新能源消纳的思考 ：解近忧，谋远虑

2024年，是实现“十四五”规划的关键之年，也是开展“十五五”前期研究的重要一年。近期，本刊通过召开编委专家座谈会、参加能源领域论坛会议，观大势、听众议，排列我们的选题清单。

“新能源消纳”，稳居清单“榜首”。

在业界热烈的研讨中，我们感受到一种理性的力量——新能源消纳，需解近忧，需谋远虑。本期，我们试图把这些思考作一梳理。

其一，促进新能源发展是思考主线。新能源是我国日益丰厚的能源资源禀赋，是参与产业链国际合作的强大优势，是我国经济稳中求进的支撑力量。发展好新能源，是各方强烈共识，更是构建新型电力系统的关键任务。

其二，从战术层面看，新能源消纳有其近忧。2023年新能源新增装机约2.7亿千瓦，2024年将再新增2亿千瓦，极有可能提前实现2030年风光总装机12亿千瓦目标；而且，新能源并网节奏呈现大规模、集中式特点，可谓“绿电奔涌”。而系统安全关涉全局，是强约束条件，电力系统正经历空前、持续的“压力测试”：调节能力不足、平衡难度加大，新能源大规模、高比例消纳面临瓶颈。

其三，从战略层面看，新能源消纳有其远虑。在降碳政策的强有力推动下，新能源越来越成为清洁化低碳化的主力，而从长远来看，能源转型的安全性、经济性同样至关重要。我们能否处理好发展的不平衡不稳定性，努力破解“能源不可能三角”，最大限度减少沉没成本？在碳达峰碳中和的主战场，我们能否降低能源转型的代价、控制能源转型的风险？

推动我国新能源高质量发展，战术上需要形成协同、有效的应对方案，以解近忧；战略上则需要找到规划思路升级、机制创新的长远之策，以谋远虑。

这尤其需要“统筹”的智慧，例如：如何保持新能源发展势头，又同步提高其安全可靠替代水平？如何在降低传统能源比重的同时，立足既有资源创新形成多能协同格局？如何推进电力技术、市场机制、商业模式的创新，并想办法让三者实现妙不可言的耦合？

大智兴邦，不过集众思。新能源消纳是提高能源转型质量的“破题点”，需要能源电力行业甚至全社会进行长期的协同创新。本刊将努力呈现这场大规模协同的前沿动态、多方观点，并持续更新清单、拓展视野。

新能源是如此之“新”，宏阔蓝图尚在铺展，探索实践尚在行进，很多问题还不能给出完整精确的答案——但这不正是“新”之魅力吗？新的一年，让我们一同追寻！

源：新增装机迅猛 规划亟待升级

近年来，我国新能源发电装机呈现快速增长的趋势。截至2023年12月底，全国新能源发电装机容量超过10亿千瓦，比2021年年底增长57.7%。在不久前召开的2023光伏行业年度大会上，中国光伏行业协会对2023年全年光伏发电装机预测进行年内第二次上调，由120~140吉瓦上调至160~180吉瓦。

新能源发电装机的快速增长，离不开我国政府近年对新能源产业的推动。在落实“双碳”目标、构建新型能源体系的背景下，相关部门出台多项支持新能源产业发展的政策意见，如国家发展改革委、国家能源局发布的《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》明确，到2030年，规划建设以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地，总装机容量达到4.55亿千瓦。

技术进步是新能源发电装机容量增长的另一个助推力。伴随着技术不断更迭，新能源设备成本也逐年降低，并拉低了整体开发建设的成本。在过去一年中，新能源行业成为投资热点。根据万德经济数据库的统计，仅2023年上半年，光伏行业有60家企业发起了近2000亿元再融资，融资额是2022年同期的4倍。

快速增长的装机无疑会给电力系统的稳定运行带来新的挑战——在新能源大基地，集中度高、容配比高、同时率高的“三高”现象或将出现，这对系统频率控制提出了更高要求；在分布式新能源集中的地区，当新能源大发时，系统需要更多的调峰调频资源来平衡电力供需，增加系统的运行成本。面对上述新情况、新问题，行业需要以系统性思维审视并探索解决问题的方法。源头治理、消除规划中的症结就是破解消纳难的可选之策。

新能源规划与消纳直接相关，随着新能源发电装机容量的持续增长，两者之间的关系更为密切。2023年年底，在对照国家能源局《分布式电源接入电网承载力评估导则》进行评估后，多省区公布了分布式光伏开发的红、黄、绿区域，引起了业内人士的关注。对于如何在“接入承载力红色警戒区域”继续开发分布式光伏，不同省区思考的重点也有所不同。一些省份提出，对于红色区域内已备案未开工项目暂缓建设，未备案项目则停止备案；但也有省份认为，不宜将预警信息作为限制项目开发的依据，对于红色和黄色区域，可通过异地配储、集中汇流等措施提高电网承载力。

不同的考量，实际上是管理部门在从规划入手，探索更有效的新能源消纳思路。

以科学规划提高消纳水平也是业内人士的共识。正泰新能董事长陆川介绍，在国外一些地区，政府会用招标的方式明确并网点的资源情况。一个地方能建多少光伏、有多少消纳容量是清晰的。同时，政府相关部门会对电源点并网的电能质量提出相应要求，这也给企业预留了技术创新的空间。但目前，我国在这方面的信息尚不透明，不管是分布式光伏还是地面电站，都遇到过类似的情况。他建议，应对于新能源的消纳容量给出确定性的规划并及时披露，如果信息披露足够充分，相信很多企业会自主选择是否要推进项目。

遵循市场规律、改变规划理念也有助于消纳。国网发展部原副主任张正陵认为，绿色电力发出来、送出去，归根到底要靠市场买单。在新能源发电容量占比较高的电力系统中， 需要在规划阶段就充分考虑市场需求，摆脱路径依赖，改变传统的规划模式。只有这样，才能提高通道的利用率。

网：确保系统安全 力争量率一体

能源安全不仅是推进“双碳”目标、构建新型能源体系的基础，更关系到经济社会的平稳发展。2024年全国能源工作会议上，国家能源局提出要扛牢能源安全首要职责，立足我国能源资源禀赋，坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，全力抓好能源增产保供，持续提高能源资源安全保障能力。

然而，随着新能源发电容量的增长，我国电力系统面临的安全形势不容乐观。

在2023年智慧用能与节能技术发展论坛上，中国工程院院士王成山表示，电源与负荷的变化使大电网的安全稳定运行面临巨大挑战。在电源侧，火电装机比例逐渐降低，深度调峰能力不足，新能源出力具有波动性、间歇性等特征，对电网灵活调节能力提出更高要求；在负荷侧，随着空调、电动汽车等负荷快速增长，季节性用电趋势和峰谷差愈加明显。

配电网的安全运行也受到分布式新能源发展的影响。华为数字能源技术有限公司智能光伏产品线总裁陈国光认为，过去，屋顶光伏只安装在光照条件好的朝向，如今，因为系统成本降低，光伏安装会更多地利用屋顶资源，以便多装组件、多发电，提高系统投资回报额。但随着屋顶可利用面积成倍增加，分布式光伏接入配电网时产生风险也随之增大，安全问题需要引起足够的重视。

保障电力系统安全的关键在于坚持“量率一体”，这离不开与新能源发展相适应的外送通道和调节资源。近年来，我国推动源网荷储协同发展，力争实现清洁能源的广域高效配置和就近消纳；同时不断完善能源调节体系，除了加快建设抽水蓄能、布局新型储能，也推动相关技术发展，满足大规模新能源调节和存储的需求。

除了传统储能技术，构网型储能等新技术也有望提升系统安全。陈国光认为，可通过构网型储能技术，实现从电流源型控制转为电压源型控制，具备强惯量支撑、瞬时稳压与故障穿越，以及提高有功和无功控制与响应的能力，主动缓解频率和电压波动，改变原有的新能源控制模式，让光伏发电从适应电网走向支撑电网、再到增强电网。

科学调控也是助力消纳的手段。水电水利规划设计总院新能源部副主任王跃峰认为，对于光伏，可以通过提高午间用电提升消纳水平，利用价格机制引导用电负荷向午间时段转移；对于风电，可利用区域内交流电网灵活送受电特性，扩大调度平衡区域，发挥大电网平台作用，以最低成本充分调用灵活性资源。

荷：激发绿电消费 引导供需协同

不久前，国家能源局召开绿证核发工作启动会，12家申领绿证的发电企业和10家绿色电力用户代表获颁首批绿证。

绿证是我国推进绿色电力消费的途径之一。2023年7月，国家发展改革委等联合印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》，对我国绿证制度进行了全面修订完善，在明确由国家能源局负责绿证相关管理工作的同时，对全国风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证。国家能源局首批核发绿证涉及项目1168个、发电企业755家。

除了购买绿证，消费绿色电力的另一种方式是绿电交易。

在不久前召开的《我国绿电交易现状及重点问题研究》报告发布暨专家研讨会上，中国能源研究会理事长、国家能源局原副局长史玉波表示，绿电交易作为绿色电力市场的核心机制之一，通过市场化交易手段，将可再生能源发电企业直接与需求侧用户连接起来，有效推动了可再生能源利用的规模扩大和绿色发展。但目前，我国绿电交易仍然面临一些重点问题和挑战，需要相关政府部门、市场组织机构、市场交易主体等共同探索解决方案。

当前，尽管我国电力市场的交易与交易机制已经初步建立，发用电一体的“产消者”也开始涌现，但现有机制下，消费绿电的主动性并未被激活，需求侧主动响应能力仍然较弱，“源荷互动”的市场化机制尚未建立。

北京电力交易中心副总经理庞博认为，新能源电源的边际发电成本低，而电力系统消纳成本高，传统边际成本竞价形成的价格难以完全体现为消纳新能源所付出的系统成本。同时，用户侧对绿色消费的积极性未能得到充分激发，绿电交易成交电量仅占市场化总交易电量的2%。

从本质看，没有消费就没有消纳。要让更多绿电进入市场、参与交易，可以根据电力系统的特点，统筹优化市场机制、交易模式。

庞博建议，应从两个维度出发，基于适应新能源特性的角度设计市场机制，对大型风电光伏基地项目，可依托大电网、大市场，通过省间灵活交易，有效利用全网调节能力，实现大规模资源优化配置和余缺调剂，满足大基地新能源消纳的需要；对分布式新能源项目，需要推动分布式、微网、虚拟电厂等资源聚合参与交易，更好激发出负荷侧资源的调节能力。对如何激发用户对绿色电力的消费需求，他认为可分类施策，将可再生能源消纳责任分配至市场主体。

除了继续发挥中长期市场的兜底保障作用，新能源的规模化消纳还需要现货市场的有力支撑，特别是跨省跨区电力现货市场。广州电力交易中心党委委员、总会计师王鑫根认为，应加强绿电与常规电能量市场的衔接，尤其是加强绿电交易与常规电力中长期交易的衔接，保障绿电交易与电力现货市场有序协调。

在绿电消费的潜在用户中，外向型企业有望成为主动消费绿电的重要用户群。庞博认为，我国绿电、绿证的国际认可度有待提高，外向型企业迫切需要有效且经济的减碳途径，需要建立绿色电力消费等更多应用场景，以提升企业购买积极性。对此，陆川认为，可推动碳足迹和绿电使用与国际接轨，让消费者和企业体会到绿电在碳足迹上的优势，有效促进绿电消费。

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