THE POLICY INTERPRETATION
政情观察
国家能源局印发的《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》（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。
01
我国处在新能源装机高速增长期，截至2023年底，全国累计风电装机4.4亿千瓦，太阳能发电装机6.1亿千瓦，合计占全国电源总装机的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。随着新能源装机占比不断提升，新能源消纳形势也愈发严峻，成为制约我国新能源发展的关键因素。根据全国新能源消纳监测预警中心发布的《2024年4月全国新能源并网消纳情况》，2024年1-4月，风电利用率低于95%的省份（地区）有9个，光伏利用率低于95%的省份（地区）有6个。实际弃电率可能远大于官方公布数字，据了解，新疆负荷较高的市州实际弃电率可控制在10%以下，但负荷不足的市州弃电率可能达到20%-50%之多；甘肃有些市州的弃电率在20%左右，最高的超过了25%。国家能源局及时发布本《通知》，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。
02
一是对500千伏及以上配套电网项目，国家能源局每年组织国家电力发展规划内项目调整，为国家布局的大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道”，加快推动一批新能源配套电网项目纳规。二是对500千伏以下配套电网项目，省级能源主管部门要优化管理流程，做好项目规划管理；结合分布式新能源的开发方案、项目布局等，组织电网企业统筹编制配电网发展规划，科学加强配电网建设，提升分布式新能源承载力。三是电网企业承担电网工程建设主体责任，会同发电企业统筹确定新能源和配套电网项目的建设投产时序，优化投资计划安排，与项目前期工作进度做好衔接，不得因资金安排不及时影响项目建设。
一是省级能源主管部门要会同国家能源局派出机构及相关部门，根据新能源增长规模和利用率目标，开展电力系统调节能力需求分析，因地制宜制定本地区电力系统调节能力提升方案，明确新增煤电灵活性改造、调节电源、抽水蓄能、新型储能和负荷侧调节能力规模，以及省间互济等调节措施，并组织做好落实。二是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。三是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；根据新能源消纳需要及时调整运行方式，加强省间互济，拓展消纳范围。打破省间壁垒，不得限制跨省新能源交易。
发电企业要大力提升新能源友好并网性能，探索应用长时间尺度功率预测、构网型新能源、各类新型储能等新技术，提升新能源功率预测精度和主动支撑能力。电网企业要积极与发电企业合作，加强省级/区域级新能源场站基础信息和历史数据共享，共同促进新能源友好并网技术进步。国家能源局组织修订新能源并网标准，明确新能源并网运行规范，推动标准实施应用，提升新能源并网性能，促进新能源高质量发展。
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。省级能源主管部门对本地区新能源利用率目标承担总体责任，于每年一季度按相关原则组织有关单位研究提出当年新能源利用率目标。各省份新能源利用率目标要抄报国家能源局，并抄送所在地相应的国家能源局派出机构，国家能源局进行全国统筹，必要时对部分省份的目标进行调整。
省级能源主管部门根据当年可再生能源电力消纳责任权重目标及新能源利用率目标，确定新能源年度开发方案和配套消纳方案。新能源年度开发方案要分地区确定开发规模，集中式新能源要具体到项目和投产时序，消纳方案要明确各类调节能力建设安排、拓展消纳空间的措施及实施效果。电网企业要进一步压实责任，围绕新能源利用率目标持续完善消纳保障措施。对实际利用率未达目标的省份，国家能源局以约谈、通报等方式予以督促整改。
发电和电网企业要严格落实国家能源局《风电场利用率监测统计管理办法》（国能发新能规〔2022〕49号）和《光伏电站消纳监测统计管理办法》（国能发新能规〔2021〕57号）（以下简称《办法》）规定的风电场、光伏电站可用发电量和受限电量统计方法，新能源利用率按仅考虑系统原因受限电量的情况计算，电网企业要明确并公布特殊原因受限电量的认定标准及计算说明。
一是国家能源局组织全国新能源电力消纳监测预警中心、国家可再生能源信息管理中心，开展月度消纳监测、半年分析会商和年度消纳评估工作。全面跟踪分析全国新能源消纳形势，专题研究新能源消纳困难地区问题，督促各单位按职责分工落实。二是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。
03
新能源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。电网建设的相对滞后，明显制约了新能源的发展。本《通知》从国家层面向电网公司施压，要求加快电网建设进度，并明确要求不得因资金安排不及时影响项目建设。预计一批促进新能源送出的电网项目将加快启动建设。
根据国家能源局要求，省能源局负责制定本地区电力系统调节能力提升方案，将给公司带来持续的咨询业务。我国东中南部用电量大、绿色电力需求大，但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，东西部省间互济仍是必要的调控手段。同时需要注意到，外来电对受端省份本土电力构成了一定的竞争，尤其是会挤压本省火电生存空间，进而对税收就业带来影响，所以受端省份对外来电的态度比较矛盾，一方面从增加绿电消纳角度确实需要，另一方面从维护本省电厂利益角度考虑又存在疑虑。因此有必要建立一个合理化消纳外来电的机制，营造送受端双赢的局面。西北区域通过省间电力市场建设，建立弹性交易机制，但仍未充分放开，其他地区进度相对较慢。在国家能源局牵头组织下，预计省间电力交易市场化机制将加快建立。
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。当前大部分燃煤机组已完成灵活性改造，规划建设的抽蓄项目要到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，因此新能源场站本身并网性能的提升尤为必要。构网型新能源对电网更加友好，有利于提升电力系统安全性，当前还在试点示范阶段，预计很快构网型技术将成为新能源项目标配，可能增加10%至20%的投资成本，项目开发团队对此要有充分的预期。
新能源消纳利用率约束在部分地区影响了新能源的快速发展，合理利用率目标的制定已引起国家层面的关注。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于0.2元/千瓦时，若仍按照100%利用率考虑，为利用价值0.3元/千瓦时的1度电需支出0.5元的储能成本，经济上并不合理，也不符合全社会成本最优的基本逻辑。
但准确计算新能源合理利用率相当困难，这过程中有新能源投资、储能投资、风光水火比例、储能类别选择等诸多变量需要考虑。但不管怎样，行业内已形成的共识是，适当降低利用率指标，可促使新能源供给更加充裕，对降低电力供应成本或许更有利。本《通知》对各省新能源利用率约束较之前做了放宽，对于资源条件好的地区和项目允许适度弃电以提升开发规模，是理性务实的选择。当然，全面放开新能源利用率约束在当前阶段也不现实，因为可能引起新能源规模盲目扩张，建而不用造成巨大浪费。
所以，国家和各省份均在摸索中前行，不断总结经验，调整步伐。总体判断，该《通知》赋予了省级能源主管部门更多的自主权，各省根据本省情况设定合理新能源消纳目标，有利于释放更多新能源增长空间。根据经验数据分析，以湖北省为例，如果将弃电率目标从5%调整到6%，即增加1个百分点，则2025年可以多释放200万千瓦的新增光伏装机空间。
为有序安排新能源项目建设，各地能源主管部门需加强顶层设计，结合本地新能源发展意愿，统筹煤电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能等各类调节性资源建设，电网侧、负荷侧及市场机制等措施，综合考虑技术经济性，系统优化新能源年度开发方案和配套消纳方案。对于集中式新能源，需具体到项目，明确消纳方向和消纳条件；对于分布式新能源，需结合配电网承载力合理布局；对于沙漠戈壁荒漠地区大型风电光伏基地，需结合配套特高压通道开工建设时序，统筹推进新能源项目建设。新能源消纳方案研究，正是我公司擅长的，可成为公司提升行业话语权的重要抓手，开展此项工作将为公司新能源项目营销提供较强支撑。
国家能源局《风电场利用率监测统计管理办法》（国能发新能规〔2022〕49号）和《光伏电站消纳监测统计管理办法》（国能发新能规〔2021〕57号）（以下简称《办法》）均给出了两种利用率计算方式，即考虑全部受限电量的利用率和仅考虑系统原因受限电量的利用率，但未明确应按哪一个计算口径报送利用率，导致部分发电企业选择全部受限电量的利用率进行统计和报送，与电网企业统计的仅考虑系统原因受限电量的利用率不一致。《通知》明确新能源利用率按仅考虑系统原因受限电量的情况计算，能够排除不可抗因素、并网调试、计划检修、市场化交易决策不当等特殊因素影响，更加科学地反映新能源真实的消纳利用水平。《通知》同时要求电网企业明确并公布特殊原因受限电量的认定标准及计算说明，有利于进一步统一发电企业和电网企业的利用率计算方式，确保双方计算结果一致。
策划：党群工作部、规划分院
供稿：规划分院
编辑：党群工作部
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