二、目前电能替代促进清洁能源消纳面临的困难

西北地区是国家新能源重点规划和发展区域，弃风弃光矛盾最为尖锐，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。

(一)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。从2018年直接交易成交电价(较燃煤标杆上网电价降幅)来看，新疆、青海、陕西、甘肃降幅分别为84、52、44、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，2018～2020年陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆配套电网投资需分别达到147、54、43、32及240亿元。

(二)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运作机制

(一)近期以电能替代扩大基础负荷资源规模的运作机制1.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。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。2.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。根据售电侧放开的进度，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”。

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