新能源消纳遇阻？

消纳问题从何而来？如何解开？

（来源：微信公众号“ 能源新媒”文/ 武魏楠））

10月15日，经历近1000天的实践检验，省间电力现货市场转入正式运行。

这一从跨区域省间富余可再生能源现货交易起步的省间交易模式，从2022年1月开始试运行，有力地促进了省间电力互济、保供和清洁能源消纳。

从中国开始大规模建设新能源起，跨省区的电力调配就是最主要的消纳模式。直到全面推进“双碳”战略和新型电力系统的今天，也不例外。

2024年7月国家发展改革委、国家能源局、国家数据局印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》）。《行动方案》里明确指出实施大规模高比例新能源外送攻坚行动，以提升输电通道新能源电量占比为重点，提出提高在运输电通道新能源电量占比和开展新增输电通道先进技术应用两项重大任务。

进入2024年之后，新能源消纳问题似乎一下子突然爆发出来。

3月初，一份市场流传的机构调研报告预测，在大力发展新能源的背景下，电网公司大概率会放开95%的消纳红线，以便接入更多的新能源。

这一话题很快引发热议，随后有更多媒体开始报道很多地方新能源早已突破95%消纳红线。能源新媒在今年3月也发布了深度报道《深度|新“弃光”时代》。

尽管从官方统计信息来看，全国范围内新能源消纳并没有明显的下滑。但国家层面不断推出的新政策，都不约而同地指向了新能源消纳的问题。

2024年5月，国家能源局发布了《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，要求“提升电力系统对新能源的消纳能力，确保新能源大规模发展的同时保持合理利用水平，推动新能源高质量发展”。

做好新能源消纳工作，对规划建设新型能源体系、构建新型电力系统、推动实现“双碳”目标具有重要意义。

我国地大物博，但是资源禀赋的分布并不均匀。尽管风光资源十分平等，但可再生资源明显在西部地区——尤其是西北地区，明显密集程度更高、资源禀赋更好。因此西北地区也是我国新能源开发最早、规模最大的区域。

受限于经济发展水平和电力需求负荷上限，西部地区的新能源开发从一开始就以外送消纳为主。也由此带动了我国领先全球的特高压输电技术。

在《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》中，提出的第一个要求就是“加快推进新能源配套电网项目建设”，其中“为国家布局的大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规‘绿色通道’”放在了首要位置。

在同一文件的附件中，我们可以看到，2024年开工的12个新能源配套电网重点项目，跨省跨区通道项目就占到了5个。足见外送在新能源消纳里的重要作用。

然而举足轻重的新能源外送尽管一直在建设新的通道，但依然无法挽救消纳压力逐渐增大的问题。随着越来越高比例的新能源装机，消纳问题迫在眉睫，已成四面楚歌之势。

到底是外送通道出了问题？还是我们的新能源消纳机制需要完善？或者说，正在进行的电力市场化改革，才是彻底破除新能源消纳困局的最终路径？

本地消纳：

需求不足、曲线折磨

西北五省区（陕甘青宁新）新能源资源丰富，是我国新能源装机最为集中的地区。

截至2023年底，五省区全网总发电装机量为4.3亿千瓦，其中新能源装机就达到2.23亿千瓦，占比达到51%。这也让西北电网成为名副其实的以新能源为主体的电网系统。

不仅仅是装机比例高，西北电网的新能源发电量和比例也十分领先。2023年，西北五省区新能源发电量突破3000亿千瓦时，发电量占总发电量的比例为26.3%。

光辉数据的背后，却是一个让人无奈的事实：2023年西北五省的GDP分别是：陕西：3.38万亿、新疆：1.91万亿、甘肃：1.19万亿、宁夏：5315亿、青海：3799亿。

五省区加在一起，GDP还比不上一个浙江省。而浙江省截至2023年的电力总装机为1.3亿千瓦。

经济发展水平和电力装机——尤其是新能源装机——的严重不匹配，结果必然是新能源无法实现在本地的消纳。

2023年，西北电网全年完成跨区交易电量超过3000亿千瓦时，特高压外送通道承担了新能源消纳的重要责任。

即便是有限的本地消纳，也困难重重。

风电、光伏发电等新能源发电具有随机性、波动性等特点，风电出力呈现明显的季节特性。西北地区有着冬春季风力较小、夏秋季风力较大的特点。而受光照强度和温度影响，光伏电站一般在春季、冬季发电出力较大。在晴朗天气，光伏电站在白天中午时分出力达到最大，且曲线比较平滑，出力分布较规律；在多云天气，出力的白天时段分布没有规律。

除了西北地区，分布式光伏装机量较大的河南、山东等地，都出现了午间电力负荷过剩的情况。2023年5月1日20时至2日17时，山东实时电价出现了长达21小时的负电价。2天的电价曲线里都出现了明显的谷段时间，并且和光伏发电的时段高度重合。

而那张大家熟悉的鸭子曲线图，可谓是永不过时。

事实上，整个西北地区都出现了“午间富裕、高峰紧缺”的特征。尤其是晚高峰时间段，由于光伏在瞬间全部没有发电出力，而风电不能稳定提供输出，所以20点左右的晚高峰往往会特别紧张。

为了最大化消纳新能源，西北地区火电只能常态化维持最小开机方式，午间弃电与晚峰保供并存。

对于新能源来说，波动的发电功率导致其在省内中长期合约的匹配上也十分困难。由于功率预测不准（尤其是风电），签订中长期交易曲线风险大。

现货模式下，中长期合同均带曲线签约，由于新能源出力具有波动性、间歇性，致使新能源发电出力曲线难以与用户的用电曲线匹配，特别是难以实现长周期的与用户曲线相匹配。差价合约执行和偏差考核，使得原本用以提前规避风险、平衡供需、稳定市场预期而设计的中长期交易已成为影响新能源发电企业盈亏的重要风险。

而火电在新能源提供各类稳定服务的过程中，先是损失了大量的电量收益，然后要支付大量灵活性改造成本，又缺乏相应的调节性激励机制。这给火电的收益也蒙上了一层阴影。

无福消受本地风光资源的西北，只能依赖外送来实现新能源的进一步发展。然而这条惯性路径，真的畅通无阻吗？

外送困局：徘徊的特高压

在前文提及的文件中，多处都重点要求新建外送通道，也即特高压输电线路。那么特高压建得多了，问题就能解决么？

当然没有这么简单。

在传统电力系统规划和理解中，特高压这样的输电通道主要承担的是电量输送职责。在规划设计中，输电量会被折算成利用小时。如果以利用小时计算，特高压闲置、利用率低的问题，由来已久。

此前媒体报道，国家能源局于2023年9月发布的《关于2022年度全国可再生能源电力发展监测评价结果的通报》，是最新一次官方公开关于特高压使用情况的结果。

《通报》显示，青豫直流2022年利用小时数1662.5小时，利用小时数同比下降12.21%，年输送电量133亿千瓦时。其中，尽管可再生能源占比达到78.9%，但可再生能源占比仍同比减少了19.4%。

而据《能源》杂志获悉，西北电网11条跨区外送直流通道中，有7条特高压直流。

2023年，这7条特高压直流平均利用小时数达4480小时。距离4500小时特高压利用红线，还有一点点的差距。

但在能源结构快速变化、新能源装机规模增大、供需波动剧烈的前提下，输电通道的职能、定位、作用也在变化。

在建设新型电力系统的新形势下，输电通道被赋予了省间电力保供与互济的新使命。利用小时数也就不再适合作为输电通道的主要评价指标。

图表所示不难看出，各个电力输出大省，以火电外送为主。这也从侧面证明了另一个特高压外送新能源的问题：在特高压线路上，外送的新能源占比太低。

根据2022年印发的《“十四五”现代能源体系规划》，新建通道输送可再生能源电量比例原则上不低于50%，优先规划输送可再生能源电量比例更高的通道。

那么现在实际的比例有多少呢？

在9月28日召开的“促进西北新能源高比例发展专家研讨会暨西北电力圆桌项目启动会”上，有不具名专家表示目前直流外送通道的新能源占比大概在33%左右。

随着新能源比例的逐渐提高，输电通道的变化就会更加剧烈。

以往送端向受端的单向电力潮流，可能变成反向送电。输电通道的从推动整体电量平衡转向平衡两端时段性的因新能源出力的不稳定引起的出力波动；输电容量可能变大，但总体输电量将会减少。

送、受两端，矛盾凸显

从宏观层面来看，无论是煤炭还是风光，都是西北地区比东南沿海更为丰富；而电力需求又是东部地区高于西部地区。因此资源的大范围调配并不违背常理。

但具体到实操层面，必然不可能只考虑技术可行性，必须考虑经济效益。

在电力供给宽松的情况下，远距离输电成本可能更高，进而被受端省份“嫌弃”。而随着市场化程度加深、电力供需环境变化，所谓“送受两端”的电价和供需情况开始发生变化，可能会引发新的矛盾。

从供需角度说，受端省份自然希望“供给宽裕时少送、缺电时多送”。但现实情况是，各省需求和供应特征高度相似。当紧张状况出现时，各省很可能会同时紧张；而在宽松时期，各省又都处于宽松状态。

例如，今年5月，由于尚未入夏，广东省电力供给相对宽裕。但与此同时，西南水电已经开始进入丰水期，送来了大量电力。最终的结果是挤占了省内电源的发电空间，同时外来电价也很低，送端电源经济效益很差。

另一种近两年常见的情况是：西部地区和东部地区都面临电力短缺的问题，因此送端省份希望建在自己省份内的配套电源可以优先给本省份供电。

更大的矛盾点在于价格的变化及波动。

在现行体制下，外送通道电源多会建成“新能源+火电/水电”的形式。省间交易也遵循“统一调度、分级管理”的模式。送电协议基本基于各省煤电基准电价，形成固定的送电方向。

但是自从2015年我国开启新一轮电力体制改革之后，电力市场化进程加速。各省电价逐步从政府核对转向供需决定。如果以电价差来决定送电方向，则可能出现在特高压上反向送电的情况。

《促进西北新能源高比例发展亟须解决的关键问题——储能发展和电力跨省跨区交易机制研究》中提到了这样一个典型案例：如2020年，黄河公司“西电东送”清洁能源项目中，落地电价与山东、河南等受电省份标杆电价价差较大。

2023年，青海省平均上网电价为0.2277元/度，为全国最低，外送电的落地价格普遍低于当地火电基准价。与此同时，青海在缺电时段外购电价格却高达0.376元/度。外送电和外购电价格倒挂，导致本省发电企业收益不断下降，电力用户成本不断升高。

在西北五省区中，青海的情况无疑比较特殊。在可再生能源消纳之独立，我国以配额制为基础，绿电、绿证为配套。一个反直觉的常识是：青海作为光、风资源都很丰富的省份，经常无法完成非水可再生能源消纳的责任，还不得不从外省购买绿证来解决问题。

除了青海自身的配额权重过高需要国家统筹考虑外。我们也要看到新能源在跨省区交易的过程中，在价格或者说经济性上（不考虑绿证价值）并不占优势。

在省间中长期刚性执行的要求下，新能源波动偏差主要依靠省内灵活性资源调节。

新能源电站参与市场化交易，面临较大的省内市场偏差结算及考核风险，缺乏稳定的发电收益保障。

在许多受端省份（比如山东、河南）中，已经出现了午间电力过剩的情况。所以并不欢迎大量的光伏外送电。即便是外送落地，也不得不执行极低的市场化电价。

最终的结果是，新能源大发时间段送不出去，晚高峰缺电的时候买不到电。西北地区的新能源外送就这样被卡住了。

而跨省区通道上的交易减少，新能源更高比例的消纳也就无从谈起。

小修小补×全面市场化

综合考虑“碳达峰、碳中和”战略和新型电力系统建设，资源禀赋特殊的西北地区一直会是重要的新能源输出基地。外送也依然会在我国新能源消纳中占据重要地位。

西北电网也为新能源消纳、外送、保供做出了一系列的探索。在市场交易方面，西北电网创新中长期“弹性交易”机制，通过市场化行为方式，实现电力电量的跨时空互保互济，并根据购售双方所在电网的实际运行变化，在日前、实时阶段按照流程规范和一定的启动条件可调整、可弹性执行的一种中长期电力交易。在不降低送端省份供电可靠性的基础上，将富余电量送出，实现了送电规模、购电需求的双赢。

在交易品种上，创新“能量换容量”“新火互济”等中长期交易品种，实现新能源电量与水电富裕容量之间互济互补；统筹火电保供与新能源替代，实现富余新能源与火电之间互济。

为解决系统调峰资源不足、跨省调用机制不全，西北电网建成“1+5”区域调峰辅助服务市场体系；而且在调峰品种上，实现源网荷储全覆盖，交易品种多样性全国领先。

省间备用辅助服务方面，实现省间备用互济组织方式向市场化转变，引入水电、火电、新能源、配套电源、自备电厂等多元主体，通过集中竞价实现资源优化配置。

从结果上看，这一系列手段都能够提高新能源消纳、支撑电力保供、推动资源的优化配置。如果考虑到我们正在进行的电力市场化改革，不难发现：许多问题的出现和解决，并不依赖于创新机制的出现；摒弃了“左右摇摆”式的打补丁的改革，很多问题会迎刃而解。

比如说，弹性交易机制和新火互济等手段，并没有解决新能源交易里的刚性执行的问题。在许多成熟电力市场的案例里，新能源是否需要刚性执行中长期合约，都有很多参考解决方案。即便是考虑到新能源潜在的套利问题，也可以通过设置上限、套利回收、预测监控等各种手段来进行约束。

再比如调峰辅助服务的建设。《电力现货市场基本规则（试行）》已经明确规定：现货市场运行期间，已通过电能量市场机制完全实现系统调峰功能的，原则上不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务品种。

在电力市场化建设要求加快的情况下，完全可以通过推动现货市场解决调峰的问题，还需要再精心设计一套注定会被淘汰的调峰机制吗？

而当我们对西北新能源外送进行更深层次思考的时候，一个似乎很少被提及的问题再度浮出了水面：如果东西部地区新能源度电成本的差距，始终低于输电费用。那我们应该如何考量远距离电力输送的经济性和战略地位？

答案看起来很简单：如果要实现“碳达峰、碳中和”西北地区的新能源必不可少。在强大的国家战略面前，经济性似乎应该被让渡在次要位置。

“我们是否应该考虑改革现有输电费用模式，考量固定成本+合理收益模式，单独向用户收取跨省区容量电费。”有电力系统专家指出。

这样的改变难度极大。在有更多选择的情况下，受端省份用户会更容易接受这样的价格体系吗？

实际上，我们在前文提到：输电通道上的电力潮流逐渐开始根据价格差在通道中流动。那么提高市场价格信号的准确性、建立更适应市场化发展的规划制度，似乎才是更好的选择。

当通道两端地区的新能源装机规模都不断增加的时候，发电出力和市场供需也在激烈变化。那么输电通道的作用就从“电量”转为输送“电力”：也即正向送电、不送电、反向送电3种形态切换。

输电量减少换来的是平衡两端供需、缓解新能源消纳与保供压力作用的提升。

这是传统省间交易无法完成的职责，只能依托于更灵活、更能大范围调配资源的全国统一电力市场建设。

让我们回到问题的一开始：新能源消纳问题之所以出现，本质或许不在于技术限制，也不在于电网限制。而是新能源从一开始就没有找到用户消纳。

传统电力系统里，电源不需要与用户强连接，电网承担了发－用之间的中间媒介。

但是电改之后我们会发现，发售一体的公司更具竞争力和生命力。与用户（尤其是大用户）的直接连接，让发电很好地规避了风险。而新能源在电网全额消纳的庇佑下，缺失了与用户直接对接的考验。

物理特性注定了新能源发电曲线天然与用户负荷的不匹配，也间接导致了新能源缺乏直接寻找用户的动力和勇气。

但市场化大潮浩浩荡荡，无法避免。高比例新能源带来的“午间富裕、晚间缺电”问题，可能并不是简单市场化就可以解决的。

新能源必须自己直面这个问题。

从目前的技术情况来看，只有更多地依赖电化学储能、抽蓄、虚拟电厂的发展，来“削峰填谷”，新能源更好地和用户负荷匹配。背负上了这些“包袱”的新能源，还能在市场中盈利，进而推动投资吗？

只有市场能回答这个问题。在改革大潮下，更全面的市场化刻不容缓。