重估新能源消纳目标，兼顾保供应与保消纳

文章来源于南方能源观察

习近平总书记在中共中央政治局第三十六次集体学习时指出，实现“双碳”目标要注重处理好政府和市场的关系，要坚持两手发力，推动有为政府和有效市场更好结合，建立健全“双碳”工作激励约束机制。《“十四五”可再生能源发展规划》规定：“推动源网荷共担消纳责任，构建由电网保障消纳、市场化自主消纳、分布式发电交易消纳共同组成的多元并网消纳机制。”为什么要建立这样的多元并网消纳机制，应该怎么样处理好政府和市场的关系建立这样的消纳机制，本文将对此进行详细论述。

新能源发展的新矛盾——保供应与保消纳

新能源跨越式发展是构建新型电力系统、实现“双碳”目标的必由之路。回顾发展历程，新能源发展的主要矛盾也由初期的并网技术问题，转变为规模化发展后的消纳问题，现在又即将转化为保供应保消纳及电网安全问题。

以甘肃为例，目前新能源装机占比达50%，发电占比达28%，随着新能源占比的持续提高，供需双侧与系统调节资源均呈现高度不确定性，新能源平均同时率（一定时间周期内新能源平均出力与装机的比值）为19%，最大为62%，最小为0.37%。而晚高峰期间，平均同时率为14%，最大为46%，最小为0.37%。电力电量平衡机理将向概率化、多区域、多主体的源网荷储协同的平衡模式转变。

依靠占比不断下降的常规电源以及有限的负荷侧调节能力难以满足日内平衡需求。以2021年5月4日—5日为例，新能源出力最大波动达到了1338万千瓦，是当日平均用电负荷的97%、甘肃常规机组容量的80%，开机安排难度极大。小发期间电力供应不足和大发期间消纳困难的问题将频繁交替出现，电力系统保供应和保消纳的问题进一步凸显。

短期应对手段——探索新能源合理利用率

对“合理利用率”的定义目前并不统一，尚未有国家公开提出最经济或合理的新能源利用率水平。2011年，丹麦等国家学者已提出新能源“经济弃电”概念，即避免尖峰时刻消纳新能源产生的超额成本；2016年，德国研究机构指出，若保障2020年完全消纳，当地海上风电发展成本将提高30%；2019年，美国研究机构提出，明尼苏达州在高新能源渗透率下，适当弃电将比建设储能节省10%以上的系统成本。2021年3月30日，国家能源局时任电力司司长黄学农在新闻发布会上回应如何保障新能源消纳问题时，提到“要科学制定新能源合理利用率目标”，这是官方首次明确提出“合理利用率”的说法。

总的来看，在高新能源渗透率情况下，合理弃电是经济且必要的。利用率管控目标将影响可接纳的新能源发展规模、系统灵活资源需求和电力供应成本，设定过高利用率的消纳目标既不经济，也将限制新能源发展规模。为此，应科学探索新能源合理利用率，并在实践中加以明确。

从能源供应系统全局出发，新能源消纳水平理论上存在总体最经济的“合理值”。新能源“合理利用率”可定义为：使全社会电力供应成本最低的利用率。新能源发展规模随利用率控制目标降低而增加，电力供应成本则呈“U型曲线”变化，拐点即对应经济性最优的新能源规模和合理利用率。

以甘肃电网为例，2021年甘肃新能源最大出力达到了1433万千瓦，最小出力仅为11万千瓦，最大出力是最小出力的130倍，新能源的尖峰出力很大，但持续时间较短。新能源电量集中在25%—35%同时率之间，如图2所示。电网消纳100%的电量需要1433万千瓦的消纳能力，但消纳95%的电量仅需要1107万千瓦的消纳能力，最后5%的电量占用了23%的消纳能力。如果追求过高的电网利用率，会极大提高系统的备用率，带来过高的边际消纳成本，影响整个能源系统经济性。

长期应对手段——推进能源体系转型

保供应和保消纳是一对辩证统一的矛盾关系。

从矛盾表面特征看，保供应与保消纳需求相反。在火电装机规模一定的情况下，较大的开机方式或较少的外送将有利于保障电力稳定可靠供应，但会挤占新能源发电空间，加大弃电风险；反之，要保证新能源高水平消纳，就需要适当减小火电开机容量或增加外送，减弱保供应能力。

从矛盾形成原因看，保供应、保消纳问题主要是由于新能源的波动性、间歇性、季节性、预测难度大等特点所致。

从矛盾演变趋势看，新能源成为主体电源是一个由装机主体到电量主体、再到电力主体、责任主体的演变过程。装机主体阶段特征为装机占比超过50%，电量主体阶段特征为电量占比超过50%，电力主体阶段特征为可信出力占比超过50%，责任主体阶段即由新能源承担调峰调频等一系列责任。

不同阶段需要不同应对策略和评价标准。装机主体到电量主体转变阶段，主要面对发展与消纳的矛盾，应推动评价指标由利用率向发电量占比转变；电量主体向电力主体转变阶段，主要面对发展与保供的矛盾，应着力提升系统的灵活调节能力；电力主体向责任主体转变阶段，主要面对发展与安全的矛盾，需着力研究新能源应具备的涉网性能。

长期来看，保供应和保消纳必将随着配套新能源发展的系统调节能力大力提升、适应新能源运行特点的市场机制日趋完善健全而最终解决。本质上，两者都是新能源波动性引起的供需矛盾，供大于求引发保消纳问题，供不应求引发保供应问题，两者是一个矛盾的两个方面，是对立统一的。

为什么要构建多元消纳机制——有为政府+有效市场

“三北”地区风光资源丰富，发电利用小时相对高，加上发电成本的进一步降低，盈利水平相对好，即使在新能源利用率下降预期明确的情况下，业主发展新能源的积极性仍然很高。因此，亟需创新思路、依托市场，明确政府应担责任和市场调节范畴，统筹保障性与市场性、存量与增量、整体与局部、短期目标与长期目标，先立后破，开展差异化施策、多元化消纳和科学评价的创新实践，有效化解新能源规模化发展的需求和暂时性消纳能力不足导致的“量率”矛盾。

《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（国能发新【2021】25号）》要求各省按完成年度非水权重所必须的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网，保障性并网范围外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。

从权责一致看，保障性项目发电量由政府保障性收购，占用省内用电空间，承担非水可再生能源消纳责任权重的责任，理应由政府和电网公司实现保障性消纳；市场化项目自主落实消纳条件，业主更多关注项目的盈利水平而非利用率，这也正是市场机制发挥调节能力的范畴。

举例来说，按照《关于2021年度全国可再生能源电力发展监测评价结果的通知》（国能发新能【2022】82号）：2021年河北风电利用小时为1995小时（利用率95.4%），甘肃酒泉风电利用小时为2153小时（利用率95.4%）。这意味着即使酒泉利用率下降至88%，风电利用小时数仍然与河北95%利用率下的利用小时持平。2021年利用小时最高的中核玉门平价风电场（利用小时为4173小时），即使利用率降至48%，其利用小时数也与河北95%利用率下的利用小时持平。

另外，自主落实的消纳资源是否能达到预期效果、是否覆盖项目全生命周期很大程度上由市场主体自我决定，政府或电网公司难以实施有效管控，这些因素导致的利用率下降不应该影响到全省利用率考核。

从横向比较看，新型电力系统推进过程中，承担保供职责的火电面临着发电量下降的情况，但不存在火电利用率下降的说法。美国加州独立系统运营商在月度公报中明确将弃电分为经济弃电、阻塞弃电、调峰弃电三大类分别统计，其中，“经济弃电”不作为电网规划的约束条件。同理，市场化新能源项目利用率下降是客观且必要的，只有经过“装机增加——利用率下降——技术突破——利用率上升——装机增加”的螺旋式过程，才能实现新能源由装机主体向发电主体的跨越，助力“双碳”目标实现。

适度弃电还可以促进电化学储能的规模化应用。2022年11月8日中电联发布《新能源配储能运行情况调研报告》，报告显示全国新能源配储利用系数[1]为6.1%，华北、西北高于其他区域。储能利用水平较低的本质原因在于全国新能源利用率达到97%，仅3%的弃电可供储能充电，储能的利用程度当然提不上去。相对而言，华北、西北弃电较多，储能利用也较为充分。适度弃电有利于促进储能的规模化发展，进而通过规模化效应实现储能成本的下降，形成储能发展的良性循环，这也是螺旋式过程中技术突破环节实现的机理。当然这个机理应该靠市场机制而不是靠行政指令去实现，行政指令不能精准的跟踪成本、收益等市场因素的变化，选择新能源利用水平低一点还是储能利用水平低一点都不合适，但两者呈跷跷板关系，总有一项是低的。

故为进一步落实习总书记的讲话和国家的有关要求，促进新能源的高质量发展，应明确政府和市场分工，由政府负责保障性项目的并网消纳，市场自主调节市场化项目的发展方向，建立有为政府和有效市场相结合的多元消纳机制。

怎样构建多元消纳机制——四个阶段

解决保供应和保消纳问题，是一个在不断解决旧矛盾、出现新矛盾的循环中实现量变到质变发展的过程，具有长期性、复杂性、系统性特点，需要坚持发展的、全面的、系统的原则，构建安全高效新能源消纳供给体系解决两方面问题、促进高质量发展。

装机主体阶段，推进传统能源与新能源动态优化组合。此阶段的关键是稳步推进新能源安全、可靠、经济地替代化石能源。按照“煤炭保能源安全、煤电保电力安全、常规电源保供应、新能源调结构”的要求，推动传统能源与新能源优化组合，实现火电更灵活、新能源更优质，逐步奠定新能源高质量发展的基础。

新能源的发电占比不断提升是实现“双碳”目标的必由之路，保量才能保发展，保率才能高质量发展，基于“量率一体”原则设定合理消纳目标，建议在总的利用率目标下对分省新能源利用率目标按装机占比进行差异化分档管理：装机占比在25%的设定为100%；装机在25%-30%之间的设定为99%；装机在30%-40%的装机占比每增加一个百分点，设定利用率在99%的基础上下降0.5个百分点，最低不得低于95%；装机超过40%的，设定利用率在95%的基础上，装机占比每增加1个百分点，利用率下降1个百分点；装机占比超过50%的，以发电占比替代利用率指标。

电量主体阶段，统筹考虑新能源装机规划与消纳目标。应统筹考虑新能源装机布局、时序、消纳，明确新能源发展的保障性规模及对应的保障性利用率，政府和电网公司仅负责保障性消纳，确保保障性项目利用率达95%以上，在此基础上最大化消纳市场性项目，弃电不纳入全网统计，加大市场化方式的消纳力度，通过盈利水平等市场因素影响市场主体的选择，实现装机时序和布局的优化。按照“2030年非化石能源消费比重达到25%”的目标，引导新能源大规模、高质量、跨越式发展，推动以更能体现“双碳”目标、更能体现新能源发展成绩、更能表现新能源发展水平的新能源发电占比指标替代具有发展阶段性属性的新能源利用率指标。

电力主体阶段，通过市场机制引导电源充裕性及灵活性提升。通过容量市场引导调峰电源建设，加强火电灵活性改造，鼓励发展大规模、长周期、易调度的大型储能电站，保持能源供应适度宽裕。加大奖优惩劣力度，引导功率预测准确性提升。完善需求侧市场，培育多元主体，鼓励负荷聚合商、电车充电桩聚合商参与市场，建立峰谷价差与电力峰谷差高度关联的市场体系。

责任主体阶段，依托全社会协同发力共建新型电力系统。由新能源承担解决矛盾的主体责任，即由作为主体电源的新能源（含储能）承担原常规电源承担的调峰、调频、转动惯量等责任；全社会因使用绿电享受环境改善福利，应承担一定的消纳成本，或提升用电弹性适应新能源波动，做到“成本共担，利益共享”。