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国家能源局6月4日就近日印发的《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》发布政策解读。国家能源局表示，《通知》明确了加快推进新能源配套电网项目建设、积极推进系统调节能力提升和网源协调发展、充分发挥电网资源配置平台作用、科学优化新能源利用率目标四项重点任务。
业内人士表示，近两年，新能源发展进一步提速，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。《通知》的印发对完善新能源利用率管理机制，支撑新能源高质量发展，加快构建新型电力系统和新型能源体系，推动实现“双碳”目标，具有重要意义。
适当放宽利用率目标
《通知》提出，科学确定各地新能源利用率目标。国家能源局要求，省级能源主管部门要会同相关部门，在科学开展新能源消纳分析的基础上，充分考虑新能源发展、系统承载力、系统经济性、用户承受能力等因素，与本地区电网企业、发电企业充分衔接后，确定新能源利用率目标。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%，并根据消纳形势开展年度动态评估。
电力规划设计总院相关人士表示，在“双碳”目标提出后，我国新能源发展进一步提速。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，需要新增建设大量新型储能等调节资源。上述人士认为，考虑到风电、光伏发电成本相对于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。
市场化方式消纳是趋势
《通知》强调充分发挥电力市场机制作用，加快建设与新能源特性相适应的电力市场机制，进一步推动新能源参与电力市场。国家能源局要求，优化省间电力交易机制，根据合同约定，允许送电方在受端省份电价较低时段，通过采购受端省份新能源电量完成送电计划。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，优化区域内省间错峰互济空间和资源共享能力。
业内人士认为，《通知》有利于激发市场活力，进一步拓宽消纳空间、提升新能源消纳利用水平。“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稳定社会各方预期，指导行业有序发展。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。”电力规划设计总院相关人士说。
上述人士表示，各地新能源规模、系统调节能力情况逐年变化，新能源建设周期一般为半年左右，调节能力建设进度有快有慢，其中煤电灵活性改造按照国家制定的年度计划稳步推进，抽蓄建设周期一般为5至7年。新型储能建设周期虽与新能源基本匹配，但考虑技术经济性，当前新型储能配置时长一般为2至4小时，无法满足部分新能源占比较高地区长时间调节需求。因此，新能源利用率目标既要因地制宜，又要统筹新能源和调节能力建设规模、时序和成本变化趋势，结合消纳形势动态优化调整。
