导语

近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源装机规模稳居全球首位，发电量占比稳步提升，成本快速下降，已基本进入平价无补贴发展的新阶段。在“双碳”目标下，我国已明确到2030年，风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。从国家规划、能源消费的低碳化趋势和新能源装备技术等各个层面，都释放出了新能源进一步大规模开发利用的利好信号。

5月23日，国务院关于印发《2024—2025年节能降碳行动方案》的通知(国发〔2024〕12号)，文件提出，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%。这就意味着，新能源放开95%的消纳红线，风光装机量将有很大程度的提升。

6月4日，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》。其中提出，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”；强调充分发挥电力市场机制作用，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。

新能源消纳能力要跟上

弃风弃光现象曾是制约我国新能源产业高质量发展的重要因素。有人形象地比喻，风电光电就像地头的农特产品，随着种植规模扩大，当地老百姓吃不完，深加工能力跟不上，外送物流渠道又不畅通，只能将一部分白白扔掉。由此可见，弃风弃光的根源，是一定区域内的新能源电源建设速度超出消纳能力，从而造成能源的规模化发展和高效消纳利用之间的矛盾。

2015、2016年左右，在补贴政策驱动下，国内的风电、光伏装机增速非常迅猛，建设了很多风光发电基地。但这类清洁能源所发的电力，因为地点分散、波动性大，很难像火电或核电一样，被高效利用，从而导致了很多浪费，也就是弃风率和弃光率很高。

2018年10月，国家发布《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》，首次明确要求，自2018年起，要确保弃风、弃光电量连年下降，到2020年时，光伏发电利用率要高于95%，这也就是95%的消纳红线的由来。

95%的消纳红线确定后，各地要上马新的风光电项目，就需要看这个地方在过去一段时间的消纳情况是否达标，弃风弃光率越高的地区，就越没有可能再增加这方面的投入。

“双碳”目标提出后，我国风电、光伏装机规模开启了新一轮爆发式增长。截至2023年底，我国风电、太阳能发电累计装机达10.5亿千瓦，占总装机的比重从2022年的29.6%提升至36.0%。尤其是在三北省份，新能源装机占比普遍高于全国平均水平，其中青海接近70%，甘肃、河北、宁夏均超过 50%，内蒙古、新疆超过40%。

2022年发布的《“十四五”可再生能源发展规划》指出，我国可再生能源将进入高质量跃升发展新阶段。在这一判断中，“高质量”不难理解，所谓“跃升”，既是装机规模的跨越式发展，也是可再生能源在电力消费中的占比快速提升，更是发展模式由政策驱动向市场驱动的新转变。以风电、光电为代表的新能源作为可再生能源的主力军，将在未来清洁低碳、安全高效的能源体系中起到“挑大梁”的作用。因此，必须坚持先立后破、通盘谋划和系统观念，有效化解新能源发展面临的各种挑战。当务之急是要统筹解决好新能源大规模开发和高水平消纳，以及保障电力安全可靠供应之间的关系，协同推进新能源的规模、效益和安全。

新能源渗透率的提高大幅增加了新能源电力的消纳压力，尤其是对于本地电力消费量较低、输送能力不足、缺乏调节手段的省份地区而言，仅靠现有资源维持较低的弃风弃光率、满足95%的新能源消纳红线几乎成了不可能完成的任务。因此，近年来业内频频发声，消纳并网问题已对新能源高比例大规模可持续发展形成制约。

与此同时，风电、光伏预计还将保持高速增长态势。今年5月，中国电力企业联合会发布《2024 年一季度全国电力供需形势分析预测报告》。报告显示2024年1季度我国电力需求保持了较高增长，电力供给的绿色低碳转型成效显著。并网风电和太阳能发电合计装机容量预计将在今年二季度至三季度首次超过煤电装机，2024年底达到13亿千瓦左右，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力凸显、利用率将下降。

95%红线下调，但要保证经济性

5月29日，国务院印发《2024-2025年节能降碳行动方案》提出，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%。这意味着，伴随着新能源装机大刀阔斧上马落地，坚守了多年的95%新能源消纳红线，出现松动。

电站方面，新能源大基地项目持续推进。第一批9705万千瓦基地项目已全面开工，部分已建成投产，第二批基地部分项目陆续开工，第三批基地已形成项目清单。

在电网承载能力和负荷用电水平不变的情况下，消纳利用率每下降1个百分点，可新增约3%的装机增长，按照2023年底光伏装机容量609GW，约增加18GW的装机容量。现全国98%的消纳水平，如果下行放开至92%，对应光伏的增长空间将达到108GW。考虑到现行95%红线的全国平均消纳率在98%，放开至92%，预计消纳率也会维持在95%以上的水平，额外带来的装机增量约54GW。结合中国光伏行业协会对于2024年中国新增光伏装机保守/乐观情况的预测值在190/220GW，按照消纳红线下行3%，今年新增装机保守/乐观预期可达240-270GW。

同时，《行动方案》还提出，“十四五”前三年节能降碳指标进度滞后地区要实行新上项目非化石能源消费承诺，“十四五”后两年新上高耗能项目的非化石能源消费比例不得低于20%。

目前全球每年60%的新能源装机增量都来自于我国，仅是2023年一年之内，我国就新增新能源装机近3亿千瓦。而且中国的“双碳”进程是高度政策可控的，为实现2060年60亿千瓦左右的终极目标，我国的新能源装机持续上量本身就是高度确定的。

伴随着新能源装机的狂飙突进放量增长，以及新能源市场化消纳比例的激增，绿电电价在大幅走低，新能源利用小时数也在下滑。光伏和风电电站的系统成本下降非常明显，为承担额外的成本提供了更大的空间，目前光伏项目的正常EPC(工程、采购、建设)的价格在3-4元/W左右。放开消纳率之后，虽意味着可以新增并网更多电站，但也会影响发电的收益，降低EPC前期投资。针对这一现状，保证项目的经济性比消纳红线是多少更为重要。

新能源项目的经济性体现在两个方面：一是新能源项目自身的经济效益，无论是西北地区的集中式还是中东部的分布式，如果新能源项目在全生命周期无法实现自身盈利，并不利于行业持续发展；二是新能源项目的社会效益，也即绿电替代。如果大量上马新能源后大面积弃风弃光，也是有违“双碳”本意的。

但是随着新能源的跃进式发展，预计2024年新能源发电装机规模将达到13亿千瓦，历史性超过煤电装机规模，当新能源装机成为主力后，95%的利用率已难以适应新的形势，为了达到这个目标，出现了一些与经济性原则相悖的现象。我国目前执行的是“指令计划型”新能源消纳政策，而非“经济性”消纳政策，导致出现某区域调峰市场允许1元/度的调峰服务被调用，去消纳相同数量约0.37元/度新能源的现象。然而，单纯依靠调峰市场，依然难以达到95%的利用率目标。

2021年10月湖南电网首次提出建立“新能源+储能”机制，要求风电、集中式光伏发电项目应分别按照不低于装机容量15%、5%的比例（储能时长2小时）配建储能电站，随后在国内大部分地区强制配储成为新能源项目的并网条件。

关键在提高电网消纳能力

国务院适时下调新能源利用率，是因应新形势做出的政策调整，调整消纳红线之外的指引方针，是更值得深入理解的风向标。从95%到90%的调整仅是表象，提升消纳能力、保证项目经济性进而实现新能源的高质量和良性发展，才是《行动方案》的灵魂与根本目的。

6月4日，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，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。《通知》提出以下4点任务：

一是加快推进新能源配套电网项目建设。随着新能源大规模并网，配套电网建设需求大幅上升，需要加快配套电网规划、建设工作，优化接网流程。《通知》提出加强规划管理，分别对500千伏及以上、500千伏以下配套电网项目及配电网的规划管理工作提出改进要求。其中，明确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”。

同时，为做好2024年新能源消纳工作，要重点推动一批配套电网项目建设。《通知》附件显示，2024年开工的新能源配套电网重点项目共37个，包括陕北-安徽特高压直流工程、川渝特高压交流工程、蒙西-京津冀特高压直流工程等五个跨省跨区通道。

二是积极推进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。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。

三是充分发挥电网资源配置平台作用。新形势下，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。《通知》强调充分发挥电力市场机制作用，加快建设与新能源特性相适应的电力市场机制，进一步推动新能源参与电力市场。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。

四是科学优化新能源利用率目标。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，结合新情况研究新办法。《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。