2024.06.05

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导读：《通知》把提升新能源消纳能力的中心任务分解到了各项工作目标，具备更强的可操作性。

作者 | 第一财经 马晨晨

消纳能力不足已经成为制约新能源大规模发展的一大瓶颈，国家有关部门正致力于从多角度攻克这个难题。

国家能源局4日公布的《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》（下称《通知》）提出，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六个方面集中发力，旨在提升电力系统对新能源的消纳能力，确保新能源大规模发展的同时保持合理利用水平，推动新能源高质量发展。

通俗来说，新能源“消纳”能力是指，在确保电力系统安全稳定运行的前提下，能够接纳和消费多少新能源发出的电力。由于以风光为代表的新能源“供给”并不稳定，同时电力又存在“即发即用”的特征，因此往往需要配合区域电网、调节性电源、储能、抽水蓄能等主体，才能有序提升消纳能力。

多位能源行业专家认为，上述《通知》把提升新能源消纳能力的中心任务分解到了各项工作目标，具备更强的可操作性。不过，针对破除跨区域电力市场壁垒等方面的措施，可能仍然存在不小阻力。

该政策发布后，电力板块震荡拉升。截至当日收盘，明星电力(600101.SH)涨停，郴电国际(600969.SH)、西昌电力(600505.SH)、广西能源(600310.SH)和乐山电力(600644.SH)等股涨幅均在5%以上。

适当放宽利用率目标

作为国家对各省份下达的一项重要指标，“新能源利用率”曾经倒逼许多地区自发提高消纳能力，也是外界得以预见产业发展前景的重要窗口。

为了解决彼时较为严峻的弃风弃光问题，2018年，国家发改委和国家能源局发布的《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》提出，风光发电利用率要高于95%。

截至2023年底，国内新能源装机总规模已达到10.5亿千瓦左右，约为2020年底的两倍。然而，在新能源爆发式增长的背景下，达成如此高的利用率目标显得越发“吃力”。

与此同时，部分时段消纳压力已有所显现。官方数据显示，今年1到4月份，全国发电设备累计平均利用1097小时，比上年同期减少49小时。其中，风电789小时，比上年同期减少77小时；太阳能发电373小时，比上年同期减少42小时。

继国务院5月29日公开发布《2024—2025年节能降碳行动方案》之后，上述《通知》再次明确：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%，并根据消纳形势开展年度动态评估。

多位专家认为，从整个能源系统经济性和全社会用电成本的角度来看，新能源消纳存在一个经济合理的利用率范围，片面追求过大比例的消纳，将极大提高系统的备用成本，限制电力系统可承载的新能源规模，反而制约了新能源发展，因此并不是越大比例的消纳越好。

中国能源研究会可再生能源专业委员会副秘书长王卫权告诉第一财经，该政策变化对能源企业而言有利有弊。一方面，个别项目会因新能源利用率下降损失一些发电小时数，从而使收益率有所下降。另一方面，该政策也意味着电网可以利用有限的接入能力，去接入更多的新项目，有利于新项目的并网。“总的来说，新规兼顾了电网安全稳定运行和新能源的平稳发展。”

华北电力大学经济与管理学院教授王永利认为，《通知》不仅出于新能源发展的经济角度作出安排，而且强化了新能源接入和消纳的规范性和安全性。他表示，此前北方多地出现分布式光伏引发火灾事故、容量超标导致上级电源220kV变电站出现反向供电等险情，引发电力行业对于新能源爆发式增长带来系统性威胁的普遍担忧。

《通知》明确，把常态化开展新能源消纳监测分析和监管工作作为六项重点工作之一。国家能源局及其派出机构将新能源消纳监管作为一项重要监管内容，围绕消纳工作要求，聚焦消纳举措落实，常态化开展监管。加强对新能源跨省消纳措施的监管，督促有关单位取消不合理的限制性措施。

“现在新能源的增长已经接近电网冗余的临界值。更大规模的消纳，意味着我们的技术手段、市场机制和管理水平都要及时更新。”王永利对第一财经分析称。

加强跨省跨区调节能力

第一财经记者注意到，《通知》数次在不同的重点任务中都提到了加强跨省跨区的电力调节能力，而这也被业界普遍视为电力系统改革难啃的“硬骨头”。

例如，《通知》在“加强系统调节能力建设”中提到，“国家能源局结合国家电力发展规划编制，组织开展跨省区系统调节能力优化布局工作，促进调节资源优化配置”；在“进一步提升电网资源配置能力”中提到，“电网企业要结合新能源基地建设，进一步提升跨省跨区输电通道输送新能源比例”；在“充分发挥电力市场机制作用”中提到，“打破省间壁垒，不得限制跨省新能源交易”。

落实到具体细则中，《通知》中引人关注的一项是：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。

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎对第一财经表示，以上表述可以在某种程度上视为首次允许采取“虚拟合同”履约跨省送电计划。

她举例称，假如青海通过青豫直流向河南卖电，一年签了800亿的送电量，若青海发不出来或者青海本身在这个时段需要用电，那么青海可以自主决策是否要在河南市场上买河南本地的绿电来完成与河南的送电合约。不同点在于，原来跨省跨区的购售电执行情况很模糊，有的时候青海能送但是河南不要，有的时候河南想要但是青海送不出来。《通知》出台以后，跨省跨区合同的执行情况将会得到进一步的落实，未来青海或许还可以向其他省份购买电量填补送给河南的电量，大大提升了执行合约的灵活性，减少社会系统成本。

除了解决空间维度的新能源错位问题，《通知》还提出了时间维度互相匹配的可能性：优化区域内省间错峰互济空间和资源共享能力。“国内约有三个小时的时差，各地工作时间的差异形成的省间的错峰也可以优化电力供需模式。”彭澎分析称。

尽管理想美好，但是要想实现全国范围内的互联互通、打破省间电力交易壁垒，专家认为依然任重道远。

王永利表示，多年来地方电力交易壁垒始终存在，背后有着多重复杂的考量。例如，在某些经济发达地区，即便外省的电力价格更低，也会优先选择购买本地的电源服务。这不单是因为本地电源贡献了税收、就业等，也是为了保证本地电源的基本收益。因为相对而言，外送电源与本地用能是松捆绑状态，本地电源与本地用能是紧捆绑状态，保留本地电源能够很大程度上缓解本地的用能焦虑，避免局部电力高峰时段产生额外的经济损失或者意外事故。

值得注意的是，除了以上聚焦电网提升的措施以外，增强新能源的消纳能力也意味着其他相关问题有待逐个解决。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对第一财经表示，电网承担的责任不仅是输送电力，更重要的任务在于平稳电力。新能源的间歇性和波动性，给电网带来了巨大的成本。何时寻找到各方都能接受的方式分摊这项成本，决定了新能源消纳工作的推进节奏。

“修路的速度永远赶不上车辆增长的速度，就像架电网的速度永远赶不上新能源增长一样。”林伯强称，这表明构建一个安全稳定的新型电力系统，还需从加快灵活调节电源建设、释放需求响应潜力、鼓励就近消纳等多个方面入手，而非单一维度可以应对。

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