重點推動一批配套電網項目建設、適當放寬新能源利用率目標、不得限制跨省新能源交易……近日，國家能源局印發《關于做好新能源消納工作保障新能源高質量發展的通知》（以下簡稱《通知》），提出17項舉措，旨在提升電力系統對新能源的消納能力。

電能必須“即發即用”。在電力系統中，電能被發電廠生產出來后，可以通過本地使用、存儲轉化或通過電網輸送到其他區域等方式被利用，這就是消納。而當消納存在堵點，將面臨“電用不完又送不出”的局面，就會發生棄電。風電、光電等新能源具有隨機性和波動性的特點，需要配合儲能、區域微電網等來有序提升消納能力。

多位業內專家表示，《通知》對完善新能源利用率管理機制、加快構建新型電力系統和新型能源體系有重要意義。也有專家提出，推動新能源消納，還需進一步深化電價機制改革。

適當放寬新能源利用率目標下限

談及新能源消納，不得不提的就是新能源利用率。

針對“十三五”時期嚴重的棄風棄光現象，2018年，國家發展改革委、國家能源局在《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》中提出，到2020年，全國平均風電、光伏利用率達到95%。此后，“95%消納紅線”逐漸演變為業內對新能源利用率考核的默認標準。

近年來，我國新能源發展加速，截至今年4月底，全國風電、光伏發電累計裝機超過11億千瓦，同比增長約38%。但根據全國新能源消納監測預警中心的統計，2024年前4個月，甘肅、青海、西藏等地的新能源利用率已多次降至95%以下；其中，西藏自治區1月至4月光伏發電利用率僅為71.8%。

“‘十五五’期間，我國新能源裝機總規模仍將大幅增長。”水電水利規劃設計總院總規劃師張益國預測，新能源高速發展將再次面臨消納問題。

基于上述背景，在《2024-2025年節能降碳行動方案》提出放寬資源較優地區的新能源利用率至90%后，《通知》也明確了“科學確定各地新能源利用率目標”“部分資源條件較好的地區可適當放寬新能源利用率目標，原則上不低于90%”等要求。

“短期來看，放寬利用率目標下限，部分新能源發電項目會損失掉一些發電小時數，從而導致收益下降；但從長期來看，上述改變有助于讓市場穩定下來，引導新能源投資更趨于理性。”清華四川能源互聯網研究院電力市場與碳市場研究所副所長蔡元紀說，該政策能讓新能源投資主體更冷靜地思考自己的投資、運營行為，避免在利用率已達紅線地區，進一步扎堆投資。

同時，在多位受訪專家看來，適當放寬利用率目標，也為新能源發展留下了更多空間。張益國提到一組數據：目前，每發一度新能源電，所消耗的總成本已經普遍降至0.3元左右，部分地區甚至已經低于0.2元。若仍按照100%利用率考慮，為利用1度新能源電，需支出0.5元的儲能成本，經濟上不合理。“適當降低利用率指標，可促使新能源供給更加充裕。”

“該項條款，在滿足收益率和全社會成本最優的前提下，對于資源條件好的地區和項目允許適度棄電以提升開發規模。同時，考慮到實際，對于新能源利用率目標也未完全放開。”張益國認為，上述調整為碳達峰目標實現和新能源行業健康發展奠定政策基礎。

加強網源協同建設 讓新能源更順利地并網

“新能源接入電網發電是發電企業投資新能源最穩妥的盈利方式。但電網建設周期相對較長，與新能源項目建設進度不匹配，經常出現銜接不一致的情況。”在國家電力投資集團有限公司戰略規劃部副主任李鵬看來，我國新能源項目建設與電網建設的協同性還有待提升。

對此，《通知》在加強規劃、加快建設、優化流程等方面提出了切實可行的管理方法，包括分別對500千伏及以上和以下配套電網項目及配電網的規劃管理工作提出改進要求，為國家布局的大型風電光伏基地、流域水風光一體化基地等重點項目開辟納規“綠色通道”等。

“這有利于發電企業合理安排新能源項目開發建設節奏。”李鵬舉例說，考慮到確實存在電網企業建設困難或規劃建設時序不匹配的情況，《通知》允許發電企業投資建設新能源配套送出工程，并由電網企業進行回購。“這些舉措，直接解決了發電企業面臨的現實問題，具有較強的針對性和可操作性。”

同時，《通知》明確“省級能源主管部門要結合消納能力，科學安排集中式新能源的開發布局、投產時序和消納方向”。這讓長期從事能源和電力市場研究的蔡元紀，感覺到國家對于新能源項目管控的決心。

蔡元紀對記者說，此前，部分地區的政府沒有充分考慮到當地的電能送出和消納能力，盲目上馬新能源項目，產生了項目無法正常并網發電、并網但不穩定等問題，導致產能浪費。“風光等新能源項目要快建，但不能無序地建。國家或者省級層面，要進一步加強對新能源項目的整體規劃和把握。”

除了強調網源協同發展，《通知》還對電網的系統調節能力作出部署，包括開展電力系統調節能力需求分析，明確新增煤電靈活性改造、抽水蓄能等。蔡元紀認為，不光是電網，整個電力系統都要從電源側、電網側、負荷側、儲能側（也稱“源網荷儲”）等多個維度，加強綜合調節能力建設。

“‘源’和‘荷’的系統調節能力提升值得關注。”蔡元紀說，一方面要關注如何讓電源側強制配備的儲能發揮作用；另一方面，虛擬電廠、車網互動、隔墻售電等負荷側新概念則給新能源消納帶來了新方向。

“靈活調節能力對新能源消納來說是外部因素。”李鵬也強調，發電企業還要主動提升新能源的并網性能，通過更好的功率預測、更靈活的能量調節性能等，降低調度中心必須預留的安全裕度，來提升消納率。

電力市場化機制是關鍵

電力市場化改革，被認為是新能源消納的關鍵。

在充分發揮電力市場機制作用方面，《通知》也作出一系列規定，包括優化省內省間電力交易機制、探索分布式新能源通過聚合代理等方式公平有序參與市場交易等。落實到具體舉措上，“根據合同約定，允許送電方在受端省份電價較低時段，通過采購受端省份新能源電量完成送電計劃”，這一項是《通知》中對于電力市場化改革最具突破性的要求。

“上述政策在跨省送電計劃管制中打開了一個口子。”廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強對記者舉例解釋稱，如果福建向山東簽約送電，在某一時段，福建市場電價高于山東市場電價，則顯示福建用電形勢相對“緊張”，福建可以選擇從電價更低的山東購入合約電量來履約送電計劃。“這樣福建將自發電量留在了省內，而山東則因為少流入的外來電，為新能源留出了消納空間，雙方供需形勢都得到了優化。”

根據《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》的要求，到2030年，全國統一電力市場體系基本建成。但目前，受限于新能源外送調節責任分擔、本地發電企業收益、稅收就業等因素，跨省新能源靈活輸電進展還比較慢。

林伯強表示，省間交易機制打通了政策堵點，能讓市場機制更好地賦能新能源消納。據了解，我國西北區域內已經開展了省間電力市場建設，通過建立彈性交易機制，充分利用新能源“平滑效應”促進消納，但仍未充分放開。

“到2030年，我國新能源將全電量進入市場。”在李鵬看來，屆時，電力市場研究將成為發電企業的核心競爭力之一，“未來的企業盈利不僅要靠安全發電，更要靠市場營銷，各類主體在市場這根指揮棒下自動運行，才是解決新能源消納的終極手段”。

進入市場，就意味著競爭。“消費者喜歡清潔的電，更喜歡穩定的電。”林伯強指出，新能源的不穩定性，導致其在電力市場競爭中優勢并不明顯。因此，推動新能源消納，核心問題是構建安全穩定的新型電力系統。

但在能源改革中，能源的安全性、綠色性、經濟性很難完全同時滿足，任何一種能源都難以做到既供給充足，又價格便宜，還清潔環保。“穩定的新能源電力供應，將帶來更高的發電成本。這（指成本）在各個利益主體間如何分配？”林伯強認為，從長期來看，還需要進一步深化電價機制改革。