制约新能源发展的因素

"弃风弃光”问题曾经严重制约我国新能源发展。2010年起，新能源进入规模化发展阶段，并网装机容量快速增长。由于新能源发电的间歇性、波动性、随机性等特性，加上电网建设和消纳机制滞后，“弃风弃光”开始出现，并在2016年前后出现高峰，大量光伏电站被动“晒太阳”、风电机组“望风兴叹”，一些“弃风弃光”严重区域新能源建设陷入停滞。新能源发展的主要矛盾也逐步转为系统消纳问题。

“弃风弃光”问题不解决，新能源就“长不大”。为促进新能源消纳，“十三五”期间，新能源开发布局的主导因素由资源条件转向消纳条件。一方面，通过政策机制引导新能源开发布局优化，在新能源消纳预警机制严控下，限电严重地区的新增建设规模受限；另一方面，国家能源局制定了《清洁能源消纳行动计划(2018—2020年)》，电网企业持续深挖大电网的灵活调节潜力。在各方共同努力下，全国新能源消纳形势持续向好，到2020年风电和光伏利用率分别达到97%、98%，新能源消纳水平世界领先。

新能源进入跃升发展阶段，守住这个成绩并不容易。“十四五”期间是碳达峰的关键期和窗口期，新能源将迎来更大规模、更高速度的发展，消纳利用压力持续增长。电力规划设计总院预计，2025年全国新能源并网装机将达10.5亿千瓦左右。“十四五”期间，新能源将保持年均1亿千瓦左右的高速增长，规模达到“十三五”时期的1.4倍。与此同时，“十四五”期间我国新能源新增发电量占全部新增电量的比重，将由“十三五”期间的25%快速提升至45%。整体来看，“十四五”新能源消纳利用难度将大幅增加。

面对新形势，当前支撑新能源未来持续高效消纳利用的基础尚不牢固，主要体现在两方面：一是电力系统调节能力建设总体处于滞后状态。“十三五”期间，火电灵活性改造、抽水蓄能、调峰气电的规划新增目标，分别只完成了40%、50%、70%左右。新型储能成本仍然较高、安全性还有待提升，当前总体规模仍然较小。二是新能源跨省份输送比例偏低。由于配套电源建设滞后或受电网安全稳定运行限制，部分跨省份通道的新能源电量占比低于30%，跨省份消纳能力还有待提升。考虑当前大电网特别是“三北”地区新能源消纳空间裕度不大，如果出现新能源装机短期大幅增长、用电负荷增速明显下降等情况，新能源消纳平衡状态极易被打破，“弃风弃光”存在反弹风险，不可不防。

要提升电力系统灵活调节能力。构建新型电力系统，在发电侧，加强火电灵活性改造，推动抽水蓄能电站、天然气调峰电站建设；在电网侧，加大基础设施建设，提升资源优化配置能力，特别要发挥大电网资源互济作用，加速特高压核准和建设；在用户侧，推进终端电能替代特别是绿色电能替代，提高需求侧响应能力。此外，加快新型储能规模化发展，推动电力系统全面数字化，构建高效、智慧的调度运行体系。

要构建新能源消纳长效机制。在电网保障消纳的基础上，通过源网荷储一体化、多能互补等途径，实现电源、电网、用户、储能各类市场主体共同承担清洁能源消纳责任的机制，完善新能源调度机制，保障调节能力与新能源开发利用规模匹配。研究适应新能源发展的消纳和交易机制，在新能源绿色价值未能市场化的情况下，新能源如何参与市场交易，需要尽快研究相应的政策和市场机制，为新能源可持续发展创造良好的市场环境。

要优化新能源开发布局和节奏。持续开展新能源消纳监测预警，常态化监测、及时分析全国新能源消纳情况，研判未来消纳形势。发挥新能源开发建设工期相对较短、布局相对灵活的优势，通过优化制定各地区新能源合理利用率、消纳责任权重等指导政策，引导优化新能源开发布局和发展节奏。