智库视点｜完善电力市场机制，促进新能源高水平消纳

在“双碳”目标背景下，风电、光伏等新能源发电系统装机量持续增长，成为国家新型电力基础设施的重要组成部分。根据国家能源局数据显示，截至2023年9月，全国风电、光伏发电装机量分别为4亿千瓦和5.21亿千瓦，已占全国总装机量的三分之一。然而，新能源发电消纳问题也随之凸显。根据全国新能源消纳监测预警中心统计数据，2022年全国弃风、弃光率分别为3.2%和1.7%，部分新能源发电设施无法得到充分利用，不仅造成了资源浪费，也给电网运行带来了一定压力和安全隐患。

｜地区发展不平衡、协调难度大造成新能源电力消纳困难

第一，造成新能源电力消纳困难的首要原因是发电端和用电动存在不平衡不匹配问题。我国风光资源以及发电装机主要集中在西北、华北、东北等地区，整体用电需求较低，与人口密度高、工业用电负荷集中的东南沿海地区存在空间错位，电力调节能力要求较高，电网可调节资源不足时，风光电力无法被纳入电网，造成新能源发电设备停机或限产，导致弃光弃风现象。第二，由于光伏、风电项目布局较为灵活，部分项目建设时缺乏相应的前期电力输送规划，且送电工程建设一般需要协调送受两端利益和电网架构布局，建设周期较长，从而造成新能源项目建设节奏与电力外送工程不匹配，影响新能源电力消纳。第三，相关机制不健全，新能源电力的调度和交易机制不够完善，绿电交易市场和可交易“绿证”覆盖面不足，绿电交易流动性匮乏，绿电交易与碳排放抵消机制暂未完善，不利于新能源电力的资源优化配置。

｜解决新能源发电消纳问题的相关建议

为进一步促进新能源电力消纳，降低弃风弃光率，首先，应加大对电网基础设施的建设投入力度，加快特高压工程推进，提升电网的远距离跨区域输送能力，推动分布式发电项目的配套变电站建设，满足新能源电力大规模并网和新能源电力外送需求。第二，促进新能源电力的就近消纳，积极发展新能源微电网示范项目的市场化应用，推进就近消纳的市场化机制建设，鼓励企业参与就近消纳项目建设和运营，同时加强可再生能源富集地区与负荷中心地区的合作，促进跨区域资源配置和电力消纳。第三，完善电网调度运行机制，建立健全新能源调度运行机制，完善调度政策和技术标准，提升调度系统的数字化和智能化水平，通过大数据、人工智能等手段提升新能源发电出力预测精度，加强对新能源发电的监测和预警，及时掌握新能源电力生产和消纳情况，多维度提升电力系统调节能力。第四，灵活配置资源，加快存量火电机组的灵活性改造，增加其调峰能力，加大配套储能项目建设，加快储能系统参与电网调峰调频的盈利模式探索。第五，完善电力中长期及现货交易市场、电力辅助服务市场和绿电、绿证交易制度及市场建设，建立健全利益分配机制，扩大分时电价和峰谷电价应用范围，以市场化手段引导新能源电力消纳。

（文/国研智库未来产业发展研究中心 吴鹏飞）