高比例风光发电接入系统的经济性障碍
风光发电作为环保的能源方式理念已经深入人心。随着风光发电的投资成本逐渐下降，人们对风光发电的经济性误解也在逐渐加深，认为风光发电作为边际成本为零的能源，投入比例越高将对电网的经济性越好。然而，在我国电力系统安全稳定性的红线要求前提下，投入高比例风光发电必须要在线匹配足够的转动惯量机组和可调节能源机组，这样就会造成风光发电的消纳成本大幅上升，并且很可能消纳成本的上涨绝对量大于风光发电成本下降的绝对量。
调节电源的启停费用。由于风光发电机组出力的波动性，电网为了保证电力平衡，必须配备足够的可调机组进行调节。在高比例风光发电的电网中，风光发电出力的大量叠加，造成可调机组调峰范围大大增加，甚至需要机组启停以满足系统需要。随着风光发电渗透率逐渐升高，火电机组等可调能源利用小时数逐渐下降，煤电和燃气机组的启停次数却在大幅升高。机组启停调峰作为重大操作，其启停成本将造成电网运行费用大幅增加，最终也将在用户侧用电费用上体现，使得高比例风光发电电网的经济性大幅下降。
调频和备用辅助服务费用。随着高比例风光发电投入电网，为了维护电网安全稳定运行，必须有足量的转动惯量机组预留调峰容量和备用容量，维持电网异常情况下频率稳定和电力平衡。而可调机组预留调频容量和备用容量产生的机会成本在电力系统中也将成为电网运行费用。按照电力系统“谁受益、谁承担”的原则，因调频和备用辅助服务产生的费用最终也将由用户承担，这笔费用也将使得高比例风光发电电网的经济性大幅下降。
稳定电源的容量补偿费用。高比例风光发电投入电网后，电网大部分电量将由风光发电机组顶替生产，按照边际成本报价回收变动成本的理论，电网系统内大部分承担备用的可调机组的固定成本将无法回收。为了保证电力设备投资的稳定性，必须保障电力企业的合理收益，这就需要保障发电企业合理收回固定投资成本，即相当比例的机组不再以生产电量为主，仅作为风光发电的配套设施，这部分容量补偿费用也应记为风光发电的生产成本。目前大部分省份都在准备设计容量补偿机制和容量市场，以保证本地区稳定的电力投资。而这部分电力投资造成的容量补偿费用也将增加电力运行费用。
近期受政策利好影响，大量的风光发电投资蜂拥而至，不但造成风光发电固定投资成本不降反升，还可能造成在技术经济条件不变情况下消纳成本快速增长。未来，大电网消纳成本需要加上可调机组的启停费用、调频备用辅助服务费用和容量补偿费用，消纳成本将必然随着风光发电比例的升高而大幅上升，这就会存在一个风光发电最佳比例，在此比例之后将会电网运行经济性急剧下降，超越用户电价的承受能力，影响近期的社会经济发展。
实现碳中和目标需要着手的工作
“30·60目标”刚刚提出，电力行业的发展实施方式和技术障碍都是根据目前技术水平所提出，上述分析判断都很初步，存在一定的局限性。但是，市场体制建设和电源电网技术水平的提高，却必须从现在开始着手，才能不阻碍碳达峰、碳中和目标的实现。
加快电力现货市场机制为核心的现代电力市场体系建设。国际上，实现高比例风光发电运行的国家，无一不是已经建立了以电力现货市场机制为核心的现代电力市场体系，可见市场化有利于推动风光等新能源发展消纳。电力系统中电能的发-输-配-售-用的各个环节，都是一个市场交换过程。电力系统的正常运行需要理清各个环节之间的经济关系，利用市场这个配置资源的有效手段调节各方的权利责任，让市场来选择电力行业碳中和的实施方式，在优胜劣汰的竞争中筛选出性价比最高的消纳方式和消纳手段。
高比例风光发电+大电网的实施方式下，风光发电消纳需要可调节能源的大力配合，就更需要电力现货市场来厘清这复杂的经济关系，需要市场发现最真实的风光发电消纳成本，才能让用户信服地接受用电成本合理上升。目前我国电力现货市场建设如火如荼，8个现货试点稳步推进，其他电力市场建设紧跟其后，风光发电平等参与市场也将拨云见日。为了“30·60目标”的实现，电力现货市场必须稳步加快建设，以市场手段实现电力资源的配置，助力实现碳中和。
