近两年，我国新能源发展进一步提速，消纳需求大幅增加。为适应新能源高速增长形势，保障新能源高质量发展，国家能源局近日发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》。《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、亟待完善的重点领域，提出了具体要求，对规划建设新型能源体系、达成“双碳”目标具有重要意义。

　　局部消纳问题显现

　　促进新能源高效消纳，是保障新能源大规模可持续发展的核心问题。在发展初期，随着我国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认识尚不充分，相关措施未及时跟上，这一问题逐年加剧，2016年新能源平均利用率降至84%，为历年最低水平。

　　2018年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》，提出2020年全国风电、光伏平均利用率达到95%。

　　2019年以来，我国大力推进跨省区输电通道、坚强主干网架及配电网建设，不断提升电力系统调节能力，扩大新能源市场化交易电量，推动新能源快速发展、高效利用。2023年，全国风电利用率97.3%、光伏发电利用率98%，保持了较高水平。

　　进入“十四五”时期以来，我国新能源在电力系统中的比重明显提升，年发电量突破万亿千瓦时。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比重达36%，较“十三五”时期末提高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15.8%，比“十三五”时期末提高6.3个百分点。青海、甘肃等多个省份新能源装机规模已达总电力装机规模一半以上。

　　新能源装机持续高速增长，局部地区消纳问题逐渐显现。全国新能源消纳监测预警中心发布的《2024年3月全国新能源并网消纳情况》显示，1月至3月全国风电利用率96.1%、光伏发电利用率96.0%，均同比下降。

　　水电水利规划设计总院总规划师张益国表示，在“双碳”目标下，新能源装机将持续保持高速增长。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、管理机制等方面提前布局、超前谋划，为下阶段碳达峰目标的实现和新能源行业健康发展奠定坚实基础。

　　推进配套电网建设

　　仲夏时节，金沙江中游的多个梯级水电站“驯服”了奔涌而来的滚滚江水，源源不断的绿电通过金中直流输电线路向东奔流。

　　“金中直流±500千伏金官换流站投产以来，已累计向广西柳州负荷中心输送清洁电力超1084亿千瓦时，相当于节约标准煤3122万吨，减排二氧化碳8304万吨、二氧化硫60万吨，为防治大气污染、优化东西部传统能源和新能源配置持续发挥积极作用。”南方电网超高压输电公司大理局生产技术部经理余志远说，针对当前水风光一体化发展新趋势，公司积极推进换流站智能化建设，为优化西电东送能源配置注入新动力。

　　电网系统是新能源高效输送和消纳的核心环节。随着新能源大规模并网，配套电网建设需求大幅上升，需加快配套电网规划、建设工作，优化接网流程。

　　“新能源项目与电网建设的协同有待提升。”在张益国看来，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。

　　《通知》从规划、建设、接网流程3个环节打通了新能源目前在接网过程中的堵点。在规划层面提出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500千伏以下配套电网项目，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。

　　宁夏石嘴山风光资源丰富。截至2023年底，新能源装机总量193.6万千瓦，占比达41.6%，利用率连续5年超过97%。预计今明两年还将投产新能源15万千瓦，已审定储能项目9家，并网总容量180万千瓦。

　　据国网石嘴山供电公司发展策划部项目前期管理负责人丁凯透露，为加快推进新能源及储能项目顺利接入，公司加快曙光220千伏输变电工程前期工作，以满足石嘴山“绿电园区”接入需求。同步启动简泌源之山220千伏外部供电工程、中和储能220千伏外部供电工程业扩配套项目，以满足石嘴山3家储能项目接入需求。

　　为提升电力系统新能源消纳能力，国家能源局电力司司长杜忠明表示，要加快推进新能源配套电网项目建设，督促电网企业优化接网流程。今年着力推动川渝特高压交流工程、青海红旗750千伏输变电工程等33项重点项目建成投产，加快推进陕北至安徽特高压直流工程、甘肃至浙江特高压直流工程等37项重点项目开工建设。在此基础上，也要积极推进系统调节能力提升和网源协调发展。

　　促进省间资源共享

　　为拓展新能源消纳范围，需要灵活调整调度运行方式，提升省间互济和资源共享能力。

　　“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，一定程度上影响了新能源消纳水平提高。”张益国提到，当前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，对跨省输电通道需求日益增加。

　　为此，《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，提出要进一步提升输电通道能力和加强省间互济，完善调度运行规程并强调充分发挥电力市场机制作用。同时，要求打破省间壁垒，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。

　　在浙江湖州，供电公司联合相关部门参与全国省间绿电交易采购绿电，将这些绿电匹配到湖州32座充电站的356个充电桩，通过新能源车消纳富余绿电。此举不仅让本地新能源车主用上清洁绿电，还在加快建设与新能源相适应的电力市场机制、增强省间电力互济能力方面进行了有益探索。

　　“这些绿电多数来自西北地区富余的光伏绿电，受限于电网接收能力，波动较大的新能源很难全部接入电网消纳，跨省区绿电交易本质上是提升配网运行效率的有效途径。”国网湖州供电公司新能源汽车服务事业部负责人董寒宇介绍，后续还将广泛发动新能源充电站加入绿电购买行列，促进绿电消纳。

　　值得注意的是，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，限制新能源发展规模。《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%”。

　　电力规划设计总院副院长刘世宇认为，新形势下适当放宽利用率目标有利于为新能源发展留出更多空间。