今日午后，电力板块迅速拉升，平高电气（600312.SH）、明星电力（600101.SH）、泽宇智能（301179.SZ）等多股涨停收盘，九洲集团（300040.SZ）收盘涨超10%，西昌电力（600505.SH）、广西能源（600310.SH）等涨幅居前。
消息面上，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》（下称“《通知》”），针对网源协调发展、调节能力提升、电网资源配置、新能源利用率目标优化等各方关注、亟待完善的重点方向，提出4项重点任务，包括加快推进新能源配套电网项目建设、积极推进系统调节能力提升和网源协调发展、充分发挥电网资源配置平台作用，以及科学优化新能源利用率目标。
新能源消纳压力凸显
电力系统接纳新能源能力受电源、负荷、网架等多种因素限制，由于风、光出力的随机波动性，以及电力系统运行灵活性的限制，当电力供应超过负荷需求时，为保障电力系统实时平衡，会出现新能源消纳受限的问题。
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%，保持了较高水平。但是近两年，新能源发展进一步提速导致消纳需求大幅增加。截至2024年4月底，全国风电、光伏发电累计装机超过11亿千瓦，同比增长约38%。
“随着新能源并网规模持续增加，西部一些地区的风光新能源大发时段存在电量供过于求的情况，风光新能源消纳面临挑战，弃风弃光率开始上升。”国信证券表示。
“目前消纳难题一方面来自于沙戈荒大型风光基地，新能源逐步进入电力市场也加大了消纳协调难度。”中国电力科学研究院新能源研究中心新能源调度运行室主任张金平近期在“2024光伏市场发展论坛”上指出。
张金平表示，沙戈荒项目分布的主要地区，新疆、内蒙、青海、甘肃等地新能源资源丰富，但网架薄弱，当地无消纳空间且外送受安全约束的限制，高效消纳面临挑战。预计到2030年，沙戈荒大型风光基地总装机容量将达到4.55亿千瓦。
第一财经记者了解到，2008年之前，风电装机容量占全国总装机容量比例不足1%，风电发电量较小，对当地电网的消纳没有压力，因此风力发电基本没有出现限电现象。但是，随着全国风电装机容量和发电量的不断增长，现有电力运行管理机制不能适应大规模风电并网的需要，风力发电行业逐步出现了“弃风限电”情况。
去年，我国的新能源新增装机创新高，累计规模已经突破10亿千瓦。据国家能源局统计数据，2023年，我国新能源新增装机容量2.93亿千瓦，同比增长138.0%，其中风电新增装机7590万千瓦，光伏发电新增装机2.17亿千瓦。截至2023年底，我国新能源累计装机容量达10.51亿千瓦，同比增长38.6%，其中风电累计装机4.41亿千瓦，光伏发电累计装机6.09亿千瓦，占电源总装机的36.0%，同比提升逾6个百分点。
“我国新能源累计装机已突破10亿千瓦。但是，新能源装机远超规划底数，新能源利用率面临下滑风险。”张金平认为，按现有的装机量趋势测算，预计到2025年底，全国新能源累计装机将突破14亿千瓦，提前实现2030年风光总装机12亿千瓦的目标。届时，新能源的利用率面临下滑风险。
根据中电联《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》披露数据，预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。该报告预计，2024年并网风电和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力凸显。
四项重点任务提升消纳能力
《通知》提出的第一项重点任务是加快推进新能源配套电网项目建设，并针对500千伏及以上、500千伏以下配套电网项目及配电网的规划管理工作提出改进要求。其中，明确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”。
“特高压输电通道建设并非易事，整体建设周期长，涉及国家立项审批等问题，而且还面临新能源相关主体利益目标不协调，规划无法充分衔接的问题。”一名从事电力交易的人士李星告诉第一财经记者，相较于新能源电源侧建设，特高压更应提早布局。
值得注意的是，《通知》中附了一批新能源配套电网重点项目名单，指出今年要开工的新能源配套电网重点项目共37个，包括甘肃-浙江特高压直流工程、川渝特高压交流工程、蒙西-京津冀特高压直流工程等五个跨省跨区通道。
积极推进系统调节能力提升和网源协调发展是第二项重点任务。《通知》明确，强化调节资源效果评估认定，开展煤电机组灵活性改造效果、各类储能设施调节性能、负荷侧调节资源参与系统调节规模和置信度的综合评估；结合消纳能力，科学安排集中式新能源的开发布局、投产时序、消纳方向，
电力规划设计总院指出，新能源建设周期一般为半年左右，而调节能力建设进度不一。其中，煤电灵活性改造按照国家制定的年度计划稳步推进，抽蓄建设周期一般为5-7年；新型储能建设周期虽与新能源基本匹配，但考虑技术经济性，当前新型储能配置时长一般为2-4小时，无法满足部分新能源占比较高地区长时间尺度调节需求。因此新能源利用率目标还要统筹新能源和调节能力建设规模、时序和成本变化趋势，结合消纳形势动态优化调整。
第三项任务是充分发挥电网资源配置平台作用。一方面，《通知》提出电网企业要进一步提升跨省跨区输电通道输送新能源比例，加强省间互济，全面提升配电网可观可测、可调可控能力，公平调用各类调节资源，构建智慧化调度系统。
“配电网是建设新型能源体系的关键。”北京大学能源研究院副院长杨雷认为，发展市场驱动型的配电网商业创新至关重要，建议将一站式能源解决方案、虚拟电厂、隔墙售电、智能微电网等作为抓手。例如，通过隔墙售电，能源生产者可以直接将电力出售给消费者，减少中间损耗。
另一方面，《通知》还强调充分发挥电力市场机制作用，加快建设与新能源特性相适应的电力市场机制，进一步推动新能源参与电力市场，优化省间电力交易机制。
电力规划设计总院认为，“市场化方式消纳是未来发展趋势。”2022年1月发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中提出，到2030年，新能源全面参与市场交易。中国电力企业联合会曾在《新能源参与电力市场相关问题研究报告》中建议，建立适应新能源特性的市场机制推动新能源逐步进入市场交易，建立政府授权的中长期差价合约机制，即以政府为对手方，与发电企业签订量、价合约，一定程度补偿发电企业的发电成本，降低电价波动对其影响。
《通知》提出的第四项重点任务是科学优化新能源利用率目标，明确了新能源利用率目标、管理考核主体、方式及执行等一系列问题。《通知》提出，“充分考虑新能源发展、系统承载力、系统经济性、用户承受能力等因素，统筹确定分地区的利用率目标。部分资源条件较好的地区可适当放宽，原则上不低于90%”，并强调要常态化开展新能源消纳监测分析和监管，国家能源局组织有关单位，开展月度消纳监测、半年分析会商和年度消纳评估。
“考虑到风电、光伏发电成本相比于2010年已下降超过40%、80%，适当放宽新能源利用率目标，新能源项目的合理收益率仍能得到保障。”电力规划设计总院认为，从系统最优的角度统筹开发和消纳，适当放宽资源条件较好、新能源发电成本较低、系统消纳成本较高地区的新能源利用率目标，可为新能源发展留有更多空间；“同时，设置90%的利用率目标下限，可防止新能源利用率短期内大幅下降。”
李星告诉第一财经记者，此次《通知》的出台将使市场摆脱粗放式管理模式，更为有序发展。此外，加大投资、加强管理，也会使投资市场继续保持预期稳定