近日，国务院印发《2024—2025节能降碳行动方案》，其中提及“科学合理确定新能源发展规模，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%”。随后，国家能源局于6月4日发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》（以下简称《通知》），明确“部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%”。
早在2018年，为缓解弃风弃光，国家发改委、国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划》指出，2020年，确保全国平均风电利用率达到国际先进水平（力争达到95%左右），弃风率控制在合理水平（力争控制在5%左右）；光伏发电利用率高于95%。
在业内看来，此次新能源利用率的下调，将进一步增加新能源装机潜力和空间，为碳达峰目标实现和新能源行业健康发展奠定坚实基础。
为新能源发展留出更多空间
近年来，在碳达峰碳中和目标背景下，我国新能源发展提速。截至2023年底，我国新能源装机总规模已达到10.5亿千瓦左右，约为2020年底的两倍。与此同时，在相关政策引导下，我国新能源利用率保持在较高水平。国家能源局数据显示，2023年，全国风电利用率97.3%、光伏发电利用率98%。
不过，在多位专家看来，消纳利用率约束在部分地区影响了新能源的快速发展。“若在新能源消纳困难地区仍然维持新能源利用率95%以上水平，考虑当前系统存量调节能力已经基本挖掘，需要新增建设大量新型储能等调节资源，经济代价较大，推升全社会用能成本，这不利于新能源大规模可持续发展。”电力规划设计总院相关专家在进行政策解读时指出。
水电水利规划设计总院党委委员、总规划师张益国表示，随着新能源技术经济性快速提高，新能源度电成本普遍降至0.3元/千瓦时左右，部分地区甚至已经低于0.2元/千瓦时，若仍按照100%利用率考虑，为利用0.3元/千瓦时的1度电需支出0.5元的储能成本，经济上不合理。适当降低利用率指标，可促使新能源供给更加充裕。此外，过高的新能源利用率目标也将抬高系统灵活资源需求和电力供应成本，反而限制新能源发展规模。
“‘十四五’初期，风光新能源已实现平价上网，‘十四五’期间新能源单位投资和发电成本下降，具备低价上网条件，适度放开利用率仍具有经济性。”中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽在接受《中国能源报》记者采访时表示，“在其他条件不变的情况下，适度降低利用率下限，可显著增加新能源装机潜力和空间。综合考虑利用小时数下降和装机量提升，从宏观角度看，新能源电量整体是增加的，可以持续显著增加新能源供应量和在能源结构中的占比，助力实现非化石能源占比目标以及碳达峰碳中和目标。”
驱动全产业链快速发展
多位业内人士指出，新能源利用率下调，将进一步驱动全产业链发展。
“利用率下调后，国内新能源新增装机有望保持较高规模，成为支撑新能源制造业的基石。”时璟丽表示，“另外，在新型储能方面，新能源装机规模增加，也将带动储能需求增大，在调整新能源利用率、灵活性电源、各类储能、需求侧响应等方面实现优化平衡，促进新能源消纳。因此，长期来看，新型储能需求将更大，不过短期内还是要看各地电力系统的具体情况。”
汇耀品尚能源科技（嘉兴）有限公司总裁刘波告诉《中国能源报》记者：“新能源利用率下调，带来的直接影响是刺激装机容量的增长，也意味着电网对新能源电力波动范围接受度更高，将鼓励更多新能源项目的投资和建设。随着装机量增加，整个产业链短期内会迎来更大的市场需求，驱动产业链上下游企业的快速发展。”
“此次消纳红线的下调，也为新能源企业带来了更多直接的机遇，包括新能源发电项目接入门槛的降低，项目投资和装机容量的直接增长。此外，市场的变化也将促进产业链各环节的技术创新，以进一步提升效率和降低成本；市场化的消纳机制，也将鼓励新能源企业探索更多新的商业模式，如参与电力市场交易、发展直流微网和虚拟电厂等。”刘波指出，“总而言之，消纳率的下调为行业带来了扩容的机遇，但也对企业提出了更高的要求，包括技术创新、成本控制、市场适应能力等多方面。”
市场化方式消纳是大趋势
国家能源局在《通知》中称，从推进配套电网项目建设、系统调节能力提升和网源协调发展、发挥电网资源配置平台作用、优化新能源利用率目标、新能源消纳数据统计管理、常态化开展新能源消纳监测监管工作等六个方面，提出十七项措施，以提升电力系统对新能源的消纳能力，推动新能源高质量发展。
张益国指出，目前我国统一电力市场尚未建立，新能源外送调节责任分担、调节资源及网架建设成本疏导、受端省份火电发电需求、税收就业、送受两端可再生能源消纳责任权重等因素，导致省间新能源灵活输电进展较慢。西北区域内已开展了省间电力市场建设，建立弹性交易机制，充分利用新能源“平滑效应”促进消纳，但仍未充分放开，其他地区进度相对较慢。
因此，《通知》也提出要打破省间壁垒，明确要求不得限制跨省新能源交易。此外，提出要加快探索建立区域电力市场等措施，进一步优化资源配置和区域间、省间资源共享能力。
“从国际上看，欧美国家电力市场体系较为完善，新能源主要通过市场化方式消纳，对利用率不设置管理目标，我国电力市场建设仍在持续推进，当前仍需通过合理设置利用率目标来稳定社会各方预期，指导行业有序发展。未来随着全国统一电力市场的建设和市场机制的不断完善，新能源将逐步转变为市场化方式引导消纳。”上述电力规划设计总院专家指出。
这也给新能源企业带来挑战。刘波表示，对于新能源企业而言，未来面临的挑战包括政策不确定性、项目收益不确定性、成本控制压力、行业竞争加剧风险、技术创新压力等。“新能源项目需要提高对市场变化的适应能力和专业性，在项目选址、技术优化、成本控制等多方面做出更加合理的投资、开发和运营管理决策，确保项目经济性和竞争力。”
新能源利用率“松绑”影响几何？
■本报记者 李玲 《 中国能源报 》（ 2024年06月10日 第 01 版）
近日，国务院印发《2024—2025节能降碳行动方案》，其中提及“科学合理确定新能源发展规模，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%”。随后，国家能源局于6月4日发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》（以下简称《通知》），明确“部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%”。
早在2018年，为缓解弃风弃光，国家发改委、国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划》指出，2020年，确保全国平均风电利用率达到国际先进水平（力争达到95%左右），弃风率控制在合理水平（力争控制在5%左右）；光伏发电利用率高于95%。
在业内看来，此次新能源利用率的下调，将进一步增加新能源装机潜力和空间，为碳达峰目标实现和新能源行业健康发展奠定坚实基础。
为新能源发展留出更多空间
近年来，在碳达峰碳中和目标背景下，我国新能源发展提速。截至2023年底，我国新能源装机总规模已达到10.5亿千瓦左右，约为2020年底的两倍。与此同时，在相关政策引导下，我国新能源利用率保持在较高水平。国家能源局数据显示，2023年，全国风电利用率97.3%、光伏发电利用率98%。
不过，在多位专家看来，消纳利用率约束在部分地区影响了新能源的快速发展。“若在新能源消纳困难地区仍然维持新能源利用率95%以上水平，考虑当前系统存量调节能力已经基本挖掘，需要新增建设大量新型储能等调节资源，经济代价较大，推升全社会用能成本，这不利于新能源大规模可持续发展。”电力规划设计总院相关专家在进行政策解读时指出。
水电水利规划设计总院党委委员、总规划师张益国表示，随着新能源技术经济性快速提高，新能源度电成本普遍降至0.3元/千瓦时左右，部分地区甚至已经低于0.2元/千瓦时，若仍按照100%利用率考虑，为利用0.3元/千瓦时的1度电需支出0.5元的储能成本，经济上不合理。适当降低利用率指标，可促使新能源供给更加充裕。此外，过高的新能源利用率目标也将抬高系统灵活资源需求和电力供应成本，反而限制新能源发展规模。
“‘十四五’初期，风光新能源已实现平价上网，‘十四五’期间新能源单位投资和发电成本下降，具备低价上网条件，适度放开利用率仍具有经济性。”中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽在接受《中国能源报》记者采访时表示，“在其他条件不变的情况下，适度降低利用率下限，可显著增加新能源装机潜力和空间。综合考虑利用小时数下降和装机量提升，从宏观角度看，新能源电量整体是增加的，可以持续显著增加新能源供应量和在能源结构中的占比，助力实现非化石能源占比目标以及碳达峰碳中和目标。”
驱动全产业链快速发展
多位业内人士指出，新能源利用率下调，将进一步驱动全产业链发展。
“利用率下调后，国内新能源新增装机有望保持较高规模，成为支撑新能源制造业的基石。”时璟丽表示，“另外，在新型储能方面，新能源装机规模增加，也将带动储能需求增大，在调整新能源利用率、灵活性电源、各类储能、需求侧响应等方面实现优化平衡，促进新能源消纳。因此，长期来看，新型储能需求将更大，不过短期内还是要看各地电力系统的具体情况。”
汇耀品尚能源科技（嘉兴）有限公司总裁刘波告诉《中国能源报》记者：“新能源利用率下调，带来的直接影响是刺激装机容量的增长，也意味着电网对新能源电力波动范围接受度更高，将鼓励更多新能源项目的投资和建设。随着装机量增加，整个产业链短期内会迎来更大的市场需求，驱动产业链上下游企业的快速发展。”
“此次消纳红线的下调，也为新能源企业带来了更多直接的机遇，包括新能源发电项目接入门槛的降低，项目投资和装机容量的直接增长。此外，市场的变化也将促进产业链各环节的技术创新，以进一步提升效率和降低成本；市场化的消纳机制，也将鼓励新能源企业探索更多新的商业模式，如参与电力市场交易、发展直流微网和虚拟电厂等。”刘波指出，“总而言之，消纳率的下调为行业带来了扩容的机遇，但也对企业提出了更高的要求，包括技术创新、成本控制、市场适应能力等多方面。”
市场化方式消纳是大趋势
国家能源局在《通知》中称，从推进配套电网项目建设、系统调节能力提升和网源协调发展、发挥电网资源配置平台作用、优化新能源利用率目标、新能源消纳数据统计管理、常态化开展新能源消纳监测监管工作等六个方面，提出十七项措施，以提升电力系统对新能源的消纳能力，推动新能源高质量发展。
张益国指出，目前我国统一电力市场尚未建立，新能源外送调节责任分担、调节资源及网架建设成本疏导、受端省份火电发电需求、税收就业、送受两端可再生能源消纳责任权重等因素，导致省间新能源灵活输电进展较慢。西北区域内已开展了省间电力市场建设，建立弹性交易机制，充分利用新能源“平滑效应”促进消纳，但仍未充分放开，其他地区进度相对较慢。
因此，《通知》也提出要打破省间壁垒，明确要求不得限制跨省新能源交易。此外，提出要加快探索建立区域电力市场等措施，进一步优化资源配置和区域间、省间资源共享能力。
“从国际上看，欧美国家电力市场体系较为完善，新能源主要通过市场化方式消纳，对利用率不设置管理目标，我国电力市场建设仍在持续推进，当前仍需通过合理设置利用率目标来稳定社会各方预期，指导行业有序发展。未来随着全国统一电力市场的建设和市场机制的不断完善，新能源将逐步转变为市场化方式引导消纳。”上述电力规划设计总院专家指出。
这也给新能源企业带来挑战。刘波表示，对于新能源企业而言，未来面临的挑战包括政策不确定性、项目收益不确定性、成本控制压力、行业竞争加剧风险、技术创新压力等。“新能源项目需要提高对市场变化的适应能力和专业性，在项目选址、技术优化、成本控制等多方面做出更加合理的投资、开发和运营管理决策，确保项目经济性和竞争力。”
