近年來，國家發展改革委、國家能源局貫徹黨中央、國務院決策部署，出臺了一系列政策措施，推動我國新能源發展和消納取得重大成就。2019年，我國新能源發電累計裝機容量突破4億千瓦，相當于德國和巴西兩國電源總裝機的總和。其中太陽能發電裝機容量突破2億千瓦，持續七年位居世界第一，是排名第二位美國的三倍。我國新能源發展規模持續領跑全球，以風電、太陽能發電為代表的新能源逐漸顯現出從替代電源向主流電源發展的喜人態勢。新能源消納形勢取得顯著好轉，棄電量持續下降，新能源利用水平不斷提高。國家電網公司經營區棄電量同比下降39%，新能源利用率達到96.8%，自2012年開始統計棄電數據以來利用率首次高于95%，提前一年實現新能源總體利用率95%以上。

　　

　　

　　在規劃引領，促進有序發展方面，2019年，國家能源局出臺了投資監測預警機制等一系列措施，并借助全國新能源電力消納監測預警平臺，實現了全國新能源消納情況的“按月監測、按季評估、按年預警”。在監測預警機制引導下，重點省區新能源消納持續改善，風電方面，吉林由紅色轉為綠色，黑龍江由橙色轉為綠色，新疆和甘肅風電利用率分別提升8.4和9.7個百分點；光伏方面，吉林、蒙東、陜西由橙色轉為綠色，新疆、甘肅、西藏光伏利用率分別提升7.5、5.5、19.5個百分點。

　　

　　在發揮市場作用，擴展消納空間方面，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，健全省間和省內新能源交易制度，持續擴大新能源市場交易規模，據統計，國家電網經營區全年新能源省間交易電量超過800億千瓦時，新能源省內市場化交易電量超過500億千瓦時，同比均大幅提升。加快現貨市場建設，鼓勵新能源參與市場，利用低邊際成本優勢實現優先消納，2019年全國8個省級電力現貨市場試點均已啟動試運行。其中，山西電力現貨市場試運行期間通過優化機組啟停、發揮現貨價格信號引導、與深度調峰市場聯合運行等方式實現了新能源全額消納。

　　

　　在提升調節能力，提高利用水平方面，國家通過建設輔助服務市場，挖掘火電調峰潛力等方式持續提升電網平衡調節能力。國家電網經營區累計完成火電靈活性改造5775萬千瓦，5個區域、18個省級電網制定出臺調峰輔助服務市場規則，其中4個區域、12個省級電網調峰輔助服務市場正式運行，通過經濟補償的方式提升傳統發電機組主動服務新能源消納的積極性，盡最大努力消納新能源。

　　

　　在電網建設，擴大配置范圍方面，國家電網建成投運甘肅省河西電網加強工程、陜北風電基地750千伏集中送出工程等15項提升新能源消納能力的省內重點輸電工程，提升新能源外送能力820萬千瓦以上；建成準東-皖南±1100千伏和上海廟-山東±800千伏2條特高壓直流輸電工程，使我國能源大范圍優化配置能力實現了重要提升。

　　

　　

　　新能源是我國能源轉型的主要力量，未來還將持續快速發展。2020年是“十三五”及實現國家清潔能源消納三年行動計劃目標的收官之年，“十四五”期間新能源將進入平價上網和高質量發展的新階段，在新能源持續發展的情況下，新能源消納也將面臨新的挑戰。新能源消納不僅受新能源裝機容量增長、電力需求增長、跨省跨區交易規模等多重邊界條件影響，也與新能源上網電價及補貼調整、可再生能源消納責任權重考核等政策息息相關。與此同時，國家對新能源消納工作監管日趨嚴格，對電力行業服務新能源相關工作提出新的要求。總體來看，新能源消納需要關注以下問題：

　　

　　一是受新能源補貼退坡“關門”時間影響，可能造成新能源并網需求大增，給新能源消納帶來較大壓力。根據《國家發展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號），2018年底之前核準的陸上風電項目，2020年底前仍未完成并網的，以及2019～2020年核準的陸上風電，2021年底前未并網的，國家不再補貼，且2021年1月1日開始，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。根據初步梳理項目建設情況，我國2020年風電并網需求將超過1億千瓦，而電網企業可接入的新增風電裝機在2000～3000萬千瓦之間，若按各省最大并網需求開展測算，預計風電利用率不能達到《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》中要求的棄風率控制在合理水平（力爭控制在5%左右）的目標，須有序安排新能源裝機，以實現利用率95%的要求。

　　

　　二是隨著新能源裝機規模不斷增長，部分地區省間和省內消納仍存在困難。部分地區新能源裝機規模遠超當地消納能力，以西北地區為例，新疆、甘肅的新能源裝機已超過自身最大負荷的1.5倍，且新疆、甘肅風電利用率以及新疆光伏利用率均低于95%。此外，“三北”地區和西南地區富余裝機規模超過4億千瓦，但跨區通道能力僅為7800萬千瓦，隨著特高壓直流配套電源的陸續投運，新能源外送通道空間將進一步萎縮。預計到2025年，“三北”地區新能源裝機將超過3.5億千瓦，但目前國家電網跨省跨區輸電能力僅為2.1億千瓦，還要承擔煤電基地外送任務，外送能力嚴重不足。

　　

　　三是新能源補貼政策面臨較大變化，新能源參與市場交易意愿可能下降，加大新能源消納壓力。2019年5月，財政部《關于下達可再生能源電價附加補助資金預算（中央企業）的通知》（財建〔2019〕276號）對可再生能源補貼標準進行了明確，未來參與市場化交易的新能源電量將可能不再享受國家財政補貼，進而導致新能源企業市場化交易意愿下降。市場化交易已經成為促進新能源消納的重要方式之一，若新能源市場化交易電量大幅減少，將加劇部分地區新能源消納壓力，降低新能源利用率。

　　

　　四是隨著電力市場改革的推進，市場主體的不斷增加，大規模新能源接納對我國電力監管的要求也不斷增加。目前我國對自備電廠、增量配電、大用戶等市場主體接納新能源責任和義務的監管不足。風電、太陽能發電等波動性新能源發電未來將從替代能源轉變成為電力供應主體，需要承擔更多提供系統輔助服務、保障系統安全穩定運行的責任，目前對新能源企業的監管考核需要進一步完善。

　　

　　五是新能源參與市場的配套機制不健全，火電企業合理成本沒有有效回收機制。新能源快速發展客觀上擠壓了火電的生存空間。2015～2018年，全國新能源裝機年增長率分別為42.4%、29.4%、30.8%和22.6%，發電量年增長率分別為22.8%、36.6%、37.4%和28.7%，遠高于同期火電裝機增速（4.4%）和全社會用電量增速（5.2%）。為保障新能源消納，煤電機組壓降出力，并發揮調峰作用，某些區域煤電機組已經由基荷電源變為支撐新能源運行的調峰電源。未來即使新能源參與現貨市場，也難以保障火電企業收益。

　　

　　

　　為確保我國新能源健康、平穩、可持續發展，關鍵是要建立促進消納的長效機制，充分調動各方資源力量，形成協同、聯動、有序的發展格局。

　　

　　一是以“十四五”規劃為契機，推動國家做好新能源相關的各級、各類規劃銜接，保障新能源有序發展。推動國家規劃與地方規劃、新能源規劃與電網規劃、常規電源規劃、靈活性調節電源規劃等的銜接，保證有序發展。

　　

　　二是適時啟動可再生能源法的修編完善。推動國家完善全額保障性收購制度，尤其是做好與電力市場建設、可再生能源電力消納保障制度等銜接，服務新能源高質量發展；推動國家根據各地經濟技術條件，分地區出臺合理的新能源利用率目標，實現全社會綜合效益最優。

　　

　　三是完善市場機制，促進形成新能源消納的長效機制。對于新能源滲透率高的甘肅、山西，火電企業難以獲得足夠的市場化電量，建議甘肅、山西等現貨試點地區盡快建立容量市場或固定成本回收機制，從源頭上解決現貨交易中新能源和火電之間的矛盾。

　　

　　四是多措并舉，提高輸電通道輸送能力和利用率。通過推動特高壓配套電源加快建設、優化年度計劃安排、深化完善跨省跨區輸電長效機制、優化交易組織方式等多種方式，進一步提升輸電通道輸送能力和利用率，服務新能源發展和消納。

　　

　　五是引領適應能源轉型的電力系統技術創新。加大新能源科技研發投入，推動智能電網、柔性直流、特高壓等先進輸配電技術發展，促進高比例新能源與電力系統融合，提升新能源電力的安全可靠應用水平，促進新能源科學發展。

　　

　　

　　1.《清潔能源消納行動計劃(2018—2020年)》提出，到2020年，全國平均風電利用率達到國際先 進水平(力爭達到95%左右)，光伏發電利用率高于95%。

　　

　　本文作者：李瓊慧 葉小寧 國網能源研究院有限公司新能源與統計研究所

　　

　　原文首發于《電力決策與輿情參考》2020年1月17日第3、4期