近日，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》（以下简称《通知》），从推进配套电网项目建设、系统调节能力提升和网源协调发展、发挥电网资源配置平台作用、优化新能源利用率目标、新能源消纳数据统计管理、常态化开展新能源消纳监测监管工作等六个方面，提出十七项措施，以提升电力系统对新能源的消纳能力，推动新能源高质量发展。

一、新能源消纳工作进入新阶段

在我国新能源发展初期，随着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的认识还不充分，相关措施未及时跟上，弃风弃光问题逐年加剧，2016年新能源平均利用率降至84%，达到历年最低水平。国家发展改革委和国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》，提出电源开发布局优化、市场改革调控、宏观政策引导等7个方面28项具体措施，国家电网公司以及各相关部门和企业均开展促进新能源消纳的相关工作。在各方共同努力下，2017年以来全国新能源利用率整体逐年上升，2023年达到97.6%。

“十四五”后，我国风电、太阳能发电迎来新的发展机遇，新能源在电力系统中的比重明显提升。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的比重达到36%，较“十三五”末提高了11.7个百分点；发电量合计1.47万亿千瓦时，占全国总发电量的15.8%，比“十三五”末提高6.3个百分点。青海、甘肃等多个省份的新能源装机规模已经达到总电力装机的一半以上。

在双碳目标的激励下，新能源装机将持续保持高速增长，据初步预测，“十五五”期间，我国新能源装机总规模仍将大幅增长。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、调节能力裕度、管理机制等方面提前布局、超前谋划，为下阶段碳达峰目标实现和新能源行业健康发展奠定坚实基础。

二、新能源消纳面临新的挑战

一是新能源项目与电网建设的协同有待提升。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。风电、光伏发电项目前期工作起步早、本体工程建设快，大部分可以做到当年核准、当年开工、当年投产，而配套的电网接入工程建设周期相对较长，新能源配套接网工程从纳入规划、可研批复、建设投产所需时间比新能源项目建设工期一般要多半年甚至近一年时间。此外，受限于用地政策等因素，部分地区新能源开发存在一定不确定性，电网规划难以与之匹配。

二是电力系统调节能力快速提升但仍不能满足高速增长的调节需求。目前新能源的波动性还主要依赖于电力系统中的煤电、水电、抽水蓄能等传统电源，新能源大规模发展对调节资源需求日益增大。以西北电网为例，2023年12月西北5省区合计2亿千瓦的新能源装机最大出力接近9000万千瓦，但在个别晚高峰最大负荷时段，全部发电出力仅260万千瓦，不足部分全部需要常规电源配合调节。

当前我国“三北”地区大部分燃煤机组都已经进行了灵活性改造，调节能力大幅提升，但进一步开展深度调峰改造将面临着安全性、经济性和环保性差等问题，调峰与节能降碳目标兼顾日益困难。而抽水蓄能电站建设周期长，当前规划建设的项目要到2030年前后才能投入使用，电化学储能成本快速下降但全生命周期成本仍较高，支持需求侧响应的政策机制还需进一步完善，用户参与频次低，能力发挥不足，且新能源资源富集地区多以大工业负荷为主，调节能力不足，系统调节压力不断增加。

三是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，对跨省区输电通道的需求日益增加。另一方面，目前我国统一电力市场尚未建立，新能源外送调节责任分担、调节资源及网架建设成本疏导、受端省份火电发电需求、税收就业、送受两端可再生能源消纳责任权重等因素，导致省间新能源灵活输电进展较慢。

西北区域内已开展了省间电力市场建设，建立弹性交易机制，充分利用新能源“平滑效应”促进消纳，但仍未充分放开，其他地区进度相对较慢。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，一定程度上减缓了新能源消纳水平的提高。

四是消纳利用率约束在部分地区影响了新能源的快速发展。当前，新能源合理利用率目标还未有统一明确规定，各省按照原有利用率水平和发展惯性为主要消纳目标，部分省份按照95%或更高要求考虑。随着新能源技术经济性快速提高，新能源度电成本普遍降至0.3元/千瓦时左右，部分地区甚至已经低。