走好“量率”协同之路，促进新能源高质量发展 

　　文／张晋芳   龚一莼   吕梦璇 

　　大力发展以风电、光伏发电为主的新能源，是加快建设新型能源体系、实现“双碳”目标的必然选择。保持科学合理的新能源利用率水平，是新能源高质量发展的关键抓手之一。这一方面有利于大规模高效利用风光等可再生能源资源，推动我国能源电力结构清洁化发展；另一方面有利于保障新能源电站盈利能力，促进先进技术研发，推动我国能源电力产业转型升级。 

　　新能源高质量发展离不开高效消纳，弃风弃光曾经是制约我国新能源高质量发展的关键因素。如何突出问题导向、坚持系统思维、厘清认识差异，更为全面系统地看待新能源发展的“量”和“率”关系，成为需要回答的重要命题。 

　　新能源“量率”持续协同 

　　“十二五”末期到“十三五”初期，由于源网协调力度不足、系统灵活电源比重偏低、火力发电计划刚性执行、电力市场建设成熟度不足等因素影响，弃风弃光现象时有发生，引起全社会广泛关注。 

　　“十三五”期间，我国新能源行业对新能源并网发电利用指标逐步由弃电量、弃电率转变为新能源利用率。这种转变更加强调新能源在电力转型中的发展成效，反映了政府部门、发电企业、电网企业以及能源行业内外为推进新能源高质量发展所作出的共同努力，以《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》出台为标志，新能源利用率指标正式成为行业共识。随着对新能源并网利用认识的更加深入和全面，考虑系统消纳新能源成本的“合理利用率”指标正引起多方重视。 

　　“十三五”以来，通过多措并举、有效施策，新能源消纳能力有效提升，新能源持续实现“量率”协同发展。风电利用率连续四年保持在95%以上，光伏发电利用率连续五年保持在95%以上。2022年，全国新能源发电量为1.2万亿千瓦时，首次突破1万亿千瓦时，其中风电发电量7624亿千瓦时，同比增长约16.3%，光伏发电量4276亿千瓦时，同比增长30.8%，占总发电量比重达到13.7%，风电、光伏利用率分别达到96.8%和98.3%。 

　　新能源实现高效利用的关键措施主要集中在加强特高压通道建设、推动灵活性电源建设、优化调度运行、加快电力市场建设、发挥政策指引等方面。一是加强大电网建设，持续提升新能源资源优化配置能力，截至2022年年底，全国跨区送电能力提升到1.9亿千瓦。二是持续推动灵活性资源建设，不断提升系统调节能力，截至2022年年底，我国建成抽水蓄能总装机规模达4579万千瓦、新型储能项目装机规模达870万千瓦。三是优化系统调度运行，提升电网平衡能力，积极开展源网荷储多元协调调控、区域旋转备用共享等。四是加快电力市场建设，发挥市场决定性配置作用。2022年，市场化交易电量约5.25万亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量的60.8%。五是持续完善政策机制，发挥政策引导作用，陆续建立风光发电投资监测预警机制、可再生能源电力消纳保障机制等。 

　　接近消纳“临界点” 

　　面向“十四五”及中远期，新能源将保持跨越式发展态势，对系统消纳能力的影响将逐步进入“临界点”，继续维持高利用率水平将面临挑战，需要提前研判、精细分析、积极应对。按照《“十四五”可再生能源发展规划》要求，未来五年我国新能源发电量规模要达到翻倍目标。要构建新能源供给消纳体系，充分保障新能源“发得好”“送得出”“用得好”，成为提高新能源电力供给质量和效率的重要基础。 

　　以2025年为规划水平年，负荷需求、电网通道以及常规电源等其他重大边界条件与国家规划保持不变，利用国网能源院自主研发的全景电力系统运行模拟分析平台NEOS分析2025年不同新能源装机容量下利用率变化情况。结果表明，若不采取其他促进消纳的措施，“十四五”新能源利用率将呈现下降趋势，以国家电网区域为例，若2025年新能源装机容量较“十四五”可再生能源发展规划增加30%，利用率将从95%降低到90%左右，利用率不达标省份范围会有所扩大，由“三北”为主进一步向中部地区扩延。同时，新能源弃能分布在空间上表现为向新能源资源富集地区聚集，时间上表现为向光伏午间大发时段聚集。 

　　因此，未来既需进一步利用好、发挥好已有促进消纳经验，夯实保障新能源高效利用基础，又需要推动新能源消纳利用认识理念和管控机制创新，更高层次实现新能源发展“量率协同”。 

　　应该认识到，树立“新能源合理利用率”理念，有利于充分结合各地新能源资源禀赋和系统消纳条件，形成差异化利用率考核机制，进而有利于新能源总体装机容量和发电量的双提升。各省应因地制宜设定利用率管控目标，特别是对于新能源电量渗透率较高、灵活资源和断面受限地区可适当放宽要求。 

　　灵活调节能力是关键 

　　持续提升电力系统调节能力，扩大新能源消纳空间，始终是保障新能源高效利用的关键。一方面，应因时因地制宜，深度挖掘存量灵活资源潜力，优化增量灵活资源规模结构布局，综合运用各环节灵活资源。另一方面，要扩大灵活调节资源来源考量，在电力系统自身调节资源基础上实现纵向延伸和横向拓展，经济高效地纳入跨系统调节资源。 

　　近中期，统筹协调煤电存量资源改造与增量资源建设。着力做好煤电与新能源协同规划，综合考虑需求侧响应、新建抽水蓄能和新型储能等其他提升系统灵活性的手段。特别是在部分新能源高渗透率省份，相对于火电灵活性改造、需求侧响应等措施，过度依赖配置短时新型储能促进消纳，会出现“饱和效应”现象，即过了促进消纳作用饱和点后，再增加储能对提升新能源消纳的效果会逐步减弱。 

　　中远期，补齐资源短板需要引入跨能源品种调节资源。主要利用与电力系统紧密关联和互动的其他能源品种及系统的物理可存储、时空可转移、形态可转换特征，发挥其已经存在但尚未挖掘的或通过改造可利用的调节特性。初步测算，跨能源品种调节资源可满足10%～30%的电力系统各类调节需求。 

　　因地因时避免“一刀切” 

　　各省份新能源发展条件存在结构性差异，消纳特点和面临问题各异，相应解决措施也宜因地因时施策，避免“一刀切”现象。结合重点省份新能源利用率水平提升情况，考虑需求侧响应、火电灵活性改造、新型储能、省间互济等措施应用效果的差异，以及就地、就近、外送等不同消纳范围，可将消纳问题适当类型化。 

　　面向2025年，在初步研判新能源发展规模下，根据不同地区新能源渗透率特点和促进消纳措施的关键手段，可划分为五大典型地区，即消纳形势良好型地区、多元促消措施敏感型地区、外送消纳规模敏感型地区、省间互济敏感型地区、风光发展比重敏感型地区。 

　　第一类地区，新能源消纳形势良好，无须额外措施，利用率可较好控制在95%以上。该类型地区新能源发电量渗透率一般较低，在20%以下。以东中部地区为代表，电力需求高，新能源消纳空间相对充裕，按照正常发展节奏预计“十四五”期间新能源利用率仍可保持在较高水平。主要是华东全部，华中、东北以及西南大部分省份。 

　　第二类地区，新能源消纳存在一定问题，但通过提升系统灵活性仍可经济高效地将利用率提高到95%以上，称为“多元促消措施敏感”省份，该类地区新能源发电量渗透率一般为20%～35%。主要是华北受端省份、西北部分省份。 

　　第三类地区，新能源渗透率较高，灵活调节措施潜力有限，难以通过技术经济可行手段将利用率提升至95%，可通过省间互济等方式解决消纳问题，称为“省间互济依赖”省份，该类型地区新能源发电量渗透率一般较高，在35%～45%左右。主要是东北部分省份。 

　　第四类地区，新能源渗透率极高，且缺乏省间互济条件，要通过增加外送通道方式解决消纳问题，称为“外送消纳规模敏感”省份，该类地区新能源发电量渗透率一般为40%～70%。主要是西北部分省份。 

　　第五类地区，新能源渗透率不高，但利用率较差，“光大风小”特征明显，午间时段新能源消纳压力尤为突出，称为“风光发展比重敏感”省份。需结合系统消纳能力，动态调整规划风光比重，实现新能源发电量和利用率同步提升。主要是华北、华中光伏发电、风电装机比值较高的省份。 

　　综合来看，新能源发展阶段先后有别，措施应用约束强弱不同，消纳治理难度高低各异，必须加强动态跟踪研判，着眼关键问题，打足措施提前量，因地因时制宜、分类精准施策，打好消纳组合拳。 

　　（作者均供职于国网能源研究院有限公司能源战略与规划研究所）