激励政策的核心仍然在于更多的风光装机容量和更多的风光出力，而忽略了电力系统消纳这些风光所付出的成本。
从系统低碳运行的角度看，电力系统碳减排的本质在于新能源对不同碳排放强度传统机组的替代，而不同地区电力系统碳排放特性不同，例如一些地区的新能源资源恰好在边际机组碳强度较高时刻较为充沛，那么这些地区的新能源的碳减排能力就较强。这一特点也造成了单位新能源发电在不同地区的协同减排能力存在着巨大差异，即在不同地区同样规模的新能源投资会产生完全不同的碳减排效果。而当前的新能源支撑政策大多仅关注于其环境价值，而忽略了区域本身的异质性，特别消纳新能源的难易程度和其对应的碳减排潜力。
（二） 灵活性资源缺乏有效的成本疏导机制
新能源对传统煤电的替代只实现了电量的替代，为应对新能源的随机波动性，电力系统消纳新能源需要付出大量的额外成本配置充足的调节资源，不仅如此，一直以来同步发电机为主的传统电力系统，转动惯量供应充足，此时的转动惯量可认为是同步发电机保障电力供需平衡时所提供的“附属品”。随着新能源比例的持续提高，这些新能源发电不具有惯性或仅有弱惯性，系统转动惯量也将逐步成为稀缺资源。新能源产业的健康有序发展一方面要补偿新能源碳减排特性的正外部性价值，更重要的是需要揭示灵活性资源的价值，实现灵活性资源成本的合理疏导。
然而就目前来看，我国电力现货市场正处于建设初期，仅统筹了电力电量平衡，辅助服务市场的不完善使得储能等灵活性资源保障没有得到回报，长期成本难以得到有效补偿，未来随着可再生能源比例的进一步提高，系统灵活性资源不足的问题将凸显，最终，灵活性资源成本疏导机制的缺失终将会影响新能源的消纳，进而影响新型电力系统的低碳安全运行。
（三） 跨区市场机制建设不足
跨区市场机制的核心在于实现资源在更大空间范围内的优化配置，从而保障新型电力系统的低碳安全运行。特别是随着新能源比例的进一步提高，我们新能源资源与负荷中心的逆向分布特性将进一步彰显跨区市场机制建设的重要意义。2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），旨在优化电力市场总体设计，逐步建设全国统一电力市场体系。
但就目前来看，一直以来我们电力市场化改革以省为实体，不同省区市场规则与制度存在差异性，跨省跨区交易存在贸易壁垒，当前的跨区交易主要扔停留在解决余缺的层面上，出于对本地企业的保护，各省区参与跨省跨区交易积极性不高，从价值分配的角度来看，当前的跨区交易所涉及的上网电价，输配电网等价格均由政府核定，新能源跨区传输所带来的碳减排效益未能得到保障。与此同时，当前的跨区市场机制未来有效计及送受端电力供需形势动态变化特性，缺乏有效的信息互通和协调将导致交易电价“倒挂”的现象，部分跨区交易中存在送端省份以较低的电价保障受端省份的用电经济性，但在省内交易中采用抬高报价的策略以弥补自身的收益水平，这种送受端电价的“倒挂”现象是违背跨区市场机制建设的初衷的。
（一） 建立反映新能源投资价值时空差异性的激励机制
未来应充分考虑不同地区资源禀赋，用电特性，外送能力，市场化进程等方面的差异性，逐步建立反映新能源投资价值时空差异性的激励机制或招投标制度，从而实现资源的最优配置。目前的新能源支撑政策大多是源于“总量控制”层面的粗放式激励，随着新能源占比的不断提高，此类政策将不可避免的导致价值扭曲和激励失效等问题。在当前可再生能源电力消纳责任权重的基础上，未来可进一步细化不同地区新能源投资价值的量化方法，以充分反映新能源所带来的环境正外部性和相应需要付出的系统调节成本。
（二） 煤电与新能源融合发展
目前我国煤电的装机和容量占比超过50%，协同煤电与新能源的运行特性，实现两者的融合发展是保障未来新能源电力系统低碳安全运行的必要条件。传统以煤电为主的电力规划，满足负荷高峰时期电力平衡即保证了系统充裕性，随着新能源比例提升，新型电力系统面临保供电源充裕性、调节电源充裕性、惯量资源充裕性等新的资源充裕性问题。从煤电的角度来看，一方面需要推动煤电机组的灵活性改造，不断提高燃煤效率，保障新型电力系统的灵活调节能力；
另一方面形成合理有序的退出机制， 在极端天气下仍然需要承担保供电源的角色。从新能源的角度看，新能源对煤电仅能实现电能量的替代，需要探索新能源出力预测技术和主动支撑技术，适应新型电力系统建设需求，解决新能源消纳的难题。总体而言，为切实保障双碳目标的有效推进，需要统筹煤电与新能源深度融合发展，在新能源比例不断提高的背景下保障各地区极端场景下供电可靠性，促进能源系统的低碳安全转型。
（三） 建立多交易品种和多种资源类型的辅助服务市场机制
技术的有效性需要合理的市场机制作为支撑，未来随着电力市场化改革的推进，应尽快建立涵盖多交易品种和多种资源类型的辅助服务市场机制。我们目前各省区电力市场主要以调峰和调频辅助服务市场为主，但仍然是基于固定的价格补偿，缺少相应的市场价格形成机制，且难以反映不同地区消纳新能源所付出额外成本的差异性，无法揭示不同地区新能源差异性的投资价值。因此，建议根据不同地区资源禀赋，电源结构、用电特性等方面的差异性，涵盖多交易品种和多种资源类型的辅助服务市场机制，形成适应本地区特点的新能源发展路径。
（四） 考虑动态成本变化的新能源跨区交易机制
合理有效的跨区交易机制是实现资源最优化配置，促进全国统一电力市场构建的关键所在。动态成本变化一方面应当考虑送受端省份实际的市场供需特征，以及新能源发电在跨区交易中的环境价值，以此形成合理的跨区交易定价机制；
另一方面，在具体实施过程中还应当注意到新能源跨区交易对社会福利分配的影响，在市场化初期可依托政府协议设计合理的收益再分配机制，以最大限度降低跨区市场建设的政策阻力，未来随着市场化程度的提高，政府协议可用市场交易逐步代替，推动省内和省间两级市场的高效协同。
（五） 引导电碳耦合市场有序发展
“双碳”目标推动下，碳市场和电力市场呈现相互交叉、相互影响、相辅相成的耦合发展态势,在全国统一电力市场和全国碳市场建设之际，协调电碳耦合市场发展对于保障新能源的环境价值具有重要意义。目前来看，电力市场和碳市场单独运行，但在业务领域市场主体、交易产品等方面紧密耦合，碳排放配额、碳税、可再生能源消纳责任权重都是按主体、按行政区域划分，而碳排放权交易、绿证交易、绿电交易是通过市场动态确定交易主体和交易量，不受电网区域限制。未来应当协调电碳耦合背景下各类配套市场机制和交易品种，特别是探索绿电交易与绿证、碳市场的衔接机制，破除电碳交易壁垒，引导新能源产业健康有序发展。
双碳目标下，现代能源经济体系的结构性调整，大力发展新能源是未来能源电力的发展趋势，然而由于各个地区资源禀赋，电源结构、用电特性等方面的差异性，理应采取不同的新能源发展路径，本文围绕双碳目标下新能源合理利用率形势分析及政策建议展开研究，明确新能源的合理利用率的概念和特征，并进一步从存量煤电改造，外送通道建设，灵活性资源配置等方面分析了新能源合理利用率的提升策略，在此基础上，从系统层面梳理当前我国能源转型中制约新能源消纳的关键影响要素，同时考虑我国当前电力市场化改革，针对性提出双碳目标下新能源合理利用率形势分析及政策建议，旨在为我国双碳目标下新能源产业健康、有序发展提供科学参考。
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