随着新能源发电装机规模迎来爆发式增长，关于消纳问题的关注度也越来越高。

　　过去2年时间里，我国通过规划源网荷储一体化、多能互补、风光大型基地、整县推进分布式光伏等一系列项目，对新能源展开全方位布局。

　　不过，随着新能源发电装机规模的爆发，叠加电源侧与负荷侧存在时空错配问题，集中式和分布式新能源的消纳压力随之加大。

　　6月4日，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》（以下简称“《通知》”）。

　　在优化消纳方面，《通知》提到，优化省间电力交易机制，根据合同约定，允许送电方在受端省份电价较低时段，通过采购受端省份新能源电量完成送电计划。加快电力现货市场建设，进一步推动新能源参与电力市场。打破省间壁垒，不得限制跨省新能源交易。探索分布式新能源通过聚合代理等方式有序公平参与市场交易。建立健全区域电力市场，优化区域内省间错峰互济空间和资源共享能力。

　　与此同时，《通知》也提出要科学优化新能源利用率目标。科学确定各地新能源利用率目标，充分考虑新能源发展、系统承载力、系统经济性、用户承受能力等因素，统筹确定分地区的利用率目标。部分资源条件较好的地区可适当放宽，原则上不低于90%，并根据消纳形势开展年度动态评估。

　　回顾历史，新能源消纳问题并不鲜见。

　　早在2015年前后，我国便出现了弃风弃光困境，新能源消纳矛盾开始凸显。2015年3月15日启动的新一轮电力改革，以市场化为导向，对电网企业提出了较强的监管约束。新能源发展和电力改革相互叠加，增加了新能源消纳问题的复杂性。

　　彼时，全国重点地区弃电率一度达到30%以上，直至“十三五”末期新能源消纳问题才得到大幅缓解。不过，随着“十四五”规划和“双碳”目标的提出，新能源装机规模进一步飙升，消纳难题重现。

　　新能源消纳问题是一个系统性工程，需要源网荷储各个环节协同发力予以解决。同时，投资商在项目开发问题上需要全盘考量，做好开发管理工作，做深做细，把控新能源接入和送出的风险，以免造成经济损失。

　　过去一年来，集中式光伏发电和风电接网、送出，以及分布式光伏接网承载力受限的问题，这些都让新能源消纳遭遇挑战。

　　从实际来看，4月2日，全国新能源消纳监测预警中心公布2月全国新能源并网消纳情况。

　　其中，光伏发电利用率为93.4%，环比下降4.7个百分点，是该中心自2021年3月公布此数据以来首次跌破95%。

　　3月25日，国家能源局发布1-2月全国电力工业统计数据显示，前两月国内光伏新增装机规模36.72GW，同比增长80%，已远超市场预期。

　　与此同时，国家发展改革委再度签署发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，自4月1日起正式施行。该文件明确可再生能源发电项目上网电量中市场化交易电量价格通过市场化方式形成，对可再生能源电站收益产生影响。

　　>> 5月17日在平潭海域拍摄的海上风电场（无人机照片）。福建省立足资源禀赋，加快开发风电、核电等多种清洁能源，助推社会经济绿色低碳发展。新华社记者 林善传/摄

　　近年来，国家能源局持续做好新能源消纳工作，大力推进跨省区输电通道、坚强主干网架及配电网建设，不断提升电力系统调节能力，扩大新能源市场化交易电量，推动新能源快速发展、高效利用。

　　2023年，全国风电利用率97.3%、光伏发电利用率98%，保持了较高水平。近两年，新能源发展进一步提速，截至2024年4月底，全国风电、光伏发电累计装机超过11亿千瓦，同比增长约38%，消纳需求大幅增加。

　　为适应新能源高速增长形势，保障新能源高质量发展，需要优化完善新能源消纳政策措施，夯实基础、巩固成果、改革创新，以高质量消纳工作促进新能源供给消纳体系建设。

　　而纵览《通知》，有4项重点任务值得关注。

　　一是加快推进新能源配套电网项目建设。随着新能源大规模并网，配套电网建设需求大幅上升，需要加快配套电网规划、建设工作，优化接网流程。《通知》提出加强规划管理，分别对500千伏及以上、500千伏以下配套电网项目及配电网的规划管理工作提出改进要求。其中，明确为国家布局的大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道”。《通知》强调加快项目建设，各级能源主管部门会同电网企业建立已纳入规划的新能源配套电网项目清单，在确保安全的前提下加快推进前期、核准和建设工作；电网企业要优化投资计划安排，与项目前期工作进度做好衔接。《通知》要求优化接网流程，电网企业要主动为新能源接入电网提供服务，简化审核环节，进一步提高效率。

　　>> 这是5月21日在扬州市宝应县拍摄的风力发电设施（无人机照片）。江苏省扬州市利用区位优势，围绕绿色、节能、低碳，大力发展“风光渔”互补产业发电、风力发电，形成上有风力发电、中有光伏利用、下有水产品养殖和稻田的立体开发模式。同时，在当地产业园厂房顶部加装太阳能电池板，供给工业用电，通过清洁能源，不断推动绿色发展。新华社记者 李博/摄

　　二是积极推进系统调节能力提升和网源协调发展。系统调节能力建设是新能源消纳的重要保障，需要与新能源发展统筹推进。《通知》提出加强系统调节能力建设，省级能源主管部门会同国家能源局派出机构及相关部门，根据新能源增长规模和利用率目标，开展电力系统调节能力需求分析，因地制宜制定本地区调节能力提升方案。《通知》明确强化调节资源效果评估认定，开展煤电机组灵活性改造效果、各类储能设施调节性能、负荷侧调节资源参与系统调节规模和置信度的综合评估。针对部分新能源和电网项目规划建设时序协调不足、衔接不到位的情况，《通知》在要求加快配套电网规划建设的同时，强调有序安排新能源项目建设，省级能源主管部门要结合消纳能力，科学安排集中式新能源的开发布局、投产时序、消纳方向，指导督促市（县）级能源主管部门合理安排分布式新能源的开发布局，加强新能源与配套电网建设的协同力度。《通知》强调要切实提升新能源并网性能，要求发电企业探索应用新技术，提升新能源功率预测精度和主动支撑能力。国家能源局组织修订新能源并网标准。

　　三是充分发挥电网资源配置平台作用。新形势下，为拓展新能源消纳范围，需要灵活调整调度运行方式，提升省间互济和资源共享能力。《通知》提出进一步提升电网资源配置能力，电网企业要进一步提升跨省跨区输电通道输送新能源比例，加强省间互济，全面提升配电网可观可测、可调可控能力，公平调用各类调节资源，构建智慧化调度系统。《通知》强调充分发挥电力市场机制作用，加快建设与新能源特性相适应的电力市场机制，进一步推动新能源参与电力市场。优化省间电力交易机制，根据合同约定，允许送电方在受端省份电价较低时段，通过采购受端省份新能源电量完成送电计划。

　　四是科学优化新能源利用率目标。从系统最优的角度来看，新能源利用率目标与新能源度电成本、消纳措施成本等因素有关。近年来，新能源技术进步带动发电成本下降，新能源大规模并网对系统消纳提出了更高要求，亟须调整新能源利用率目标管理方式，结合新情况研究新办法。《通知》提出科学确定各地新能源利用率目标，充分考虑新能源发展、系统承载力、系统经济性、用户承受能力等因素，统筹确定分地区的利用率目标。部分资源条件较好的地区可适当放宽，原则上不低于90%，并根据消纳形势开展年度动态评估。《通知》明确优化新能源利用率目标管理方式，省级能源主管部门对本地区新能源利用率目标承担总体责任，于每年一季度按相关原则组织有关单位研究提出当年新能源利用率目标。国家能源局会同有关单位进行全国统筹。《通知》强调强化新能源利用率目标执行，要求省级能源主管部门根据可再生能源电力消纳责任权重及新能源利用率目标，确定新能源年度开发方案和配套消纳方案。电网企业要围绕新能源利用率目标持续完善消纳保障措施。

　　推动风光装机量进一步增长？

　　2023年12月，内蒙古自治区人民政府办公厅印发《关于促进新能源消纳若干举措的通知》，提出要提升存量外送通道输送新能源规模，优化新能源消纳结构。优化完善电网网架结构，提升存量外送通道配套电源调节能力，提高存量外送通道输电能力和新能源电量占比。加强跨省（区、市）新能源合作，扩大新能源区外消纳市场。2025年底前，新能源外送电量每年新增100亿千瓦时左右。

　　>> 这是5月30日拍摄的山西大同采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地（无人机照片）。2016年并网发电的山西大同采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地采用“林光互补”模式：在光伏板下种植大量的灌木等常绿植物，这样既不影响发电效率，又促进了沉陷区水土保持、改善生态环境，做好光伏电站与生态建设的协调发展。新华社记者 刘力航/摄

　　6月1日，中共国家能源局党组在《求是》杂志发布文章《加快建设新型能源体系 提高能源资源安全保障能力》，也明确提到要提高新能源、跨省跨区送电等优先发电量参与市场化交易比例，促进跨省跨区交易与省内市场有效衔接。

　　但考虑到新能源的波动性和间歇性特点，长距离输送需要将新能源电力打捆送出。这不仅要求电网跨省跨区输电通道加快建设，同时还需要配套灵活性资源包括火电、抽水蓄能和新型储能等建设，以提高电力系统调节能力。

　　信达证券分析表示，“十四五”时期之后，电力系统消纳空间将主要取决于“十四五”末期特高压工程建设推进情况，以及存量火电灵活性改造和新型储能等灵活性资源的发展情况。

　　特高压输电通道建设不是一件简单的事情，整体建设周期长。特高压涉及国家立项审批、环评等问题，而且跨省跨区的输电通道还牵涉途经各省利益的协调。

　　而此次《通知》强调要优化省间电力交易机制，不得限制跨省新能源交易，也是为长距离输电再添一份保障。

　　另外，《通知》提出科学优化新能源利用率目标。部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%，并根据消纳形势开展年度动态评估。

　　2018年，国家发展改革委、能源局发布了《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，该文件针对风电和光伏发电提出了分年度的利用率指标，要求光伏的利用率在这三年都保持在95%以上，风电则是设定了逐年提升的目标。到2020年，要确保全国平均风电利用率达到国际先进水平（力争达到95%左右），弃风率控制在合理水平（力争控制在5%左右）；光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%。全国水能利用率95%以上。全国核电实现安全保障性消纳。

　　如今，利用率红线放开，是否会促进风光装机量进一步增长？

　　这最终还是要看投资收益率。

　　一方面，随着新能源逐步进入电力市场，其实际利用率计算变得复杂。以山东为例，去年山东弃光的天数达到了86天，但光伏的利用率由前年的98.2%提升到了去年的99.3%。

　　在分析新能源消纳情况的时候，保障小时数，即确保新能源发电量在特定时间内的稳定供应，这直接影响计算弃光率的基础；另外比如山东10%的新能源电量参与电力市场交易，如果这部分电量的发电价格在市场中不具备优势，导致这部分电量收益减少，但实际上不计入弃光率；电网安全、检修等因素导致的发电量减少，这些因素减少的电量同样不算作弃光。

　　另一方面，现在很大部分的新能源消纳责任由电网承担，如电力建设中线路、变电站或者储能等，未来相关成本也有可能由新能源投资企业分担一部分，这也将产生一系列成本。

　　不过近几年随着技术的进步，光伏和风电电站的系统成本下降非常明显，为承担额外的成本提供了更大的空间。新能源的装机会因为政策影响稍稍减缓增长的脚步，还是会进一步增长，还需要看看企业在最终的收益率和投资规模中找到一个怎么样的平衡点。（综合编辑）

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