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近日，国家能源局印发《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》），从推进配套电网项目建设、系统调节能力提升和网源协调发展、发挥电网资源配置平台作用、优化新能源利用率目标、新能源消纳数据统计管理、常态化开展新能源消纳监测监管工作等六个方面，提出十七项措施，以提升电力系统对新能源的消纳能力，推动新能源高质量发展。
一、新能源消纳工作进入新阶段
在我国新能源发展初期，随着新能源快速规模化发展，弃风弃光问题开始出现，由于各界对消纳问题的认识还不充分，相关措施未及时跟上，弃风弃光问题逐年加剧，2016年新能源平均利用率降至84%，达到历年最低水平。国家发展改革委和国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》，提出电源开发布局优化、市场改革调控、宏观政策引导等7个方面28项具体措施，国家电网公司以及各相关部门和企业均开展促进新能源消纳的相关工作。在各方共同努力下，2017年以来全国新能源利用率整体逐年上升，2023年达到97.6%。
“十四五”后，我国风电、太阳能发电迎来新的发展机遇，新能源在电力系统中的比重明显提升。截至2023年底，全国累计风电装机容量4.4亿千瓦，太阳能发电装机容量6.1亿千瓦，合计占全国电源总装机的比重达到36%，较“十三五”末提高了11.7个百分点；发电量合计1.47万亿千瓦时，占全国总发电量的15.8%，比“十三五”末提高6.3个百分点。青海、甘肃等多个省份的新能源装机规模已经达到总电力装机的一半以上。在双碳目标的激励下，新能源装机将持续保持高速增长，据初步预测，“十五五”期间，我国新能源装机总规模仍将大幅增长。新能源高速发展将再次面临消纳问题，必须未雨绸缪，在源网协同、调节能力裕度、管理机制等方面提前布局、超前谋划，为下阶段碳达峰目标实现和新能源行业健康发展奠定坚实基础。
二、新能源消纳面临新的挑战
一是新能源项目与电网建设的协同有待提升。一方面，部分地区在研究新能源发展规划时重点考虑资源条件，并未充分考虑并网送出和消纳，新能源规划规模与电网输变电能力、电力负荷消纳能力等未协同匹配。另一方面，电网送出往往与新能源项目建设进度难以匹配。风电、光伏发电项目前期工作起步早、本体工程建设快，大部分可以做到当年核准、当年开工、当年投产，而配套的电网接入工程建设周期相对较长，新能源配套接网工程从纳入规划、可研批复、建设投产所需时间比新能源项目建设工期一般要多半年甚至近一年时间。此外，受限于用地政策等因素，部分地区新能源开发存在一定不确定性，电网规划难以与之匹配。
二是电力系统调节能力快速提升但仍不能满足高速增长的调节需求。目前新能源的波动性还主要依赖于电力系统中的煤电、水电、抽水蓄能等传统电源，新能源大规模发展对调节资源需求日益增大。以西北电网为例，2023年12月西北5省区合计2亿千瓦的新能源装机最大出力接近9000万千瓦，但在个别晚高峰最大负荷时段，全部发电出力仅260万千瓦，不足部分全部需要常规电源配合调节。当前我国“三北”地区大部分燃煤机组都已经进行了灵活性改造，调节能力大幅提升，但进一步开展深度调峰改造将面临着安全性、经济性和环保性差等问题，调峰与节能降碳目标兼顾日益困难。而抽水蓄能电站建设周期长，当前规划建设的项目要到2030年前后才能投入使用，电化学储能成本快速下降但全生命周期成本仍较高，支持需求侧响应的政策机制还需进一步完善，用户参与频次低，能力发挥不足，且新能源资源富集地区多以大工业负荷为主，调节能力不足，系统调节压力不断增加。
三是送电能力需求快速增长，省间交易机制尚未完善。全国新能源消纳能力空间分布不均衡，资源富集的“三北”地区近年来风电光伏装机快速增长，发电能力远超本地用电需求；东中南部用电量大、绿色电力需求大，仅沿海11个省份用电量就占全国用电量的一半。但东部地区本地新能源资源相对匮乏，对跨省区输电通道的需求日益增加。另一方面，目前我国统一电力市场尚未建立，新能源外送调节责任分担、调节资源及网架建设成本疏导、受端省份火电发电需求、税收就业、送受两端可再生能源消纳责任权重等因素，导致省间新能源灵活输电进展较慢。西北区域内已开展了省间电力市场建设，建立弹性交易机制，充分利用新能源“平滑效应”促进消纳，但仍未充分放开，其他地区进度相对较慢。扩大电网平衡和消纳范围是促进新能源消纳的有效手段，目前仍未充分挖掘，一定程度上减缓了新能源消纳水平的提高。
四是消纳利用率约束在部分地区影响了新能源的快速发展。当前，新能源合理利用率目标还未有统一明确规定，各省按照原有利用率水平和发展惯性为主要消纳目标，部分省份按照95%或更高要求考虑。随着新能源技术经济性快速提高，新能源度电成本普遍降至0.3元/千瓦时左右，部分地区甚至已经低于0.2元/千瓦时，若仍按照100%利用率考虑，为利用价值0.3元/千瓦时的1度电需支出0.5元的储能成本，经济上不合理。适当降低利用率指标，可促使新能源供给更加充裕。此外，过高的新能源利用率目标也将抬高系统灵活资源需求和电力供应成本，限制了新能源发展规模。
三、《通知》的出台将为新能源持续大规模发展保驾护航
在我国新能源高质量发展面临的新形势下，要保障未来可再生能源高质量跃升发展，提升电力系统对新能源的消纳能力，出台《通知》恰当其时。
（一）推进配套电网项目建设。《通知》从规划、建设、接网流程等三个环节打通了新能源目前在接网过程中面临的堵点。规划层面提出对500千伏及以上配套电网项目，国家能源局每年组织国家电力发展规划内项目调整，并为国家布局的大型风光基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道”。对500kV以下配套电网项目，要求省级主管部门优化管理流程，提升对新能源消纳和接网的承载力。在建设层面强调各级能源主管部门与电网企业的协同合作，对新能源配套电网项目建立年度清单，强调电网企业与发电企业之间的协调，避免因资金安排不及时影响项目建设。接网管理层面，强调了电网企业简化审核环节、推行并联办理和缩减办理时限，进一步加快新能源接网流程，大幅缩短接网时长。
（二）系统调节能力提升和网源协调发展。《通知》明确了企业、地方和国家能源主管部门在系统调节能力建设和网源协调发展统筹工作中的责任分工。强调发电企业要提升新能源友好并网性能，探索应用新技术，提高新能源功率预测精度和主动支撑能力。电网企业要加强信息共享，共同促进新能源友好并网技术进步。省级能源主管部门要因地制宜制定本地区电力系统调节能力提升方案，明确新增调节能力规模和省间互济调节措施，并定期开展调节性资源效果评估认定，根据结果科学统筹推进新能源项目建设。国家能源局负责组织开展跨省区系统调节能力优化布局工作，促进调节资源优化配置，明确新能源并网运行规范，促进新能源高质量发展。各方主体责任的明确为系统调节能力的稳步提升和网源协调持续发展提供了基本的工作遵循，稳步推动新能源消纳能力提升，保障新能源高质量发展。
（三）发挥电网资源配置平台作用。《通知》明确了电网在新型电力系统中资源配置平台作用的定位。明确要进一步提升输电通道能力和加强省间互济，完善调度运行规程和构建智慧化调度系统并强调充分发挥电力市场机制作用，打破输电“刚性”，提升输电“柔性”，适应新能源随机波动的特点，并允许送电方低电价时采购受端省份新能源电量完成送电计划。打破省间壁垒，明确要求不得限制跨省新能源交易。此外，提出要加快探索建立区域电力市场等措施，进一步优化资源配置和区域间、省间资源共享能力。
（四）优化新能源利用率目标。《通知》通过科学规划、优化管理、强化执行等三个方面，明确了未来新能源消纳利用率目标的动态管理方式。明确各省级能源主管部门要会同相关部门在科学开展分析的基础上确定新能源利用率目标，部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用利目标至90%，并根据形势变化年度动态评估。优化新能源利用率目标管理方式，省级能源主管部门负责新能源利用率目标的管理，并每年进行评估。该项政策条款的出台，将最大限度尊重企业的开发意愿和自主选择，即在满足收益率和全社会成本最优的前提下，对于资源条件好的地区和项目允许适度弃电以提升开发规模。同时，考虑到我国具体国情，对于新能源利用率目标也未完全放开，既要充分考虑新能源技术进步和成本下降，适度放宽并提出合理利用率目标，扩大新能源装机规模，支撑双碳目标如期实现；也要避免地方政府和发电企业盲目发展，建而不用造成巨大浪费；还要督促电网企业和社会各界采取更有效措施进一步促进新能源消纳。
（五）新能源消纳数据统计管理。《通知》进一步规范新能源消纳数据的统计和管理，强调统一统计口径，严格落实相关管理办法，新能源利用率按仅考虑系统原因受限电量的情况计算。同时，明确要求全国新能源电力消纳监测预警中心和国家可再生能源信息中心共同开展新能源消纳数据统计校核工作。强化信息披露和统计监管，要求各级电网企业每月向风电场和光伏电站披露新能源消纳数据，国家能源局派出机构对消纳数据统计工作开展监督检查。《通知》要求加强监测分析和预警以及开展消纳监管。每年的一季度对上年度新能源消纳开展总结，并滚动测算本年及未来3—5年的利用率和消纳空间。围绕消纳工作要求常态化开展监管，为消纳工作有序开展提供了可靠抓手。
2023年，全国新能源新增装机超过2.9亿千瓦，预计“十四五”后两年新能源新增装机还将继续保持高速增长。随着《通知》各项措施逐步落地，新能源利用率虽然会小幅下降，但新能源开发规模、供给裕度、利用水平、盈利能力将继续保持良好态势，我国新能源行业将在高速发展的同时保持健康姿态，为我国乃至全球绿色发展贡献智慧与力量。
（水电水利规划设计总院 张益国）
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