當前，我國正處於能源轉型關鍵時期，新能源消納成為構建新型電力系統、實現“雙碳”目標的核心挑戰。
國家能源局數據顯示，截至2025年10月底，全國累計發電裝機容量37.5億千瓦，其中風電、太陽能發電總裝機已經突破17億千瓦。新能源裝機快速增長推動我國能源綠色化進程，2025年前三季度，全國可再生能源新增裝機3.1億千瓦，同比增長47.7%，約佔新增裝機的84.4%，新增新能源覆蓋了社會用電量的增長量。
我國新能源發展勢頭迅猛，新能源規模化消納壓力也不斷增長。數據顯示，2024年，全國光伏發電利用率為96.8%，全國風電利用率為95.9%。進入2025年後，這一指標出現一定下滑，顯示新能源消納難度加大，對新型能源體系建設提出更高要求。
當前，各地通過綠電外送、就地消納、系統調節等手段不斷加大新能源利用率，多位受訪業內人士建議，以新能源優先、全電量入市，主體多元化、參與靈活化，省內省間高效協同等方式，依託市場推動新能源持續高比例消納。
輸、配、用全發力消納
在位於山西省盂縣的“雁淮直流”輸電塔下，國網山西超高壓輸電運檢三分部運維三班兩名組員穿好了絕緣屏蔽服，把攀登自鎖器卡到塔上，開始了當天的爬塔檢修，一方面檢查塔身的上萬枚螺絲是否鎖死，更要觀察塔身是否有其他異物。“塔的安全關係着電力保供能否順利完成，責任重大。”組員孫鵬説。
“雁淮直流”是山西電力下江南的重要通道。山西作為全國首個能源革命綜合改革試點，其新能源在綠電外送、裝機規模、産業配套、機制創新等多個領域均處於全國領先。近年來，山西通過超特高壓建設，持續將新能源電力輸送到外省。
2024年，山西新能源外送交易電量164.4億千瓦時，同比增長71.5%，創歷史新高。其中，外送綠電交易電量75.38億千瓦時，位居全國第一。目前山西已形成三交一直特高壓+14回點對網500千伏外送通道，外送電能力達到3162萬千瓦，把清潔電力源源不斷送往北京、江蘇、湖北等23個省市。
外送通道讓新能源“送得出”，還需要有市場來消納。國網山西電力積極對接京津冀、長三角等外向經濟體省份，依託全國統一電力市場，在2024年年度交易中，與江蘇、上海、北京分別簽訂了三年的綠電交易協議，每年外送綠電電量65億千瓦時。基於堅強電網支撐和主動開拓市場，2024年，山西新能源外送交易電量164.4億千瓦時，同比增長71.5%，其中綠電外送75.38億千瓦時，連續兩年位居全國第一。
除了外送，就近消納是新能源消納的重要方式。
冬日暖陽緩緩灑下，通過排列整齊的光伏板轉化成企業生産的能量。位於山西臨汾市的山西最大水上光伏項目——晉南鋼鐵集團有限公司萬畝太子湖光伏項目，每年可發電約2億千瓦時，是這家臨汾市第一用電大戶的重要能源，每年為企業節省電費約1億元，減少二氧化碳排放15.7萬噸。
山西首創綠電園區建設模式，綠電園區通過“專線直連”實現綠電與産業協同。目前山西省正在加速推進13個綠電園區試點建設。
新能源消納離不開新型儲能的靈活參與。8月1日晚間用電高峰時段，國網山西省電力有限公司集中調度47座儲能電站、16座虛擬電廠參與用電負荷調節，供電、用電雙向調節最大功率達到225萬千瓦，其中新型儲能141萬千瓦、虛擬電廠84萬千瓦，佔實時用電負荷的比重達到6%。
“8月1日，全省新能源出力最大波動2626萬千瓦，佔火電機組開機容量的57%，僅依靠傳統電源調節電網平衡越來越難以滿足電力系統穩定運行要求。”國網山西電力調控中心調控處副處長賀鵬介紹道，“我們通過調度系統精準下達指令，47座儲能電站快速轉為放電模式，16座虛擬電廠按照日前安排同步降低聚合負荷，兩者合力最大調整功率225萬千瓦，有效保障了電網平穩運行。”
在新能源電力中，分佈式光伏被認為是調節管理難度最高的新能源，山西通過集中匯流方式提高分佈式能源的可調節能力，進一步促進新能源消納。
山西長治農村地區屋頂資源豐富，隨着光伏組件成本降低、光伏板容積率增大，分佈式光伏接入容量呈幾何式增長。截至2024年底，長治市接入分佈式光伏容量總計69萬千瓦，其中2024年接入容量33.21萬千瓦，同比增長139%，新增容量創歷史新高。分佈式光伏容量迅猛增加，給供電能力相對薄弱的農村低壓電網帶來了新的並網壓力。
正午時分，陽光燦爛，在長治市長子縣慈林鎮南張河村，一排排新裝的屋頂光伏整齊排列，全村居民58戶，供電台區容量200千伏安，若採用傳統低壓並網，整村最大並網容量只能達到160千瓦，僅僅相當於8戶的屋頂光伏容量，距離全村接入差距較大。
山西通過“集中匯流、升壓並網”模式，由光伏開發企業建設低壓匯流網、升壓變、並網線路及控制終端，統一將所發電力升壓至10千伏後併入農村電網，杜絕了新增光伏造成的&區反向重過載、過電壓現象，且擴大了分佈式光伏開發規模。“村級光伏開發由千瓦級升級為兆瓦級，同時還優化了分佈式光伏並網方式，將整村光伏由多點並網轉變為單點並網，便於統一管理及下一步參與市場化交易。”國網長子供電公司負責人王建軍説。
山西依託“西電東送”北通道樞紐優勢，成為全國跨區域綠電供應的核心力量，多措並舉之下，山西新能源利用率連續6年超過97%，綠電消納持續領先全國。
系統消納仍存挑戰
按相關測算，未來10年，全國每年新增2億千瓦左右風光裝機，新能源消納持續考驗電力系統的系統性調節能力。
隨着新能源裝機不斷提高，部分省份新能源出力佔負荷比重最大已達70%，在山西，新能源瞬時出力最高已超90%，系統調節面臨高比例新能源與系統安全、經濟性之間如何平衡的挑戰。
目前，部分省份出現負電價、零電價，反映出系統調節能力不足。在位於山西省交城縣的山西國錦煤電有限公司，電力交易員通過省間現貨市場支持系統，將富餘的電量提交本省電網調度，進行省間交易。“今年山西風光發電資源好，平均每天光照9小時左右，省內現貨市場前5個月有32%的時間是零電價。”國錦煤電電力交易員羅少聰説。
中國工程院院士湯廣福説，到2030年我國非化石能源消費佔比將上升到25%，2035年達30%，到2060年這一佔比將提升到80%以上，成為能源消費的絕對主體。在此基礎上，消納側調節資源將嚴重不足，預計2060年需超過50億千瓦可調資源應對風光的波動，“2030年前還需增加約3億千瓦的煤炭發電裝機對新能源進行調節。”湯廣福説。
新能源快速增長與安全保供要求並存，但系統成本快速上升，能源供給可持續性帶來挑戰。調研發現，隨着新能源發電量增加，儘管電能量價格整體下行，但系統成本快速上升。今年以來，多省中長期均價降至燃煤基準價以下，現貨均價總體低於中長期均價，同時系統消納成本逐年上升，據測算，新能源滲透率每提高1個百分點，系統成本將增加1分每千瓦時左右，目前國網經營區域內新能源滲透率已達25%，新能源消納成本還將快速增長。
山西一家頭部售電公司的電力交易員&&，今年1月到6月，山西省售電公司需要承擔分攤（市場上不平衡資金産生的管理費）已經達到每度電0.03元，“如果跟用戶只簽了1分錢的價差，沒有分攤機制的話每度電有1分錢利潤，目前分攤機制下，售電公司每度電虧損2分錢。”
為加快構建新型電力系統，推動新能源高質量發展，山西省發展改革委、省能源局、國家能源局山西監管辦公室近期&&《深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展實施方案》。今後，新能源項目（風電、光伏發電項目）上網電量原則上全部進入電力市場，參與市場交易。新能源全面入市將進一步加大新能源消納難度。
此外，火電、儲能等參與調峰調頻的利益分配機制尚不完善。記者調研發現，隨着新能源裝機增加，作為兜底保障的火電利用小時在部分省份下降到了3000小時以下。對承擔調峰任務的傳統能源來説，在沒有建立科學的容量電價或輔助服務市場補償機制的情況下，積極性不高。
依託市場提高消納
從山西等地的實踐出發，多位受訪業內人士建議，依託市場推動新能源持續高比例消納。
第一，新能源優先、全電量入市。新能源企業在現貨市場中優先出清，優先安排發電空間，並承擔因預測偏差引起的經濟責任。新能源企業可自主選擇是否參與政府保障性電量分配，不參與的場站需全電量參與中長期和現貨市場。
第二，主體多元化、參與靈活化。以山西為例，電力現貨市場是目前國內主體類型最豐富、參與市場方式最靈活的市場。從傳統的發電企業、售電公司和電力用戶，拓展至虛擬電廠、獨立儲能和抽蓄電站等新型主體。其中，燃煤、燃氣電廠以“報量報價”方式參與現貨市場；新能源、售電公司、電力用戶和抽蓄電站以“報量不報價”方式參與現貨市場。虛擬電廠、獨立儲能可自由選擇以“報量報價”或“報量不報價”方式參與現貨市場。主體多元化、參與靈活化，使用戶能通過價格信號優化用電行為，使配電網從傳統的單向輻射網絡轉向雙向交互系統，增強了系統應對供需波動的能力。
持續推動以現貨市場電價信號引導完善市場體系的建設思路，在鼓勵發電側充分競爭的同時，加強現貨電價在用戶側的穿透力，深度挖掘以虛擬電廠、負荷聚合商為代表的靈活調節能力，同時完善零售市場的分時套餐機制，加強現貨價格信號在批發零售市場間的傳導。
第三，省內省間高效協同。從山西的實踐來看，時序銜接方面，省內現貨市場全年無休，每日8時開始運營，11時30分前完成省內現貨市場預出清，然後組織省內發電企業參與省間現貨市場。空間銜接方面，在省內現貨市場預出清的基礎上，以省內平衡後的富餘發電能力參與省間現貨市場。通過省內省間市場的有序銜接，山西電力資源和綠色能源外送至全國24個省份，有力支撐了全國電力保供和能源轉型。
同時，建立健全電力市場風險防控體系。深入研究如何科學界定電力市場風險來源、有效劃分影響因素類型、分析其影響機理和作用過程。加快研究省級電力市場的風險防範體系如何與多層次全國統一電力市場體系的有效銜接。（記者 王勁玉 圖 朱慧卿）
