21世纪经济报道记者 缴翼飞 北京报道
6月4日，由国家能源局印发的《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》)正式公布，提出加快新能源配套电网项目建设、建立健全区域电力市场、优化新能源利用率目标等具体工作任务，旨在提升电力系统对新能源的消纳能力，确保新能源大规模发展的同时保持合理利用水平，推动新能源高质量发展。
国家能源局相关负责人指出，要适应新能源高速增长形势，保障新能源高质量发展，就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。《通知》针对网源协调发展、调节能力提升、电网资源配置、新能源利用率目标优化等各方关注、亟待完善的重点方向，提出做好消纳工作的举措，对规划建设新型能源体系、构建新型电力系统、推动实现“双碳”目标具有重要意义。
新能源消纳工作进入新阶段
近两年，我国新能源发展进一步提速。国家能源局数据显示，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。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。
根据中电联《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》披露数据，预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。该报告预计，2024年并网风电和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力凸显。
水电水利规划设计总院党委委员、总规划师张益国表示，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。
值得注意的是，本次《通知》将“加快推进新能源配套电网项目建设”作为首要任务。
张益国指出，此前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。同时，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。
为解决上述问题，《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。
另外在电力系统调节方面，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。
张益国表示，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。
对此，《通知》也明确了企业、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。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。”张益国说。
省间交易机制有望进一步完善
根据全国新能源消纳监测预警中心发布2024年4月各省级区域新能源并网消纳情况，4月光伏发电利用率97.1%，风电96.1%；1-4月光伏发电利用率96.3%，风电96.1%。
不过，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。
根据电力规划设计总院测算，截至2023年底，我国新能源装机总规模已达到10.5亿千瓦左右，约为2020年底的两倍，虽然全国新能源利用率自2019年以来持续保持在95%以上的较高水平，但部分地区、部分时段消纳压力已有所显现。2023年，蒙西（93.2%）、青海（94.2%）风电利用率相对较低；西藏（78.0%）、青海（91.4%）光伏发电利用率相对较低。若在新能源消纳困难地区仍然维持新能源利用率95%以上水平，考虑当前系统存量调节能力已经基本挖潜，需要新增建设大量新型储能等调节资源，经济代价较大，推升全社会用能成本，不利于新能源大规模可持续发展。
张益国表示，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。
对此，《通知》提出“科学确定各地新能源利用率目标”“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%”。
电力规划设计总院在6月5日发布的文章指出，考虑到风电、光伏发电成本相比于2010年已下降超过40%、80%，适当放宽新能源利用率目标，新能源项目的合理收益率仍能得到保障。从系统最优的角度统筹开发和消纳，适当放宽资源条件较好、新能源发电成本较低、系统消纳成本较高地区的新能源利用率目标，可为新能源发展留有更多空间。同时，设置90%的利用率目标下限，可防止新能源利用率短期内大幅下降。
需要注意的是，全国新能源消纳能力空间分布尚不均衡。近年来，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。
电力规划设计总院指出，市场化方式消纳是未来发展趋势。从国际上来看，欧美国家电力市场体系相对较为完善，新能源主要通过市场化方式消纳，对利用率不设置管理目标。
不过，目前我国统一电力市场尚未建立，各省级市场建设进度不一、缺乏统一的规划和协调机制。
张益国表示，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。
《通知》继续提出“充分发挥电力市场机制作用”，明确要优化省间电力交易机制，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。
电力规划设计总院表示，我国电力市场建设仍在持续推进，当前仍需通过合理设置利用率目标来稳定社会各方预期，指导行业有序发展。未来随着全国统一电力市场的建设和市场机制的不断完善，新能源将逐步转变为市场化方式引导消纳。
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