新能源消纳新政亮点解读（附全文）

 

政策解读一

 

做好新阶段消纳工作 促进新能源高质量发展

张益国

（水电水利规划设计总院）  

近日，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》（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。

一、新能源消纳工作进入新阶段

在我国新能源发展初期，随着新能源快速规模化发展，弃风弃光问题开始出现，由于各界对消纳问题的认识还不充分，相关措施未及时跟上，弃风弃光问题逐年加剧，2016年新能源平均利用率降至84%，达到历年最低水平。国家发展改革委和国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》，提出电源开发布局优化、市场改革调控、宏观政策引导等7个方面28项具体措施，国家电网公司以及各相关部门和企业均开展促进新能源消纳的相关工作。在各方共同努力下，2017年以来全国新能源利用率整体逐年上升，2023年达到97.6%。

“十四五”后，我国风电、太阳能发电迎来新的发展机遇，新能源在电力系统中的比重明显提升。截至2023年底，全国累计风电装机容量4.4亿千瓦，太阳能发电装机容量6.1亿千瓦，合计占全国电源总装机的比重达到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。青海、甘肃等多个省份的新能源装机规模已经达到总电力装机的一半以上。在双碳目标的激励下，新能源装机将持续保持高速增长，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。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，为下阶段碳达峰目标实现和新能源行业健康发展奠定坚实基础。

二、新能源消纳面临新的挑战

一是新能源项目与电网建设的协同有待提升。一方面，部分地区在研究新能源发展规划时重点考虑资源条件，并未充分考虑并网送出和消纳，新能源规划规模与电网输变电能力、电力负荷消纳能力等未协同匹配。另一方面，电网送出往往与新能源项目建设进度难以匹配。风电、光伏发电项目前期工作起步早、本体工程建设快，大部分可以做到当年核准、当年开工、当年投产，而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。此外，受限于用地政策等因素，部分地区新能源开发存在一定不确定性，电网规划难以与之匹配。

二是电力系统调节能力快速提升但仍不能满足高速增长的调节需求。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。以西北电网为例，2023年12月西北5省区合计2亿千瓦的新能源装机最大出力接近9000万千瓦，但在个别晚高峰最大负荷时段，全部发电出力仅260万千瓦，不足部分全部需要常规电源配合调节。当前我国“三北”地区大部分燃煤机组都已经进行了灵活性改造，调节能力大幅提升，但进一步开展深度调峰改造将面临着安全性、经济性和环保性差等问题，调峰与节能降碳目标兼顾日益困难。而抽水蓄能电站建设周期长，当前规划建设的项目要到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，支持需求侧响应的政策机制还需进一步完善，用户参与频次低，能力发挥不足，且新能源资源富集地区多以大工业负荷为主，调节能力不足，系统调节压力不断增加。

三是送电能力需求快速增长，省间交易机制尚未完善。全国新能源消纳能力空间分布不均衡，资源富集的“三北”地区近年来风电光伏装机快速增长，发电能力远超本地用电需求；东中南部用电量大、绿色电力需求大，仅沿海11个省份用电量就占全国用电量的一半。但东部地区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。另一方面，目前我国统一电力市场尚未建立，新能源外送调节责任分担、调节资源及网架建设成本疏导、受端省份火电发电需求、税收就业、送受两端可再生能源消纳责任权重等因素，导致省间新能源灵活输电进展较慢。西北区域内已开展了省间电力市场建设，建立弹性交易机制，充分利用新能源“平滑效应”促进消纳，但仍未充分放开，其他地区进度相对较慢。扩大电网平衡和消纳范围是促进新能源消纳的有效手段，目前仍未充分挖掘，一定程度上减缓了新能源消纳水平的提高。

四是消纳利用率约束在部分地区影响了新能源的快速发展。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，经济上不合理。适当降低利用率指标，可促使新能源供给更加充裕。此外，过高的新能源利用率目标也将抬高系统灵活资源需求和电力供应成本，限制了新能源发展规模。

三、《通知》的出台将为新能源持续大规模发展保驾护航

在我国新能源高质量发展面临的新形势下，要保障未来可再生能源高质量跃升发展，提升电力系统对新能源的消纳能力，出台《通知》恰当其时。

（一）推进配套电网项目建设。《通知》从规划、建设、接网流程等三个环节打通了新能源目前在接网过程中面临的堵点。规划层面提出对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，并为国家布局的大型风光基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道”。对500kV以下配套电网项目，要求省级主管部门优化管理流程，提升对新能源消纳和接网的承载力。在建设层面强调各级能源主管部门与电网企业的协同合作，对新能源配套电网项目建立年度清单，强调电网企业与发电企业之间的协调，避免因资金安排不及时影响项目建设。接网管理层面，强调了电网企业简化审核环节、推行并联办理和缩减办理时限，进一步加快新能源接网流程，大幅缩短接网时长。

（二）系统调节能力提升和网源协调发展。《通知》明确了企业、地方和国家能源主管部门在系统调节能力建设和网源协调发展统筹工作中的责任分工。强调发电企业要提升新能源友好并网性能，探索应用新技术，提高新能源功率预测精度和主动支撑能力。电网企业要加强信息共享，共同促进新能源友好并网技术进步。省级能源主管部门要因地制宜制定本地区电力系统调节能力提升方案，明确新增调节能力规模和省间互济调节措施，并定期开展调节性资源效果评估认定，根据结果科学统筹推进新能源项目建设。国家能源局负责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，明确新能源并网运行规范，促进新能源高质量发展。各方主体责任的明确为系统调节能力的稳步提升和网源协调持续发展提供了基本的工作遵循，稳步推动新能源消纳能力提升，保障新能源高质量发展。

（三）发挥电网资源配置平台作用。《通知》明确了电网在新型电力系统中资源配置平台作用的定位。明确要进一步提升输电通道能力和加强省间互济，完善调度运行规程和构建智慧化调度系统并强调充分发挥电力市场机制作用，打破输电“刚性”，提升输电“柔性”，适应新能源随机波动的特点，并允许送电方低电价时采购受端省份新能源电量完成送电计划。打破省间壁垒，明确要求不得限制跨省新能源交易。此外，提出要加快探索建立区域电力市场等措施，进一步优化资源配置和区域间、省间资源共享能力。

（四）优化新能源利用率目标。《通知》通过科学规划、优化管理、强化执行等三个方面，明确了未来新能源消纳利用率目标的动态管理方式。明确各省级能源主管部门要会同相关部门在科学开展分析的基础上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利目标至90%，并根据形势变化年度动态评估。优化新能源利用率目标管理方式，省级能源主管部门负责新能源利用率目标的管理，并每年进行评估。该项政策条款的出台，将最大限度尊重企业的开发意愿和自主选择，即在满足收益率和全社会成本最优的前提下，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。同时，考虑到我国具体国情，对于新能源利用率目标也未完全放开，既要充分考虑新能源技术进步和成本下降，适度放宽并提出合理利用率目标，扩大新能源装机规模，支撑双碳目标如期实现；也要避免地方政府和发电企业盲目发展，建而不用造成巨大浪费；还要督促电网企业和社会各界采取更有效措施进一步促进新能源消纳。

（五）新能源消纳数据统计管理。《通知》进一步规范新能源消纳数据的统计和管理，强调统一统计口径，严格落实相关管理办法，新能源利用率按仅考虑系统原因受限电量的情况计算。同时，明确要求全国新能源电力消纳监测预警中心和国家可再生能源信息中心共同开展新能源消纳数据统计校核工作。强化信息披露和统计监管，要求各级电网企业每月向风电场和光伏电站披露新能源消纳数据，国家能源局派出机构对消纳数据统计工作开展监督检查。《通知》要求加强监测分析和预警以及开展消纳监管。每年的一季度对上年度新能源消纳开展总结，并滚动测算本年及未来3—5年的利用率和消纳空间。围绕消纳工作要求常态化开展监管，为消纳工作有序开展提供了可靠抓手。

2023年，全国新能源新增装机超过2.9亿千瓦，预计“十四五”后两年新能源新增装机还将继续保持高速增长。随着《通知》各项措施逐步落地，新能源利用率虽然会小幅下降，但新能源开发规模、供给裕度、利用水平、盈利能力将继续保持良好态势，我国新能源行业将在高速发展的同时保持健康姿态，为我国乃至全球绿色发展贡献智慧与力量。

政策解读二

 

完善新能源利用率管理机制，支撑新能源高质量发展

刘世宇 刘强 王雅婷 汤兰西 崔阳

（电力规划设计总院 ）

近日，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》（以下简称《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。

一、科学优化新能源利用率目标，适应新形势下新能源高质量发展需要

（一）利用率目标管理有效引导了新能源高效消纳利用

“十三五”期间，为促进新能源消纳，国家发展改革委、国家能源局印发《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》，从源网荷储各侧及体制机制等方面提出了重点举措，并首次提出了全国及重点省份新能源利用率目标，对引导各地多措并举迅速提升新能源利用率、提高新能源发展质量起到了有效作用。2019年全国平均风电利用率为96%、光伏发电利用率为98%，提前完成2020年全国风电利用率力争达到95%左右、光伏发电利用率高于95%的目标。

（二）新形势下适当放宽利用率目标有利于为新能源发展留有更多空间

“双碳”目标提出后，我国新能源发展进一步提速，截至2023年底，我国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，虽然全国新能源利用率自2019年以来持续保持在95%以上的较高水平，但部分地区、部分时段消纳压力已有所显现。2023年，蒙西（93.2%）、青海（94.2%）风电利用率相对较低；西藏（78.0%）、青海（91.4%）光伏发电利用率相对较低。若在新能源消纳困难地区仍然维持新能源利用率95%以上水平，考虑当前系统存量调节能力已经基本挖潜，需要新增建设大量新型储能等调节资源，经济代价较大，推升全社会用能成本，不利于新能源大规模可持续发展。《通知》提出“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%”。考虑到风电、光伏发电成本相比于2010年已下降超过40%、80%，适当放宽新能源利用率目标，新能源项目的合理收益率仍能得到保障。从系统最优的角度统筹开发和消纳，适当放宽资源条件较好、新能源发电成本较低、系统消纳成本较高地区的新能源利用率目标，可为新能源发展留有更多空间。同时，设置90%的利用率目标下限，可防止新能源利用率短期内大幅下降。

（三）利用率目标需根据消纳形势动态评估

《通知》提出“新能源利用率目标根据消纳形势开展年度动态评估”“国家能源局会同有关单位进行全国统筹，必要时对部分省份的目标进行调整”。新能源规模、系统调节能力、新能源利用率三者密切相关、相互影响。各地新能源规模、系统调节能力情况逐年变化，新能源建设周期一般为半年左右，调节能力建设进度有快有慢，其中煤电灵活性改造按照国家制定的年度计划稳步推进，抽蓄建设周期一般为5—7年，新型储能建设周期虽与新能源基本匹配，但考虑技术经济性，当前新型储能配置时长一般为2—4小时，无法满足部分新能源占比较高地区长时间尺度调节需求。因此新能源利用率目标既要因地制宜，又要统筹新能源和调节能力建设规模、时序和成本变化趋势，结合消纳形势动态优化调整。

（四）市场化方式消纳是未来发展趋势

《通知》提出“充分发挥电力市场机制作用”，从优化省间电力交易机制、推动新能源参与电力现货市场、探索分布式新能源参与市场交易、打破省间壁垒、建立健全区域电力市场等方面提出促进新能源市场化消纳的电力市场机制，有利于激发市场活力，进一步拓宽消纳空间、提升新能源消纳利用水平。从国际上来看，欧美国家电力市场体系相对较为完善，新能源主要通过市场化方式消纳，对利用率不设置管理目标。我国电力市场建设仍在持续推进，当前仍需通过合理设置利用率目标来稳定社会各方预期，指导行业有序发展。未来随着全国统一电力市场的建设和市场机制的不断完善，新能源将逐步转变为市场化方式引导消纳。

二、强化新能源利用率目标管理和执行，统筹新能源发展和系统消纳能力提升

（一）优化新能源利用率目标管理方式

《通知》提出“优化新能源利用率目标管理方式”，明确了各方在新能源利用率执行方面的责任。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。一方面，需于每年一季度组织有关单位开展研究，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，并与本地区电网企业、发电企业充分衔接后，提出当年新能源利用率目标。另一方面，需合理制定新能源年度开发方案和配套消纳方案并组织落实，保障新能源利用率目标完成。电网企业需围绕新能源利用率目标，持续完善消纳保障措施，提升电网资源配置能力。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。

（二）统筹优化新能源年度开发方案和配套消纳方案

《通知》提出“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”。一方面，在一定的消纳方案下，可再生能源电力消纳责任权重目标和新能源利用率目标是新能源发展规模的重要指引，各地能源主管部门需进一步细化新能源的开发布局和投产时序，合理制定新能源年度开发方案，有序安排新能源项目建设。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。另一方面，加强系统调节能力建设、采取消纳能力提升措施可进一步扩大新能源消纳空间，提升新能源发展规模。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。

三、规范消纳数据统计管理工作，科学反映新能源真实消纳利用水平

（一）明确新能源利用率统计口径

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。

（二）强化新能源消纳数据的校核和披露

《通知》提出，发电和电网企业要严格按照《办法》要求，向全国新能源电力消纳监测预警中心（以下简称中心）报送相关基础数据，配合中心做好数据统计校核工作；电网企业要向其电力调度机构调度范围内的新能源电站披露相关数据；国家能源局派出机构开展监督检查，督促相关单位如实统计、披露数据。下一步，中心将积极做好校核工作，提升统计数据准确性，准确反映新能源消纳利用水平，服务新能源高质量发展。

全文如下

国家能源局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）

各省（自治区、直辖市）能源局，有关省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团发展改革委，北京市城市管理委员会，各派出机构，有关电力企业：

做好新形势下新能源消纳工作，是规划建设新型能源体系、构建新型电力系统的重要内容，对提升非化石能源消费比重、推动实现“双碳”目标具有重要意义。为深入贯彻落实习近平总书记在中共中央政治局第十二次集体学习时的重要讲话精神，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，现就有关事项通知如下。

一、加快推进新能源配套电网项目建设

（一）加强规划管理。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，并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。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。

（二）加快项目建设。各级能源主管部门会同电网企业，每年按权限对已纳入规划的新能源配套电网项目建立项目清单，在确保安全的前提下加快推进前期、核准和建设工作，电网企业按季度向能源主管部门报送项目进展情况，同时抄送所在地相应的国家能源局派出机构。电网企业承担电网工程建设主体责任，要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。对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的新能源配套送出工程，允许发电企业投资建设，经电网企业与发电企业双方协商同意后可在适当时机由电网企业依法依规进行回购。为做好2024年新能源消纳工作，重点推动一批配套电网项目建设（详见附件1、2）。

（三）优化接网流程。电网企业要优化工作流程，简化审核环节，推行并联办理，缩减办理时限，进一步提高效率。要按照国家关于电网公平开放的相关规定，主动为新能源接入电网提供服务，更多采取“线上受理”“一次告知”等方式受理接入电网申请。

二、积极推进系统调节能力提升和网源协调发展

（四）加强系统调节能力建设。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。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。

（五）强化调节资源效果评估认定。省级能源主管部门要会同国家能源局派出机构，组织电网企业等单位，开展煤电机组灵活性改造效果综合评估，认定实际调节能力，分析运行情况，提出改进要求；开展对各类储能设施调节性能的评估认定，提出管理要求，保障调节效果；合理评估负荷侧调节资源参与系统调节的规模和置信度，持续挖掘潜力。

（六）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、投产时序和消纳方向，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，督促企业切实抓好落实，加强新能源与配套电网建设的协同力度。对列入规划布局方案的沙漠戈壁荒漠地区大型风电光伏基地，要按照国家有关部门关于风电光伏基地与配套特高压通道开工建设的时序要求，统筹推进新能源项目建设。

（七）切实提升新能源并网性能。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。

三、充分发挥电网资源配置平台作用

（八）进一步提升电网资源配置能力。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；全面提升配电网可观可测、可调可控能力；完善调度运行规程，促进各类调节资源公平调用和调节能力充分发挥；构建智慧化调度系统，提高电网对高比例新能源的调控能力。因地制宜推动新能源微电网、可再生能源局域网建设，提升分布式新能源消纳能力。

（九）充分发挥电力市场机制作用。省级能源主管部门、国家能源局派出机构及相关部门按职责加快建设与新能源特性相适应的电力市场机制。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。加快电力现货市场建设，进一步推动新能源参与电力市场。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。

四、科学优化新能源利用率目标

（十）科学确定各地新能源利用率目标。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。

（十一）优化新能源利用率目标管理方式。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，国家能源局会同有关单位进行全国统筹，必要时对部分省份的目标进行调整。

（十二）强化新能源利用率目标执行。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。

五、扎实做好新能源消纳数据统计管理

（十三）统一新能源利用率统计口径。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。

（十四）加强新能源消纳数据校核。发电和电网企业要严格按《办法》要求，向全国新能源电力消纳监测预警中心报送新能源并网规模、利用率和可用发电量、实际发电量、受限电量、特殊原因受限电量等基础数据，配合全国新能源电力消纳监测预警中心做好数据统计校核。全国新能源电力消纳监测预警中心会同国家可再生能源信息管理中心共同开展新能源消纳数据统计校核工作，向国家能源局报送新能源消纳情况。

（十五）强化信息披露和统计监管。各级电网企业严格按《办法》要求，每月向其电力调度机构调度范围内的风电场、光伏电站披露利用率及可用发电量、实际发电量、受限电量、特殊原因受限电量等基础数据。国家能源局派出机构对发电和电网企业的新能源消纳数据统计工作开展监督检查，督促相关单位如实统计、披露数据。

六、常态化开展新能源消纳监测分析和监管工作

（十六）加强监测分析和预警。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。每年一季度，做好上年度新能源消纳工作总结，滚动测算各省份本年度新能源利用率和新能源消纳空间，同步开展中长周期（3—5年）测算，提出措施建议。

（十七）开展新能源消纳监管。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。

各地各单位要按以上要求认真做好新能源消纳工作，如遇重大事项，及时报告国家能源局。

特此通知。

附件：

 

1.2024年开工的新能源配套电网重点项目

 

2. 2024年投产的新能源配套电网重点项目

附件1

2024年开工的新能源配套电网重点项目

序号	省份	项目名称	电压等级	主要建设内容
1	跨省 跨区 通道	陕北～安徽特高压直流工程	±800千伏	新建送受端换流站各1座，换流容量共1600万千瓦；新建直流线路长度1069千米。
2		川渝特高压交流工程（阿坝～成都东1000千伏交流工程）	1000千伏	新建阿坝1000千伏变电站，主变容量2×300万千伏安；新建阿坝～成都东双回1000千伏线路，新建线路长度743.4千米。
3		蒙西～京津冀特高压直流工程	±800千伏	新建送受端换流站各1座，换流容量共1600万千瓦；新建直流线路长度699千米。
4		大同～怀来～天津北～天津南特高压交流工程	1000千伏	新建大同、怀来、天津北1000千伏变电站，主变容量6×300万千伏安，新建承德1000千伏开关站；新建大同～怀来～承德～天津北～天津南双回1000千伏线路，新建线路长度1540千米。
5		甘肃～浙江特高压直流工程	±800千伏	新建送受端换流站各1座，换流容量共1600万千瓦；新建直流线路长度2345千米。
6	河北	易县抽水蓄能电站配套500千伏送出工程	500千伏	新建易县抽蓄～慈云双回500千伏线路，新建线路长度102千米。
7	安徽	香涧～鹭岛500千伏线路工程	500千伏	新建香涧～鹭岛双回500千伏线路，新建线路长度273.8千米。
8		宿州灵泗500千伏输变电工程	500千伏,	新建灵泗500千伏变电站，主变容量100万千伏安；新建埇桥～灵泗～香涧双回500千伏线路，新建线路长度225.6千米。
9		宿州萧砀500千伏输变电工程	500千伏	新建萧砀500千伏变电站，主变容量2×100万千伏安；新建埇桥～萧砀双回500千伏线路，新建线路长度172千米。
10		亳州谯城500千伏输变电工程	500千伏	新建谯城500千伏变电站，主变容量2×100万千伏安；新建伯阳～谯城双回500千伏线路，新建线路长度121.2千米。
11	湖南	湖南船山～鹤岭第二回500千伏线路工程	500千伏	新建船山～鹤岭第二回500千伏线路，新建线路长度107.6千米。
12	黑龙江	大庆实验平台500千伏输变电工程	500千伏	新建大庆实验平台500千伏变电站，主变容量2×120万千伏安；新建大庆实验平台～国富单回500千伏线路，新建线路长度54千米。

 

序号	省份	项目名称	电压等级	主要建设内容
13	吉林	吉林白城乐胜500千伏输变电工程	500千伏	新建乐胜500千伏变电站，主变容量2×120万千伏安；将甜水～松原双回500千伏线路接入乐胜变，新建线路长度3.2千米。
14		吉林白城傅家500千伏输变电工程	500千伏	新建傅家500千伏变电站，主变容量2×120万千伏安；新建傅家～昌盛单回500千伏线路，新建线路长度135千米。
15	内蒙古	赤峰阿旗北500千伏输变电工程	500千伏	新建阿旗北500千伏变电站，主变容量120万千伏安；新建阿旗北～巴林单回500千伏线路，新建线路长度109千米。
16		赤峰克旗500千伏输变电工程	500千伏	新建克旗500千伏变电站，主变容量120万千伏安；新建克旗～巴林单回500千伏线路，新建线路长度86.9千米。
17		呼伦贝尔阿荣旗500千伏输变电工程	500千伏	新建阿荣旗500千伏变电站，主变容量2×120万千伏安；新建阿荣旗～岭东单回500千伏线路，新建线路长度98.4千米。
18		鄂尔多斯过三梁500千伏变电站主变扩建工程	500千伏	扩建2台500千伏主变，主变容量2×120万千伏安。
19		巴彦淖尔祥泰500千伏变电站主变扩建工程	500千伏	扩建2台500千伏主变，主变容量2×120万千伏安。
20		锡林郭勒锡西500千伏变电站主变扩建工程	500千伏	扩建2台500千伏主变，主变容量2×75万千伏安。
21	陕西	陕北至关中第三通道输变电工程	750千伏	新建古贤750千伏开关站；新建朔方～古贤双回、古贤～洛川单回、古贤～西安东双回750千伏线路，新建线路长度1297千米。
22		夏州750千伏主变扩建工程	750千伏	扩建1台750千伏主变，主变容量210万千伏安。
23	青海	托素750千伏变电站主变扩建工程	750千伏	扩建2台750千伏主变，主变容量2×150万千伏安。
24	宁夏	宁夏天都山750千伏输变电工程	750千伏	新建天都山750千伏变电站，主变容量2×210万千伏安；将白银～黄河双回750千伏线路接入天都山变，新建线路长度45千米。
25		宁夏甘塘750千伏输变电工程	750千伏	新建甘塘750千伏变电站，主变容量3×210万千伏安；新建甘塘～中宁换流站双回750千伏线路，新建线路长度206千米。
26	新疆	三塘湖北750千伏输变电工程	750千伏	新建三塘湖北750千伏变电站，主变容量3×150万千伏安；新建三塘湖北～哈密北换流站双回750千伏线路，新建线路长度158千米。

 

序号	省份	项目名称	电压等级	主要建设内容
27	新疆	淖毛湖750千伏输变电工程	750千伏	新建淖毛湖750千伏变电站，主变容量3×150万千伏安；新建淖毛湖～哈密北换流站双回750千伏线路，新建线路长度158千米。
28	广东	茂湛500千伏网架完善工程	500千伏	新建高州500千伏开关站，将芷寮～电白双回500千伏线路接入高州开关站，将乌石湾～港城500千伏甲乙线路港城站侧改接至高州开关站，新建线路长度180千米。
29		云城500千伏输变电工程	500千伏	新建云城500千伏变电站，主变容量2×100万千伏安；解口卧龙～玉城双回500千伏线路接入云城变，新建线路长度12.7千米。
30		珠西南点对网送电通道改造工程	500千伏	跳通已有的阳西#5#6～回隆、回隆～蝶岭、蝶岭～五邑500kV线路，形成阳西#5#6～五邑500kV双回点对网通道，将蝶岭～五邑甲乙线增容改造为2个同塔双回挂单边线路，新建线路长度170千米。
31	广西	龙潭（玉林三）500千伏输变电工程	500千伏	新建龙潭500千伏变电站，主变容量75万千伏安；解口北海电厂～美林单回500千伏线路接入龙潭变，新建线路长度10千米。
32	贵州	八河变第三主变500千伏扩建工程	500千伏	扩建1台500千伏主变，主变容量75万千伏安。
33		仁义～独山第二回500千伏线路工程	500千伏	新建仁义～独山第二回500千伏线路，新建线路长度265千米。
34		乌撒～奢香第二回500千伏线路工程	500千伏	新建乌撒～奢香第二回500千伏线路，新建线路长度220千米。
35	海南	海上风电CZ1送出工程	220千伏	新建海上风电CZ1送出工程接入福山500千伏变电站，新建线路长度41千米。
36		海上风电CZ2、CZ3送出工程	220千伏	新建海上风电CZ2、CZ3送出工程接入山塘220千伏开关站，新建线路长度24千米。
37		山塘220千伏开关站工程	220千伏	新建山塘220千伏开关站，解口洋浦热电～李坊、乙烯～李坊220千伏线路接入山塘变，新建线路长度14.4千米。

 

 

附件2

2024年投产的新能源配套电网重点项目

序号	省份	项目名称	电压等级	主要建设内容
1	跨省 跨区 通道	川渝特高压交流工程（甘孜～天府南～成都东、天府南～铜梁1000千伏交流工程）	1000千伏	新建甘孜、天府南、成都东、铜梁1000千伏变电站，主变容量8×300万千伏安；新建甘孜～天府南～铜梁、天府南～成都东双回1000千伏交流线路，新建线路长度1307.4千米。
2	河北	张家口坝上500千伏输变电工程	500千伏	新建坝上500千伏变电站，主变容量2×120万千伏安；新建坝上～张南双回500千伏线路，新建线路长度90.6千米。
3	湖北	咸宁赤壁500千伏输变电工程	500千伏	新建赤壁500千伏变电站，主变容量100万千伏安；将兴隆～咸宁I、III回500千伏线路接入赤壁变，新建线路长度28千米。
4	湖南	湖南雁城～郴州东500千伏线路工程	500千伏	新建雁城～郴州东双回500千伏线路，新建线路长度128千米。
5		湖南民丰～南岸第三回500千伏线路工程	500千伏	新建民丰～南岸第三回500千伏线路，新建线路长度47.6千米。
6	吉林	吉林松原布苏500千伏变电站 扩建工程	500千伏	扩建1台500千伏主变，主变容量120万千伏安。
7	辽宁	巴林～奈曼（金沙）～阜新500千伏输变电工程（辽宁段）	500千伏	新建奈曼（金沙）～阜新双回500千伏线路，新建线路长度173千米。
8	内蒙古	兴安平川500千伏输变电工程	500千伏	新建平川500千伏变电站，主变容量2×120万千伏安；将扎鲁特～兴安三回500千伏线路接入平川变，新建线路长度11.4千米。
9		通辽第二批大型新能源基地500千伏送出工程	500千伏	将扎鲁特换流站～科尔沁I、II回500千伏线路接入珠日河变，新建风电场升压站～珠日河单回500千伏线路，新建线路长度100千米。
10		乌兰察布新一代电网友好型新能源示范电站项目送出500千伏 输变电工程	500千伏	新建瑞升500千伏变电站，主变容量2×120万千伏安；新建瑞升～察右中单回500千伏线路，新建线路长度7.4千米。

 

 

 

序号	省份	项目名称	电压等级	主要建设内容
11	内蒙古	三峡乌兰察布新一代电网友好绿色电站示范项目二、三期配套220千伏接网工程	220千伏	新建1#、2#、3#升压站～瑞升220千伏线路各一回，新建线路长度68.9千米。
12		包头包风2（包头后山风电汇集二期）500千伏输变电工程	500千伏	新建包风2 500千伏变电站，主变容量2×120万千伏安；新建包风2～英华双回500千伏线路，新建线路长度427.5千米。
13		包头华电包头市分公司火电机组灵活性改造配套220千伏接网工程	220千伏	新建华电升压站～包风2单回220千伏线路，新建线路长度48.8千米。
14		第二批大型风电光伏基地鄂尔多斯采煤沉陷区400万千瓦新能源项目配套500千伏接网工程	500千伏	新建长城500千伏变电站，主变容量100万千伏安，新建长城～长城电厂单回500千伏线路，新建线路长度1千米；新建双维500千伏变电站，主变容量3×100万千伏安，新建双维～国电电厂双回500千伏线路，新建线路长度32千米。
15		第二批大型风电光伏基地鄂尔多斯采煤沉陷区400万千瓦新能源项目配套220千伏接网工程	220千伏	新建1#、2#升压站～长城变220千伏线路各一回，新建线路长度42千米；新建3#、4#、5#、6#、7#、8#升压站～双维变220千伏线路各一回，新建线路长度45.7千米。
16	甘肃	甘肃兰州秦川750千伏输变电工程	750千伏	新建秦川750千伏变电站，主变容量2×210万千伏安；将武胜～白银双回750千伏线路接入秦川变，新建线路长度67.4千米。
17	青海	红旗750千伏输变电工程	750千伏	新建红旗750千伏变电站，主变容量2×210万千伏安；将塔拉～海西I、II回750千伏线路改接入红旗变，将塔拉～香加I、II回750千伏线路接入红旗变，将红旗～塔拉I回750千伏线路改接入青南变，新建线路长度101千米。
18		丁字口750千伏输变电工程	750千伏	新建丁字口750千伏变电站，主变容量2×210万千伏安；新建丁字口～鱼卡双回750千伏线路，新建线路长度475千米。
19		<, font face="仿宋_GB2312">香加750千伏变电站主变扩建工程	750千伏	扩建1台750千伏主变，主变容量210万千伏安。
20	宁夏	宁夏青山（北地）750千伏变电站1#主变扩建工程	750千伏	扩建1台750千伏主变，主变容量210万千伏安。
21		宁夏杞乡750千伏开关站扩建工程	750千伏	扩建1台750千伏主变，主变容量210万千伏安。
22	新疆	三塘湖750千伏变电站3号主变扩建工程	750千伏	扩建1台750千伏主变，主变容量150万千伏安。

 

序号	省份	项目名称	电压等级	主要建设内容
23	广东	碧山500千伏输变电工程	500千伏	新建碧山500千伏变电站，主变容量2×100万千伏安；新建碧山～上寨双回、碧山～珠东北双回500千伏线路，新建线路长度92千米。
24	广西	金陵站扩建第三台500千伏主变工程	500千伏	扩建1台500千伏主变，主变容量75万千伏安。
25		福成站扩建第三台500千伏主变工程	500千伏	扩建1台500千伏主变，主变容量75万千伏安。
26		田林500千伏输变电工程	500千伏	新建田林500千伏变电站，主变容量2×75万千伏安；解口天生桥电站～平果双回500千伏线路接入田林变，新建线路长度14千米。
27	云南	楚雄北部光伏接入系统500千伏工程	500千伏	新建光辉500千伏变电站，主变容量2×100万千伏安；新建光辉～仁和单回500千伏线路，新建线路长度19千米。
28		德宏～兰城500千伏线路工程	500千伏	新建德宏～兰城单回500千伏线路，新建线路长度125千米。
29	贵州	仁义500千伏输变电工程	500千伏	新建仁义500千伏变电站，主变容量2×100万千伏安；解口仁义～独山单回500千伏线路接入仁义变，新建线路长度62千米。
30		盘州500千伏输变电工程	500千伏	新建盘州500千伏变电站，主变容量2×75万千伏安；新建盘州～兴仁换流站双回50, 0千伏线路，新建线路长度144千米。
31	海南	福山～大丰III回220千伏线路工程	220千伏	新建福山～大丰III回220千伏线路，新建线路长度41千米。
32		龙北～新安III回220千伏线路工程	220千伏	新建龙北～新安III回220千伏线路，新建线路长度44千米。
33		新安～望楼III回220千伏线路工程	220千伏	新建新安～望楼III回220千伏线路，新建线路长度38千米。

 

 

国家能源局

 

2024年5月28日