随着清洁能源发电量急剧增长，清洁能源消纳面临的难题也日益凸显。

　　风光资源固有的波动性、间歇性和较强的反调峰特性，加剧了电力系统源荷功率平衡难度。电网原有的运行水平与硬件设施架构难以快速适应规模化可再生能源并入需求，火电厂灵活性改造、规模化储能调度、综合能源系统集成优化、需求侧柔性资源调控等技术尚难以达到高比例清洁能源电网灵活运行的要求。

　　配网分布式可再生能源消纳受限。随着分布式可再生能源大规模发展，可再生能源反送主网趋势日益明显，由于配网输变电设施容量限制及母线电压越限等原因，配网弃风弃光现象逐渐凸显。

　　此外，市场化手段还不能满足可再生能源的进一步消纳。面对大量难以准确预测出力、低边际成本、高电量风险的清洁能源经营主体，电力市场机制设计仍存在灵活性不足、交易品种有待丰富、电—碳—绿证市场未充分融合等问题。此外，各省份电力市场交易规则、交易品种、结算方法等存在差异，可再生能源跨省跨区送出与受入在一定程度上受限，阻碍可再生能源在广域范围内的消纳。

　　为此，要充分发挥虚拟电厂聚合需求侧资源参与调节潜力，助力提升含高比例清洁能源电网运行灵活性。电力系统中可再生能源比例的提高，不仅需要灵活调节的发电机组，更需要海量需求侧资源的主动参与，在供需两侧友好互动的情况下实现资源的优化配置。电力需求侧灵活性资源主要包括电动汽车、工业可转移负荷、商业照明负荷等，相较电网设施的改造与新建扩建，需求侧灵活性资源具有更低的调节成本、更大的调节范围，但其独立、无序的自我调节难以实现规模化响应效果，需要积极引导各类需求侧资源通过虚拟电厂等方式聚合高效参与电力市场。

　　同时，要促进分布式能源就地消纳。科学合理评估配网可再生能源承载力，分配可开放容量，制定地域性的临时价格机制，引导需求侧就地消纳可再生能源，设计灵活的本地剩余风光消纳市场机制。

　　更为重要的是，要积极发挥市场作用，通过电量市场—碳市场—绿证市场协同发展，促进可再生能源市场化消纳。基于电量市场、碳市场与绿证市场之间的耦合作用，开展电—碳—绿证交易机制顶层设计，使3个市场形成合力，有效量化碳排放成本、体现可再生能源绿色环境价值，引导发电企业、用户自主减排，进一步促进可再生能源发电和消纳。