不低于90%!国家能源局重磅发文利好新能源

6月4日，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》。随后，电力板块出现迅速拉升。

通知提到，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。

此前中国新能源利用率已连续多年保持在95%以上。根据业界预计，放宽降低新能源利用率水平，有利于促进新能源装机继续上量。

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新能源消纳压力凸显

电力系统接纳新能源能力受电源、负荷、网架等多种因素限制，由于风、光出力的随机波动性，以及电力系统运行灵活性的限制，当电力供应超过负荷需求时，为保障电力系统实时平衡，会出现新能源消纳受限的问题。

国家能源局数据显示，2023年，全国风电利用率97.3%、光伏发电利用率98%，保持了较高水平。但是近两年，新能源发展进一步提速导致消纳需求大幅增加。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%。

国信证券表示，随着新能源并网规模持续增加，西部一些地区的风光新能源大发时段存在电量供过于求的情况，风光新能源消纳面临挑战，弃风弃光率开始上升。

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四项重点任务提升消纳能力

《通知》提出的第一项重点任务是加快推进新能源配套电网项目建设，并针对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”。

一名从事电力交易的人士称，特高压输电通道建设并非易事，整体建设周期长，涉及国家立项审批等问题，而且还面临新能源相关主体利益目标不协调，规划无法充分衔接的问题。相较于新能源电源侧建设，特高压更应提早布局。

值得注意的是，《通知》中附了一批新能源配套电网重点项目名单，指出今年要开工的新能源配套电网重点项目共37个，包括甘肃-浙江特高压直流工程、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。

第二项重点任务是积极推进系统调节能力提升和网源协调发展。《通知》明确提到，开展各类储能设施调节性能等参与系统调节规模和置信度的综合评估。

据了解，新型储能虽然具备建设周期比抽水蓄能短的优势，但配置时长一般为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。

第三项任务是充分发挥电网资源配置平台作用。一方面，《通知》提出电网企业要构建智慧化调度系统。另一方面，《通知》还强调进一步推动新能源参与电力市场，优化省间电力交易机制。

对此，电力规划设计总院认为，市场化方式消纳是未来发展趋势。中国电力企业联合会曾在《新能源参与电力市场相关问题研究报告》中建议，建立适应新能源特性的市场机制推动新能源逐步进入市场交易，建立政府授权的中长期差价合约机制，即以政府为对手方，与发电企业签订量、价合约，一定程度补偿发电企业的发电成本，降低电价波动对其影响。

《通知》提出的第四项重点任务是科学优化新能源利用率目标，明确了新能源利用率目标等一系列问题。《通知》提出，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%。

此前国务院印发的《2024-2025年节能降碳行动方案》（下称《行动方案》）已提出，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，伴随着新能源装机迅速提升，坚守了多年的95%新能源消纳红线，出现松动。业界预计，放宽降低新能源利用率水平，有利于促进新能源装机继续上量。

此外，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。

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