新型电力系统下，光伏并网消纳难题何解？

（原标题：新型电力系统下，光伏并网消纳难题何解？）

2023年，我国风电光伏发电量占全社会用电量比重首次突破15%。3月22日，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》，提出2024年，风电、太阳能发电量占全国发电量的比重达到 17%以上。

国内外研究表明,当新能源电量渗透率超过15%后，整个电力系统的成本将进入快速增长临界点。未来新能源场站的成本下降，很难完全对冲消纳新能源而上升的系统成本。

据国家能源局数据，今年1-2月，全国太阳能发电新增装机36.72GW，同比增长80.3%。全球需求驱动下，2024年国内光伏装机量有望再次实现超预期增长。因此，如何促进新能源消纳、提升电网灵活性和安全性，已成为光伏行业面临的重要议题。

01、新能源利用率面临下滑，消纳压力凸显

3月4日，全国新能源消纳监测预警中心发布《2024年1月全国新能源并网消纳情况》。数据显示，光伏发电利用率98%，风电98.3%。其中，分布式光伏装机大省河北为97.8%，山东为99.4%，河南为97.7%。

但在2024光伏市场发展论坛上，中国电力科学研究院新能源研究中心新能源调度运行室主任张金平表示，目前新能源装机远超规划目标，利用率面临下滑风险。2024年，中国新能源利用率可能降至95%以下。2025年还将进一步下降，2030年整体利用率或将降至90%左右。

张金平指出，目前消纳难题一方面来自于沙戈荒大型风光基地，在新疆、内蒙、青海、甘肃等地新能源资源丰富，但当地电网结构薄弱且外送时受到安全约束的制约，使得消纳工作面临重重挑战。对此，国网能源研究院新能源与统计研究所资深专家李琼慧表示，在沙戈荒地区，外送通道的建设不仅受到生态环境的制约，还需综合考虑投资、赔偿等主观因素的影响。

根据国家电网有限公司发布的碳达峰碳中和行动方案，到2025年，国家电网经营区跨省跨区输电能力将达到3.0亿千瓦，输送清洁能源占比达到50%。目前，跨省跨区通道能力不足等问题，仍是风光电消纳的主要刚性约束。

此外，分布式光伏接网承载力有限，也进一步增加了消纳协调的难度。天合光能国区战略产品及市场总监唐正恺表示，电网消纳、新能源与用电负荷时间和空间不对称性等问题，大幅降低了分布式光伏市场发展的预期和积极性。推动构建光储、光氢协同的新能源装机模式，能有效破解电网消纳压力和突破光伏装机瓶颈，打开市场空间。

02、市场机制是解决消纳困境的重要因素

随着新能源发电大量替代常规电源,以及储能等可调节负荷广泛应用,电力系统呈现出高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征。同时，由于新能源具有很强的波动性、间歇性，会造成电力实时平衡的不稳定性。

在第十一届广东省光伏论坛上，中国能源研究会配售电研究专家吴俊宏指出，新能源接入对电力系统产生的影响，其根源在于成本上升。例如强制配储和特高压建设等措施，虽然在一定程度上有助于解决新能源消纳问题，但仍需充分考虑其背后的经济性。

因此，市场机制是推动新能源高质量发展的重要因素。2023年下半年至今，为适应新型电力系统需求，我国电力辅助服务市场主体趋向多元化发展，新增了负荷聚合商、虚拟电厂、新型储能等用户侧资源参与电力辅助服务市场。通过挖掘其他的灵活性资源，建立需求响应机制，从而减少对于火电、抽水蓄能等设施的需求，降低系统成本。

李琼慧也表示，中国积极推动能源转型，核心在于以“最低成本”显著提升能源利用效率，助力实现双碳目标。通过市场机制解决消纳问题，充分展现集中式和分布式光伏的差异化优势，进一步扩大新能源市场规模;同时通过市场竞价，不断推动技术创新迭代，实现降本增效。

设备制造企业方面，阳光电源光储集团北京公司解决方案总经理方敏表示，当前光伏产业正经历技术创新的快速迭代，但新技术导入和大规模应用间仍存在阻碍。据中电联报告，2023年上半年，独立储能利用率仅达到电站设计平均利用小时数的32%，新能源配储更是低至27%。为实现高质量发展，政策引导至关重要，应推动产业链上下游的联合创新与协同发展。

2023年12月，中央经济工作会议强调，要以科技创新推动产业创新，特别是以颠覆性技术和前沿技术催生新产业，新模式、新动能，发展新质生产力。随着《可再生能源法》修订工作的深入推进，光伏市场将迎来前所未有的重大变革，开启新的发展篇章。