从新能源消纳原理可知，负荷规模、外送负荷（电网互联互通能力）、负荷率（负荷峰谷差）以及电源调节性能是影响新能源消纳的关键因素。对于独立电网系统，调峰性能和负荷率是影响新能源消纳的主要因素，理论上新能源消纳占比可达100%。

新能源（光伏和风电）发展至今，电网分别扮演着接入者、消纳者的角色，目前转变为规划者。在此背景下，市场存在两个疑惑：（1）新能源占比较低背景下存在消纳问题的原因；（2）电网约束背景下新能源最大消纳空间。

电源结构和发电计划制度是新能源发展受限的本质原因。从新能源消纳原理可知，负荷规模、外送负荷（电网互联互通能力）、负荷率（负荷峰谷差）以及电源调节性能是影响新能源消纳的关键因素。

具体到我国新能源消纳的限制因素主要是：（1）外送能力欠缺、灵活电源比例低等电源结构问题；（2）年度发电计划相当于增加常规机组最小技术出力，降低系统调节能力，压缩新能源消纳空间。相应地，为了改善新能源消纳，我国出台的各类政策主要围绕增加外送负荷、提高灵活电源比例、提高负荷率三方面展开。

风光互补电源结构是最佳场景，理论新能源发电量比例可达90%以上。从电网视角来看，对于某地区电力系统而言，电网的任务是根据用电负荷曲线、各种能源的出力曲线对各种电源完成调度，以满足电力需求。

在新能源优先消纳、调峰能力足够强的假设下，风光配比实现最优新能源消纳场景下新能源接入最高且调峰和弃电最小，此时风电装机95.2GW，光伏装机38.5GW，新能源消纳比例93.1%，调峰量6.9%。从电力交易视角来看，光伏在出力阶段具有竞争力。

2050年风电和光伏中性累计装机分别为1919和3650GW。风光匹配下是相对较优方案，假设新增电量1:1进行匹配，据中性测算，2050年风电和光伏累计装机分别为1919/3650GW，2020-2030年风光年均新增装机分别为43/79GW，2030-2050年风光年均新增装机分别为62/130GW。

行业现状：电网成为新能源发展的关键瓶颈

1.1 现状：电网成为新能源发展的规划者

新能源发展过程电网角色由接入者、消纳者向规划者转变。新能源（光伏和风电）发展至今在不同时间点主要面临并网难、局部消纳难以及补贴拖欠的问题，在此过程中电网分别扮演者接入者、消纳者的角色。展望平价上网，新能源占比提升后面临的是全局消纳问题，消纳问题的解决或将前置到规划阶段。

电网作为新能源发展的规划者。2019年5月15日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，指出各省级能源主管部门会同经济运行管理部门在省级电网企业和地方电网企业技术支持下，对国务院能源主管部门统一测算提出的消纳责任权重进行研究后向国务院能源主管部门反馈意见，这表明电网成为新能源发展规划的一员。

1.2 疑惑：电网成为瓶颈下的两个关键问题

新能源占比较低，但仍存在消纳问题的原因是什么？2016年国内弃风率为17.1%，其中西北地区弃风率达到33.4%，其背后原因是电网消纳，但2016年风电、光伏占一次能源消费的比例为2.2%，一次能源占比远低于德国8.1%、丹麦的17.9%，在如此低的占比下出现消纳问题的原因是什么？

电网约束背景下新能源最大消纳空间是多少？2018年，中国、德国、丹麦的风电光伏占一次能源消耗的比例分别为3.8%、11.0%和19.8%，诚然不同国家内新能源发展都会受到电网限制，但三个国家新能源占比差异较大，丹麦的占比是电网约束背景下的新能源的最大消纳比例吗？还是不同电网结构下的新能源最大消纳空间存在差异？