『新能源』产业已成为推动我国经济高质量发展的重要引擎。构建适合国情的『新能源』供给消纳体系是建设新型电力系统和新型能源体系的关键环节。在这一过程中，我国如何构建『新能源』供给消纳体系？未来我国『新能源』消纳面临哪些难题？如何解决这些挑战？
近10年来，我国『新能源』装机容量从1.2亿千瓦增长到14.1亿千瓦，截至2024年底，我国『新能源』装机容量占比42%，提前6年完成“到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”的目标。『新能源』产业已成为推动我国经济高质量发展的重要引擎。构建适合国情的『新能源』供给消纳体系是建设新型电力系统和新型能源体系的关键环节。在这一过程中，我国如何构建『新能源』供给消纳体系？未来我国『新能源』消纳面临哪些难题？如何解决这些挑战？
『新能源』消纳规模扩大、结构优化、技术提升
近年来，我国『新能源』发展取得举世瞩目的成就，不仅在装机容量、发电量等方面持续增长，而且在消纳能力、技术支撑和政策体系等方面也显著提升。
“在『新能源』消纳方面，我国通过多种手段不断提升『新能源』利用率。”国网能源研究院『新能源』研究所高级专家冯凯辉对《中国能源报》记者表示，一方面，通过电网升级改造、储能设施建设、灵活调节资源开发等措施，增强电力系统调节能力，提高『新能源』消纳水平。另一方面，通过市场化交易机制的建立，如直接交易、绿电交易、辅助服务市场等，进一步拓宽了『新能源』的消纳渠道，提升了『新能源』的经济性和市场竞争力。
此外，我国在『新能源』消纳技术方面也取得长足进步。例如，智能电网、虚拟电厂、分布式能源管理系统等新技术的应用，显著提升了『新能源』的调度能力和运行效率。同时，随着大数据、人工智能等技术的深度融合，『新能源』的预测精度和调度能力也显著提升，为『新能源』的高效消纳提供了坚实的技术支撑。
从区域分布来看，我国『新能源』消纳能力呈现出“东强西弱”的格局。东部地区由于电力需求旺盛、电网结构完善、消纳能力较强，『新能源』消纳水平较高；而西部地区由于电网建设滞后、负荷需求较低，『新能源』消纳面临一定困难。但近年来，随着跨省区输电通道的建设，西部『新能源』的外送能力显著增强，有效缓解了区域间消纳不平衡问题。总体来看，我国『新能源』消纳体系已初步形成，并在规模、结构和技术等方面取得显著进展。
仍面临供需矛盾、技术瓶颈、市场机制不完善
业内人士认为，尽管我国『新能源』消纳能力不断提升，但在实际运行中仍面临诸多挑战，主要体现在供需矛盾、技术瓶颈和市场机制不完善三个方面。
首先，『新能源』与电力系统之间的供需矛盾日益突出。随着『新能源』装机容量的快速增长，其波动性、间歇性和不确定性对电力系统的稳定性提出了更高要求。特别是在『新能源』发电高峰时段，电力系统可能出现“弃风弃光”现象，而在低谷时段，『新能源』利用率又可能受限。这种供需失衡问题，不仅影响了『新能源』的经济性，也对电力系统的安全稳定运行构成威胁。
“当前，『新能源』发电能力与电网的实际消纳能力在时间与空间两个维度上存在显著的不匹配，这已成为制约『新能源』产业高质量发展的关键因素。”中国『新能源』电力投融资联盟秘书长彭澎对《中国能源报》记者表示，我国风能、太阳能等『新能源』资源主要集中在以“三北”地区为核心的西部，电力消费中心则集中在东部沿海等经济发达地区。这种“西电东送”的格局导致长距离输电压力大，电网建设与运维成本高昂。
其次，『新能源』消纳的技术瓶颈尚未完全突破。尽管我国在『新能源』调度、储能、电网改造等方面取得显著进展，但在『新能源』大规模并网后的系统协调运行、灵活调节资源的配置等方面仍存在技术短板。
再次，『新能源』市场化交易机制仍不完善。当前，我国『新能源』市场化交易仍处于探索阶段，交易机制不健全、市场规则不统一、交易品种不丰富等问题较为突出。一方面，『新能源』企业面临市场风险大、收益不稳定等问题；另一方面，用户和电力企业也难以通过市场化手段实现『新能源』的高效消纳和合理配置。
此外，『新能源』政策体系的协同性有待加强。『新能源』发展涉及电力、环保、经济等多个领域，政策之间的协调性不足，导致部分政策在执行过程中出现“多头管理、各自为政”的现象，影响了『新能源』消纳体系的整体效能。
我国『新能源』消纳体系在快速发展的同时，仍面临供需矛盾、技术瓶颈和市场机制不完善等多重挑战，亟需通过系统性优化和政策创新加以解决。
构建多元协同体系
推动技术与政策创新
冯凯辉认为，『新能源』供给消纳体系是“供给”和“消纳”的有机整体。“供给”要保障『新能源』发电开发方式的多元化，保障『新能源』“发得出”；“消纳”要通过各类技术和市场手段拓展『新能源』发电消纳途径，保障『新能源』“用得了”。具体来看，体系包含供给侧要素、传输与调配要素、消费侧要素、市场机制要素等。
在冯凯辉看来，综合考虑“双碳”目标驱动、区域资源禀赋差异、技术发展水平、市场机制完善程度等多重因素的影响，应提出『新能源』合理利用率的规划方法，即以提升『新能源』利用水平与实现社会效益最优为综合优化目标，以『新能源』消纳系统成本为核心指标，通过探寻『新能源』利用率与全社会综合供电成本曲线的最低点，确定『新能源』合理利用率与经济开发规模，并进一步基于经济开发规模优化『新能源』开发布局。
面对『新能源』消纳面临的诸多难题，需要从政策、技术、市场等多个维度出发，构建多元协同的『新能源』消纳体系，推动『新能源』的高质量发展。尤其是应进一步明确『新能源』消纳的目标和路径，推动『新能源』与电力系统、能源结构、经济发展的深度融合。此外，应加强政策之间的协同性，形成“政策—技术—市场”三位一体的『新能源』消纳体系，提升政策的系统性和可操作性。
“尤其需要积极引导工业用户的用电负荷，将一部分非关键、可调节的生产用电，更多地转移至光伏、风电等『新能源』发电量集中的时段。”彭澎认为，通过分时电价、需求侧响应激励等市场化手段，鼓励用户主动调整生产计划，提升用电与发电的时空匹配度。此外，可将分散的可关断负荷资源进行聚合，形成规模化的“虚拟电厂”或“灵活性资源池”。在电网需要调峰、调频或应对突发缺额时，可灵活调用这些资源，为电网提供快速、低成本的辅助服务，从而增强整个电力系统的灵活性和稳定性。
在彭澎看来，解决我国『新能源』消纳问题，必须从单一依赖储能的路径依赖中跳脱出来，转向“源网荷储”协同发展的新模式。通过优先在工业端深度挖掘灵活性潜力，实现负荷与发电的动态匹配，是当前最具经济性和可行性的战略选择。
“首先应开展『新能源』消纳能力评估，在此基础上，结合系统源荷储等调节资源条件，研究提升『新能源』利用率的调节资源容量需求，以及系统优化运行策略。考虑我国主要调节资源发展实际，重点分析火电灵活性改造合理容量计算方法、大容量储能布点定容方法，以及大规模『新能源』和火电机组及储能协调运行优化策略。”冯凯辉分析，其次，电网的『新能源』消纳能力受多方面因素制约，在大电网层面受系统调峰、输送通道能力等约束，同时与『新能源』利用率也有强相关性，评估总体思路为考虑系统调峰和输送通道能力约束，通过生产模拟方法，确定省级电网的『新能源』消纳能力。
