期待已久，意料之中。对风电、光伏的利用率限制终于放宽，新能源消纳红线降90%。电网平台资源配置与电力市场将同时致力于双碳革命下的清洁替代与电能替代。这根红线的放开，只是市场化大幕的开启，大戏已经开演。
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关于新能源利用率的通知
2023年，全国风电利用率97.3%、光伏发电利用率98%。近两年，新能源发展进一步提速，截至2024年4月底，全国风电、光伏发电累计装机超过11亿千瓦，同比增长约38%，消纳需求大幅增加。
为了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，国家能源局印发了《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》（国能发电力〔2024〕44号，以下简称《通知》）。
图1 我国太阳能发电装机容量
从系统最优的角度来看，新能源利用率目标与新能源度电成本、消纳措施成本等因素有关。近年来，新能源技术进步带动发电成本下降，新能源大规模并网对系统消纳提出了更高要求，亟需调整新能源利用率目标管理方式，结合新情况，《通知》提出科学确定各地新能源利用率目标，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，统筹确定分地区的利用率目标。部分资源条件较好的地区可适当放宽，原则上不低于90%，并根据消纳形势开展年度动态评估。
将新能源的利用率目标从95%调整至90%，意味着电力系统对新能源的消纳能力的弹性增强，这有助于应对新能源发电的波动性和不确定性，特别是在风电和太阳能发电等受自然条件影响较大的能源形式。
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电网规划建设与并网服务
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系统调节能力和网源协调
《通知》提出系统调节能力提升和网源协调发展。系统调节能力建设是新能源消纳的重要保障，需要与新能源发展统筹推进。《通知》提出加强系统调节能力建设，省级能源主管部门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调节能力提升方案。
图2 我国太阳能发电装机容量
《通知》明确强化调节资源效果评估认定，开展煤电机组灵活性改造效果、各类储能设施调节性能、负荷侧调节资源参与系统调节规模和置信度的综合评估。针对部分新能源和电网项目规划建设时序协调不足、衔接不到位的情况，《通知》在要求加快配套电网规划建设的同时，强调有序安排新能源项目建设，省级能源主管部门要结合消纳能力，科学安排集中式新能源的开发布局、投产时序、消纳方向，指导督促市（县）级能源主管部门合理安排分布式新能源的开发布局，加强新能源与配套电网建设的协同力度。
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发挥电网平台作用，电力市场配置资源
为拓展新能源消纳范围，需要灵活调整调度运行方式，提升省间互济和资源共享能力。《通知》提出进一步提升电网资源配置能力，电网企业要进一步提升跨省跨区输电通道输送新能源比例，加强省间互济，全面提升配电网可观可测、可调可控能力，公平调用各类调节资源，构建智慧化调度系统。
较低的利用率调整，最直接的目的是鼓励更多的新能源项目开发，因为减少了对高利用率的严格要求，降低了新能源项目必须达到的技术和经济门槛，企业在投资的前期策划中，对并网消纳的预期及收益边界作出调整。这样也就对电力市场化的水平提出了更高的要求，同日，2024年6月4日，国家能源局出台《电力市场注册基本规则（征求意见稿）》，明确指出该《规则》的提出是根据《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）《国家发展改革委 国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）和《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则（试行）》《售电公司管理办法》等文件，制定面向全国统一电力市场体系，包含电力中长期、现货、辅助服务市场，明确经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等）。
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写在最后，一点联想
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