近10年來，我國新能源裝機容量從1.2億千瓦增長到14.1億千瓦，截至2024年底，我國新能源裝機容量占比42%，提前6年完成“到2030年風電、太陽能發電總裝機容量達到12億千瓦以上”的目標。新能源產業已成為推動我國經濟高質量發展的重要引擎。構建適合國情的新能源供給消納體系是建設新型電力系統和新型能源體系的關鍵環節。在這一過程中，我國如何構建新能源供給消納體系？未來我國新能源消納面臨哪些難題？如何解決這些挑戰？
新能源消納規模擴大、結構優化、技術提升
近年來，我國新能源發展取得舉世矚目的成就，不僅在裝機容量、發電量等方面持續增長，而且在消納能力、技術支撐和政策體系等方面也顯著提升。
“在新能源消納方面，我國通過多種手段不斷提升新能源利用率。”國網能源研究院新能源研究所高級專家馮凱輝對記者表示，一方面，通過電網升級改造、儲能設施建設、靈活調節資源開發等措施，增強電力系統調節能力，提高新能源消納水平。另一方面，通過市場化交易機制的建立，如直接交易、綠電交易、輔助服務市場等，進一步拓寬了新能源的消納渠道，提升了新能源的經濟性和市場競爭力。
此外，我國在新能源消納技術方面也取得長足進步。例如，智能電網、虛擬電廠、分布式能源管理系統等新技術的應用，顯著提升了新能源的調度能力和運行效率。同時，隨著大數據、人工智能等技術的深度融合，新能源的預測精度和調度能力也顯著提升，為新能源的高效消納提供了堅實的技術支撐。
從區域分布來看，我國新能源消納能力呈現出“東強西弱”的格局。東部地區由于電力需求旺盛、電網結構完善、消納能力較強，新能源消納水平較高；而西部地區由于電網建設滯后、負荷需求較低，新能源消納面臨一定困難。但近年來，隨著跨省區輸電通道的建設，西部新能源的外送能力顯著增強，有效緩解了區域間消納不平衡問題。總體來看，我國新能源消納體系已初步形成，并在規模、結構和技術等方面取得顯著進展。
仍面臨供需矛盾、技術瓶頸、市場機制不完善
業內人士認為，盡管我國新能源消納能力不斷提升，但在實際運行中仍面臨諸多挑戰，主要體現在供需矛盾、技術瓶頸和市場機制不完善三個方面。
首先，新能源與電力系統之間的供需矛盾日益突出。隨著新能源裝機容量的快速增長，其波動性、間歇性和不確定性對電力系統的穩定性提出了更高要求。特別是在新能源發電高峰時段，電力系統可能出現“棄風棄光”現象，而在低谷時段，新能源利用率又可能受限。這種供需失衡問題，不僅影響了新能源的經濟性，也對電力系統的安全穩定運行構成威脅。
“當前，新能源發電能力與電網的實際消納能力在時間與空間兩個維度上存在顯著的不匹配，這已成為制約新能源產業高質量發展的關鍵因素。”中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎對記者表示，我國風能、太陽能等新能源資源主要集中在以“三北”地區為核心的西部，電力消費中心則集中在東部沿海等經濟發達地區。這種“西電東送”的格局導致長距離輸電壓力大，電網建設與運維成本高昂。
其次，新能源消納的技術瓶頸尚未完全突破。盡管我國在新能源調度、儲能、電網改造等方面取得顯著進展，但在新能源大規模并網后的系統協調運行、靈活調節資源的配置等方面仍存在技術短板。
再次，新能源市場化交易機制仍不完善。當前，我國新能源市場化交易仍處于探索階段，交易機制不健全、市場規則不統一、交易品種不豐富等問題較為突出。一方面，新能源企業面臨市場風險大、收益不穩定等問題；另一方面，用戶和電力企業也難以通過市場化手段實現新能源的高效消納和合理配置。
此外，新能源政策體系的協同性有待加強。新能源發展涉及電力、環保、經濟等多個領域，政策之間的協調性不足，導致部分政策在執行過程中出現“多頭管理、各自為政”的現象，影響了新能源消納體系的整體效能。
我國新能源消納體系在快速發展的同時，仍面臨供需矛盾、技術瓶頸和市場機制不完善等多重挑戰，亟需通過系統性優化和政策創新加以解決。
構建多元協同體系，推動技術與政策創新
馮凱輝認為，新能源供給消納體系是“供給”和“消納”的有機整體。“供給”要保障新能源發電開發方式的多元化，保障新能源“發得出”；“消納”要通過各類技術和市場手段拓展新能源發電消納途徑，保障新能源“用得了”。具體來看，體系包含供給側要素、傳輸與調配要素、消費側要素、市場機制要素等。
在馮凱輝看來，綜合考慮“雙碳”目標驅動、區域資源稟賦差異、技術發展水平、市場機制完善程度等多重因素的影響，應提出新能源合理利用率的規劃方法，即以提升新能源利用水平與實現社會效益最優為綜合優化目標，以新能源消納系統成本為核心指標，通過探尋新能源利用率與全社會綜合供電成本曲線的最低點，確定新能源合理利用率與經濟開發規模，并進一步基于經濟開發規模優化新能源開發布局。
面對新能源消納面臨的諸多難題，需要從政策、技術、市場等多個維度出發，構建多元協同的新能源消納體系，推動新能源的高質量發展。尤其是應進一步明確新能源消納的目標和路徑，推動新能源與電力系統、能源結構、經濟發展的深度融合。此外，應加強政策之間的協同性，形成“政策—技術—市場”三位一體的新能源消納體系，提升政策的系統性和可操作性。
“尤其需要積極引導工業用戶的用電負荷，將一部分非關鍵、可調節的生產用電，更多地轉移至光伏、風電等新能源發電量集中的時段。”彭澎認為，通過分時電價、需求側響應激勵等市場化手段，鼓勵用戶主動調整生產計劃，提升用電與發電的時空匹配度。此外，可將分散的可關斷負荷資源進行聚合，形成規模化的“虛擬電廠”或“靈活性資源池”。在電網需要調峰、調頻或應對突發缺額時，可靈活調用這些資源，為電網提供快速、低成本的輔助服務，從而增強整個電力系統的靈活性和穩定性。
在彭澎看來，解決我國新能源消納問題，必須從單一依賴儲能的路徑依賴中跳脫出來，轉向“源網荷儲”協同發展的新模式。通過優先在工業端深度挖掘靈活性潛力，實現負荷與發電的動態匹配，是當前最具經濟性和可行性的戰略選擇。
“首先應開展新能源消納能力評估，在此基礎上，結合系統源荷儲等調節資源條件，研究提升新能源利用率的調節資源容量需求，以及系統優化運行策略。考慮我國主要調節資源發展實際，重點分析火電靈活性改造合理容量計算方法、大容量儲能布點定容方法，以及大規模新能源和火電機組及儲能協調運行優化策略。”馮凱輝分析，其次，電網的新能源消納能力受多方面因素制約，在大電網層面受系統調峰、輸送通道能力等約束，同時與新能源利用率也有強相關性，評估總體思路為考慮系統調峰和輸送通道能力約束，通過生產模擬方法，確定省級電網的新能源消納能力。
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