近段时间以来，为新能源利用率“松绑”的政策信号引发关注。国务院印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》、国家能源局发布的《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》(以下简称《通知》)，都为新能源利用率提出了一个更宽松的目标——90%。业内坚持多年的新能源95%利用率红线下调。
新能源利用率指的是在新能源发电过程中，实际被有效利用的电量占总发电量的比例。这个比例越高，说明新能源利用效率越高，浪费的电量越少。制定新能源利用率高目标，有助于解决弃风弃光等问题，但鉴于新能源消纳的特殊性，过高的目标反而可能限制新能源发展规模。
多位业内专家在接受记者采访时表示，此次新能源利用率目标的下调，释放出新能源产业高质量发展信号，新能源装机空间有望进一步打开，市场化方式消纳是大势所趋。
面临消纳难题
“双碳”目标提出以来，我国风电、光伏发电装机规模开启新一轮爆发式增长。截至2023年底，全国累计风电装机容量约4.4亿千瓦，光伏发电装机容量约6.1亿千瓦，合计占全国电源总装机比重达36%。全国新能源消纳监测预警中心发布的数据显示，2023年全国风电利用率97.3%、光伏发电利用率98%。
但也要看到新能源消纳面临新挑战。“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，部分地区甚至已低于0.2元/千瓦时。若按照100%利用率考虑，为利用价值0.3元/千瓦时的1度电支出0.5元储能成本，在经济上不合理。”水电水利规划设计总院副院长张益国分析，过高的新能源利用率目标将提高系统灵活资源需求和电力供应成本，不利于新能源行业发展。
伴随新能源装机持续高速增长，局部地区消纳问题逐渐显现。国家能源局数据显示，截至今年3月底，全国可再生能源装机达到15.85亿千瓦，同比增长26%，约占我国总装机的52.9%。其中，风电和光伏发电之和突破11亿千瓦，消纳需求大幅增加。而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，今年1—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。部分地区、部分时段消纳压力已有所显现。
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。张益国认为，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，为实现碳达峰目标和新能源行业健康发展奠定坚实基础。
“从长远看，适度下调新能源利用率目标有利于新能源产业发展。目前新能源建设成本已低于火电等传统能源建设成本，此举可使电网在原有火电、储能等调节电源基础上，接纳更多新能源，从而增加新能源在电网中的占比。”中国能建中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司副总工程师丁雨说。
惠及全产业链
国网能源研究院有限公司新能源与统计研究所所长李琼慧认为，新能源利用率目标的下调意味着国家对新能源产业采取更加科学合理的管理方式。
“此举将投资决策权交给了企业，不仅可引导新能源企业理性投资，还可防止电网‘一刀切’式管理。”光伏行业分析师、智汇光伏创始人王淑娟认为，在风、光度电成本大幅下降的前提下，下调新能源利用率目标，是通过市场手段平衡弃电与装机增量、促进风电和光伏装机容量增长、驱动全产业链升级发展的有效手段。
很多新能源企业从中看到了市场机遇。协鑫能源科技股份有限公司日前发布全新的光储充数智一体化云平台，可通过清洁能源与电网深度融合、搭建城市虚拟电厂、参与电网需求响应和辅助服务，帮助企业获取最大收益。在分布式户用光伏领域，公司开发全套解决方案，采用“自发自用、余电上网”模式，推动光伏发电与户用储能一体化发展。该公司旗下鑫阳光户用公司总经理孙海鹏说，为适应新消纳指标，企业将进一步提升技术水平、优化成本控制，保持市场竞争力。
下调新能源利用率目标，意味着放松新能源发电接入电网的限制。随着新能源发电量增长，对储能技术的需求也会增加。“新能源发电由环境而非负荷决定，具有间歇性和不稳定性，可能出现能源大量浪费或供应不足等情况，影响新能源消纳。”西安奇点能源股份有限公司产品推广总监邱点兵认为，储能技术在新能源消纳过程中不可或缺，既能帮助解决新能源在发电过程中出现的弃风弃光问题，又可平滑系统波动、提升电力系统稳定性。
储能技术发展、储能成本降低，有利于推动电力价格合理化分布，为用户带来利好。“电力成本占大型制氢项目成本70%以上，新能源发电成本高一直是氢能行业发展的瓶颈。”江苏天合元氢科技有限公司总裁段顺伟表示，如果能获得更便宜的可再生能源电力，将大幅降低制氢成本，推动氢能广泛应用。
陕西省太阳能行业协会近期正在开展隆基绿能科技股份有限公司陕西地区“光伏+取暖”示范项目、特变电工西安电气科技有限公司电力直流送电(柔直)技术的推广工作。
陕西省太阳能行业协会会长安福成认为，此次消纳红线的下调，将为新能源产业链上下游带来更多机遇。这一政策变化反映出我国电力体制改革正在加速推进，将为虚拟电厂、调峰辅助服务等新兴技术和服务模式发展创造有利条件。
突出市场作用
为新能源利用率“松绑”，着力破解的是新能源消纳痛点难点。
值得注意的是，《通知》从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等方面，提出17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。
从政策导向来看，市场化方式有望成为新能源消纳重要途径。《通知》在充分发挥电力市场机制作用方面提出，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。
这为企业提供了大展拳脚的空间。7月初，国网江苏省电力有限公司成功组织国内最大规模省级电网新型储能集中调用，实现了超450万千瓦新型储能与省级电力系统电源、电网、用电负荷等各环节的友好互动，相当于在光伏风电发电高峰期，为江苏打造了一座可储存900万千瓦时电量的“超级充电宝”。
随着电力市场化进程加快，各地风电、光伏产业持续发力。国家能源局数据显示，2023年全国超47%的新能源电量参与了市场化交易。2024年，陆上风电、地面光伏电站的电量也将以市场化交易为主。
近期，陕西省电力现货市场第三次结算试运行顺利收官。本次试运行历时32天，236座新能源场站、31家统调火电厂66台机组、87家电力批发大用户等多方参与。试运行期间，实时现货市场出清电量119.2亿千瓦时，整月运行期间均价为238.01元/兆瓦时，其中日均价最高为388.38元/兆瓦时、最低为108.67元/兆瓦时。陕西电力交易中心副总经理何方波介绍，电力现货市场反映了市场供需和成本变化，在促进新能源消纳、助力能源转型发展等方面具有重要作用。
多位受访者表示，未来随着风电和光伏发电能源渗透率不断提升，建议采取加强鼓励就地消纳、建设外送通道、构建新型电力系统、开发多渠道储能路径、加强多元化市场化交易等举措，从技术、经济、政策和社会接受度等多方面综合考虑，确保新能源电力高效、稳定、可持续利用。
来源：科技日报 记者 王禹涵
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