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近年来，我国(guo)新能源发展进一(yi)步提速，截至今年4月底，全国(guo)风电、光(guang)伏发电累计(ji)装机超过11亿(yi)千瓦，同比增长(chang)约38%，消纳需求大幅(fu)增加。做好新能源消纳工作，对规划建设新型能源体系、构建新型电力(li)系统、推动实现(xian)“双碳”目(mu)标(biao)具(ju)有重要意(yi)义。
为提升电力(li)系统对新能源的消纳能力(li)，确保新能源大规模发展的同时保持合理利用水平，近日，国(guo)家(jia)能源局印(yin)发《关(guan)于做好新能源消纳工作保障(zhang)新能源高质量发展的通知(zhi)》（以下简称《通知(zhi)》），提出多项做好新能源消纳工作的举措。其中，对500千伏及以上配套电网项目(mu)，每年组织国(guo)家(jia)电力(li)发展规划内项目(mu)调整，并为国(guo)家(jia)布局的大型风电光(guang)伏基地、流域水风光(guang)一(yi)体化基地等重点项目(mu)开辟纳规“绿(lu)色通道”，加快推动一(yi)批新能源配套电网项目(mu)纳规。
今年30余个新能源配套电网重点项目(mu)开工
国(guo)家(jia)能源局有关(guan)负责(ze)人介绍(shao)，近年来，我国(guo)大力(li)推进跨省区输(shu)电通道、坚强主干网架及配电网建设，不断提升电力(li)系统调节能力(li)，扩大新能源市(shi)场化交易电量，推动新能源快速发展、高效利用。2023年全国(guo)风电利用率97.3%、光(guang)伏发电利用率98%，保持了较高水平。
6月3日，海拔4000多米(mi)的四川甘孜(zi)藏族自治(zhi)州折多山上，川渝特高压交流输(shu)电工程成功展放国(guo)内首例(li)十分裂(lie)输(shu)电导线。与传统导线相比，十分裂(lie)导线能有效抵(di)御(yu)高海拔地区大风、覆冰等极端(duan)天气，安全系数更高，提高输(shu)电效率和稳定性。“川渝特高压交流输(shu)电工程正加快建设，可将西(xi)南地区电网主网架电压等级从500千伏提升至1000千伏，工程投(tou)产后每年能输(shu)送清洁电能超过350亿(yi)千瓦时。”国(guo)网四川省电力(li)公司董事长(chang)衣立东介绍(shao)。
根据《通知(zhi)》，要重点推动一(yi)批配套电网项目(mu)建设。今年，川渝特高压交流输(shu)电工程、张家(jia)口坝上500千伏输(shu)变电工程等30余个新能源配套电网重点项目(mu)预计(ji)将投(tou)产，陕北—安徽特高压直流工程、茂湛500千伏网架完善工程等30余个新能源配套电网重点项目(mu)开工。
《通知(zhi)》强调，加快项目(mu)建设，各级能源主管部门会同电网企(qi)业建立已纳入规划的新能源配套电网项目(mu)清单，在确保安全的前提下加快推进前期(qi)、核(he)准和建设工作；电网企(qi)业要优化投(tou)资(zi)计(ji)划安排，与项目(mu)前期(qi)工作进度(du)做好衔接(jie)。《通知(zhi)》要求，优化接(jie)网流程，电网企(qi)业要主动为新能源接(jie)入电网提供服务，简化审核(he)环节，进一(yi)步提高效率。
积极推进系统调节能力(li)提升，加强新能源与配套电网建设协同力(li)度(du)
系统调节能力(li)建设是新能源消纳的重要保障(zhang)，需要与新能源发展统筹推进。《通知(zhi)》明确，强化调节资(zi)源效果评估认(ren)定，开展煤电机组灵(ling)活性改造效果、各类储能设施调节性能、负荷侧调节资(zi)源参与系统调节规模和置信度(du)的综(zong)合评估。
当前，部分新能源和电网项目(mu)规划建设时序协调不足、衔接(jie)不到(dao)位。水电水利规划设计(ji)总院有关(guan)负责(ze)人介绍(shao)，一(yi)方面，部分地区在研究新能源发展规划时重点考虑资(zi)源条件(jian)，并未(wei)充分考虑并网送出和消纳，新能源规划规模与电网输(shu)变电能力(li)、电力(li)负荷消纳能力(li)等未(wei)协同匹配；另一(yi)方面，电网送出往往与新能源项目(mu)建设进度(du)难以匹配。风电、光(guang)伏发电项目(mu)前期(qi)工作起步早、本体工程建设快，大部分可以做到(dao)当年核(he)准、当年开工、当年投(tou)产，而(er)配套的电网接(jie)入工程建设周(zhou)期(qi)相对较长(chang)，新能源配套接(jie)网工程从纳入规划、可研批复、建设投(tou)产所需时间比新能源项目(mu)建设工期(qi)一(yi)般要多半年甚至近一(yi)年时间。
对此，《通知(zhi)》在要求加快配套电网规划建设的同时，强调有序安排新能源项目(mu)建设，加强新能源与配套电网建设的协同力(li)度(du)。
为拓展新能源消纳范围(wei)，需要灵(ling)活调整调度(du)运行方式，提升省间互济(ji)和资(zi)源共(gong)享能力(li)。《通知(zhi)》提出，电网企(qi)业要进一(yi)步提升跨省跨区输(shu)电通道输(shu)送新能源比例(li)，加强省间互济(ji)，全面提升配电网可观可测(ce)、可调可控能力(li)，公平调用各类调节资(zi)源，构建智慧化调度(du)系统。
《通知(zhi)》强调，充分发挥电力(li)市(shi)场机制作用，加快电力(li)现(xian)货市(shi)场建设，进一(yi)步推动新能源参与电力(li)市(shi)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(shi)场交易。
科学确定各地新能源利用率目(mu)标(biao)
从整个能源系统经(jing)济(ji)性和全社会用电成本的角度(du)来看，结合电力(li)系统自身的特性，新能源消纳存在一(yi)个经(jing)济(ji)合理的利用率范围(wei)，如果追求百分之百消纳将极大提高系统的备用成本，限制电力(li)系统可承载的新能源规模。《通知(zhi)》提出，科学确定各地新能源利用率目(mu)标(biao)，充分考虑新能源发展、系统承载力(li)、系统经(jing)济(ji)性、用户(hu)承受能力(li)等因素，统筹确定利用率目(mu)标(biao)。部分资(zi)源条件(jian)较好的地区可适当放宽(kuan)，原则上不低于90%，并根据消纳形势开展年度(du)动态评估。
电力(li)规划设计(ji)总院有关(guan)负责(ze)人介绍(shao)，2019年全国(guo)平均风电利用率为96%、光(guang)伏发电利用率为98%，提前完成2020年全国(guo)风电利用率力(li)争(zheng)达到(dao)95%左右、光(guang)伏发电利用率高于95%的目(mu)标(biao)。虽然全国(guo)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(li)已有所显现(xian)。考虑当前电力(li)系统存量调节能力(li)已经(jing)基本挖潜，需要新增建设大量新型储能等调节资(zi)源，经(jing)济(ji)代价较大，不利于新能源大规模可持续发展。从系统最(zui)优的角度(du)统筹开发和消纳，适当放宽(kuan)资(zi)源条件(jian)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(mu)标(biao)，可为新能源发展留有更多空间。同时，设置90%的利用率目(mu)标(biao)下限，可防止新能源利用率短期(qi)内大幅(fu)下降。
《通知(zhi)》要求，扎实做好新能源消纳数据统计(ji)管理。统一(yi)新能源利用率统计(ji)口径，加强新能源消纳数据校(xiao)核(he)，强化信息披露和统计(ji)监管。国(guo)家(jia)能源局组织有关(guan)单位，开展月度(du)消纳监测(ce)、半年分析会商和年度(du)消纳评估。国(guo)家(jia)能源局及其派出机构将新能源消纳监管作为一(yi)项重要监管内容。加强对新能源跨省消纳措施的监管，督促有关(guan)单位取消不合理的限制性措施。