消纳水平是新能源高质量发展的重要标准。近年来，我国新能源在注重数量快速增长的同时，消纳水平也不断提升。专家表示，目前全国新能源利用率处于较高水平。

中国电力企业联合会近日发布的数据证实了这一点。在各方共同努力下，全国风电、光伏发电平均利用率逐步提高，风电利用率由2016年的82.4%提高至2022年前11个月的96.7%；光伏发电利用率由2016年的90%提高至2022年前11个月的98.2%，达到了世界一流水平。

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消纳形势持续向好

我国新能源自2010年起进入规模化发展阶段，并网装机容量快速增长。与此同时，电网建设和消纳机制相对滞后，加之新能源发电的间歇性、波动性、随机性等特性，“弃风弃光”开始出现，并在2016年前后出现高峰，光伏电站被动“晒太阳”、风电机组“望风兴叹”，一些“弃风弃光”严重区域新能源建设陷入停滞。新能源发展的主要矛盾也逐步转为系统消纳问题。

为提高新能源利用率，“十三五”期间，新能源开发布局的主导因素由资源条件转向消纳条件。一方面，通过政策机制引导新能源开发布局优化，在新能源消纳预警机制严控下，限电严重地区的新增建设规模受限；另一方面，国家能源局制定了《清洁能源消纳行动计划(2018—2020年)》，电网企业持续深挖大电网的灵活调节潜力。在各方共同努力下，全国新能源消纳形势持续向好。

中电联规划发展部主任张琳介绍，在电源侧，我国统筹推进新能源开发建设和配套调节能力建设，加大煤电灵活性改造力度，2022年煤电灵活性改造规模超过1亿千瓦；分布式光伏占比逐步提高，有利于光伏的就近消纳。在电网侧，统筹推进新能源和电网送出工程建设，加大优化新能源跨省跨区输送运行方式，加快配电网的改造和升级。在负荷侧，充分挖掘需求侧响应能力，以及发挥虚拟电厂作用等。在储能侧，加大抽水蓄能电站的核准建设速度，采取新能源配套储能。在市场机制方面，电力现货、绿电交易等方式对新能源的消纳也发挥了积极作用。

发展储能促行业较快发展

在“双碳”目标推动下，新能源装机持续快速增加。大规模新能源发电接入电网，电力系统运行中的调峰资源不足情况进一步加剧，电力系统安全稳定运行压力持续上升。在这一背景下，加快抽水蓄能、电化学储能等各类储能发展成为行业转型升级的必然要求，储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备。

为促进储能发展，有关部门印发了《“十四五”新型储能发展实施方案》《抽水蓄能中长期发展规划(2021—2035年)》。同时，国家发展改革委、国家能源局印发通知，加快“十四五”时期抽水蓄能项目开发建设，争取到2025年我国抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上。

在政策的推动下，2022年抽水蓄能等储能保持了较快发展。2022年我国投产28台抽水蓄能机组，合计880万千瓦。初步预计，2023年新投产的抽水蓄能装机规模仍将超过500万千瓦，2023年底的抽水蓄能总装机规模预计将超过5000万千瓦。

需进一步提升利用水平

为进一步推动储能更好发展，中电联统计与数据中心副主任蒋德斌建议，优化储能配置和调运方式，提升储能利用水平。因地制宜配置储能规模和方式。结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性、电网安全、电源结构等因素，具体分析各地系统调频、调峰需求，并综合煤电灵活性改造、电网调节能力提升等实际情况，合理确定抽水蓄能建设规模和时序，以及新能源配置储能的规模和方式，避免资源浪费。健全储能设施运行机制，建立“统一调度、共享使用”的协调运行机制，优化储能电站并网运行控制策略，提高储能利用效率。

在完善市场机制方面，蒋德斌表示，要健全新型储能电站参与电力市场规则。各地方按照相关政策要求，加快完善储能电站参与电力市场相关配套政策及实施细则，保障新型储能更好地融入电力市场；完善新型储能参与电能量市场、辅助服务市场等机制。通过价格信号激励市场主体自发配置储能资源，引导社会资本参与新型储能建设。理顺各类灵活性电源电价机制，出台容量价格政策，尽快完善新型储能商业模式，促进新型储能、灵活性煤电、抽水蓄能等各类灵活性资源合理竞争。

关键词： 新能源开发 电网企业 负荷特性 电价机制