今明两年新能源消纳难度将加大，市场化机制能否化解消纳阻碍

国电中星了解到：受国家补贴政策调整影响，预计今年相当规模的新能源将集中并网。同时，疫情导致新能源发电设备供应、项目建设存在一定程度延误，实际并网规模存在不确定性。此外，受新能源参与市场化交易补贴计算方式改变、消纳责任权重指标考核等因素影响，新能源参与跨省区市场化交易意愿下降，新能源外送电量规模或发生波动。

伴随新能源“抢装”进入“冲刺期”、社会用电量需求波动，新能源消纳将迎来较大不确定性。

部分地区利用率低于95%

日前，电网相关人士向记者表示，今明两年新能源消纳难度将加大。

国网能源研究院有限公司（以下称“国网能源院”）研究测算的新能源消纳能力显示，2020年全国新能源利用率整体可以保持95%以上，但个别省区面临较大压力。预计甘肃、新疆新能源利用率仍低于95%，但均较2019年有所提升；冀北、山西、青海受新增装机规模较大等因素影响，新能源利用率可能低于95%；华东、华中地区在春节等负荷低谷时段首次出现限电情况，但新能源整体利用率仍保持较高水平。

“预计2021年，新疆、西藏、冀北随着全社会用电量的稳步提高，新能源消纳矛盾将逐步缓解；山西、河南受2020年底风电大规模抢装影响，新能源利用率将分别下降至93.0%、93.7%。”国网能源院新能源与统计研究所新能源及统计研究室研究员叶小宁表示，“2020-2021年，受新能源装机量增长、电力需求波动等边界条件共同影响，新能源消纳情况存在一定的不确定性。”

中电联行业发展与环境资源部副主任兼中电联电力发展研究院副院长张琳认为，“‘十四五’时期是建设清洁低碳安全高效能源体系的重要阶段，推进能源高质量发展，迫切需要协调好中国特色的能源经济制度、产业政策等多个方面，而新能源消纳始终是个关键点。”

多位市场人士对记者分析称，从全国新能源消纳监测预警中心发布的信息来看，今年全国合计新增光伏发电消纳能力48.45GW，同比2019年的32GW消纳空间将大幅增长。“今年消纳空间‘扩容’无形中加大了电网的调节难度。”

市场化机制能否化解消纳阻碍

虽然近日国家发改委、国家能源局印发了各省2020年可再生能源电力消纳责任权重，在一定程度上给予风电、光伏行业带来更多信心，不过，仍不能忽视制约消纳的客观因素。

从各省去年可再生能源消纳责任权重完成情况看，21个省区完成非水电可再生能源消纳权重目标，3个省区完成情况非常好，9个省区消纳量占全社会用电量比重低于国家指标要求。“影响可再生能源消纳责任权重的因素，一是可再生能源的装机数量，二是全社会用电量增长情况，三是省间可再生能源交易的认定。”有关人士表示。

业内人士认为，我国新能源市场化消纳面临的问题和挑战是多方面的。比如，电力系统调节能力提升有限。目前，火电企业效益普遍较差，加之实施火电机组灵活性改造投入较大，灵活性改造动力不足。再如，现有储能装机量不足以为新能源消纳提供有力支撑。

“当前，电化学储能刚突破100万千瓦、抽水蓄能仅3000万千瓦，与我国20亿千瓦发电装机相比，系统调节能力仍显不足。”张琳指出。

“此外，新能源新增装机存在不确定性。受国家补贴政策调整影响，2020年存在新能源补贴并网‘关门’时间，预计相当规模的新能源将集中并网。另外，受2020年初疫情影响，新能源发电设备供应、项目建设等都存在一定程度的延误，实际并网规模存在不确定性。”叶小宁说，“今年跨省跨区交易组织难度也可能增加，受新能源参与市场化交易补贴计算方式改变、消纳责任权重指标考核等因素影响，新能源参与跨省区市场化交易意愿下降，新能源外送电量规模或发生波动。”

在国网能源院企业战略研究所研究员杨素看来，除了新能源占比提升、电力市场建设推进等情况外，保障性收购制度与新能源市场化消纳的矛盾日益突出。随着发用电计划放开，用电侧市场化电量比例最高将达到70%左右，这要求新能源进入市场，与保障性收购政策产生矛盾。

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