一、“十三五”新能源消纳持续向好，但基础仍不牢固
自2000年起，我国新能源行业发展正式起步，先后经历了示范探索、产业化初期、规模化发展的三个阶段。在此期间，行业发展所面临的主要矛盾也在发生变化。2010年以前，新能源装机规模整体较小，面临的主要矛盾是设备接网等技术性问题。2010年以后，新能源进入规模化发展阶段，并网装机容量快速增长。由于新能源发电的间歇性、波动性、随机性等特性，弃风弃光开始出现，并在2016年前后出现高峰。新能源发展的主要矛盾，也逐步转为系统消纳问题。其中，弃风弃光主要集中发生于“三北”地区以及冬季供暖期，问题集中体现在“三北”地区的系统调峰能力、跨省区外送能力无法支撑本地区新能源的大规模开发，以及由此带来的“三北”与中东部地区之间的新能源开发布局优化问题。
从“十三五”期间的新能源发展情况来看，前四年在稳定的政策支持下，新能源装机增幅整体上较为平稳，年均新增约6000万千瓦左右。2020年，受国家财政补贴退坡政策的影响，新能源全年新增并网装机超过1.1亿千瓦，创下历史新高，这也直接带动“十三五”年均新增装机提升到7100万千瓦，达到了“十二五”时期的2.5倍。截至2020年底，全国新能源累计并网装机达到5.35亿千瓦，占全部发电装机的比重达到24.3%，新能源年发电量的占比也提升到了9.5%。
在装机规模快速增长的同时，新能源的开发布局也在不断的优化调整。“十三五”期间，新能源开发布局的主导因素由资源条件转向消纳条件。消纳条件较好的中东部地区，新能源装机占比持续提升。其主要原因有两点：一是在较高的弃风率、弃光率下，消纳利用情况成为决定新能源项目收益水平和开发企业投资决策的关键，通过市场机制引导新能源开发布局优化；二是在新能源消纳预警机制的严控下，“三北”限电严重地区的新增建设规模受限，通过政策机制引导新能源开发布局优化。在两方面因素的综合作用下，“十三五”期间，中东部地区的新能源装机占比由26%稳步提升至38%。
从消纳情况来看，“十三五”期间，在各方的共同努力下，特别是电网企业持续深挖大电网的灵活调节潜力的支持下，全国新能源消纳形势持续向好。从全国来看，新能源利用率持续提升，风电平均利用率由2016年的83%提升至2020年的96.5%；光伏平均利用率由2016年的90%提升至2020年的98.0%，均处于较高水平。从重点地区来看，新疆、甘肃、内蒙古、黑龙江、吉林等消纳困难省区，新能源就地消纳能力与外送能力不断提升，弃电率也由“十三五”初期的20%～40%，逐步下降至“十三五”末的10%以下，全面完成了利用率控制目标，新能源消纳压力大幅缓解。
需要注意的是，虽然当前消纳形势较好，但是支撑新能源未来持续高效消纳利用的基础还不牢固。分析来看，重点体现在两个方面：一是系统调节能力建设总体处于滞后状态。“十三五”期间，火电灵活性改造、抽水蓄能、调峰气电的规划新增目标，分别仅完成了40%、50%、70%左右。新型储能的成本仍然较高、安全性还有待提升，当前总体规模仍然较小。二是新能源跨省区输送比例偏低。由于配套电源建设滞后或受电网安全稳定运行的限制，部分跨省跨区通道的新能源电量占比低于30%，跨省区消纳能力还有待提升。考虑当前大电网特别是“三北”地区的新能源消纳空间裕度不大，如果出现新能源装机短期大幅增长、用电负荷增速明显下降等情况，新能源消纳的平衡状态极易被打破，弃风弃光存在着发生反复的潜在风险。
二、“十四五”新能源消纳难度大幅增加，压力整体较大
“十四五”期间，是碳达峰的关键期和窗口期，对新能源的更大规模发展提出了外部需求。同时，“十四五”也是新能源发展由补贴驱动转为市场驱动的转折期，新能源自身的度电成本持续下降，为更大规模发展提供了内部支撑。初步预计，2025年全国新能源并网装机将达到10.5亿千瓦左右。“十四五”期间，新能源将保持年均1亿千瓦左右的高速增长，这个规模是“十三五”时期的1.4倍；如果不考虑2020年底短期集中并网的特殊情况，实际上达到了1.8倍。与此同时，新能源消纳的关键在于提升发电量。“十四五”期间我国新能源新增发电量占全部新增电量的比重，将由“十三五”期间的25%快速提升至45%。到2025年，新能源的年发电量占比，也将由2020年的9.5%快速提升至17%，接近翻一倍。整体来看，“十四五”新能源消纳利用的难度将大幅增加。
从2021年情况来看，根据1～6月的行业统计数据，局部地区已经出现了弃风弃光短时增长的现象。其中，青海弃风率11.8%、弃光率11.7%，同比分别增加8个百分点、3.5个百分点，蒙西地区弃风率10.5%，同比增加0.7个百分点。初步分析，可能有以下原因：一是青海上年度新能源集中新增并网规模较大，装机同比增长55%，消纳压力在本年度集中体现；二是内蒙古自治区本年度执行了严格的能耗双控政策，影响了用电负荷增长，对消纳情况产生了一定影响；三是今年来风资源情况普遍偏好，客观上造成了较大压力。在多种因素的综合作用下，造成了上半年局部地区弃风率弃光率短期内有所回升。结合青海、蒙西等地区的负荷增速、调节能力和外送能力情况，预计本年度新能源消纳仍然存在着较大压力。这也进一步说明，新能源消纳问题尚未永久解决，一定情况下弃风弃光极容易发生反复，存在较大的潜在风险。
从未来五年情况来看，全国新能源消纳的压力整体较大。初步研究，“十四五”期间，为合理消纳新能源，在抽水蓄能、调峰气电按预期投运的基础上，还需要新增火电灵活性改造1.2亿千瓦；依托存量特高压通道、火电点对网通道以及新建西电东送通道，新增跨省区输送新能源1.3亿千瓦；同时，建设新型储能3000~5000万千瓦（≥2小时）。以上措施如果落实到位，各地区的新能源利用率可以保持在合理水平范围。但是，考虑当前火电灵活性改造缺乏有力的市场激励机制，新型储能的建设成本仍然较高，新能源跨省区外送涉及到送受端网源协调和建设工期等问题，未来三到五年，以上措施落地实施还有较大的不确定性。如果未能落地实施，初步判断，“三北”地区的新能源消纳可能面临较大压力，部分地区有可能再次出现新能源消纳困难的问题。
同时，还需要提前关注中东部地区的光伏消纳问题。当前，中东部地区消纳空间相对较大，但新能源开发面临土地环保等因素的制约。初步分析，“十四五”期间，结合建筑、交通、农业等跨领域的建设条件，中东部地区的分布式光伏将进一步加快发展。随着光伏装机占比的持续提升，电力系统的运行特性将发生变化，部分地区有可能出现中午时段光伏消纳困难的新问题，要求电力系统具备更加快速、灵活的调节能力。为此，对于浙江、江苏、山东、河北等光伏装机规模大、建设布局集中的地区，需要根据系统消纳能力合理控制发展节奏，提前防范有可能出现的弃光限电问题。
海上风电是未来五年中东部地区消纳压力增加的另一个重点领域。一方面，在广东、山东、福建、广西、江苏等地区，近海风电开发提速。初步预计，“十四五”期间新增投产规模有望达到3000万千瓦以上，汇集送出和并网消纳的难度将不断加大，登陆点和输电通道等资源将更加紧张。另一方面，“十四五”期间，海上风电的开发将由近海走向深远海。深远海风电的离岸距离更远、集约化规模更大、接入电压等级更高，汇集并网难度更大，与大电网的联系也更加紧密。需要加大与中东部地区电力规划的统筹协调，采取有效措施应对汇集送出和并网消纳问题。
三、关于“十四五”新能源消纳的几点建议
一是打通关键政策堵点，保障各项消纳措施落地见效。建议完善电力辅助服务市场机制，创新火电与新能源协同运行的市场化收益分配机制，推动“三北”地区火电加快灵活性改造，引导自备火电积极参与系统调峰和新能源消纳。储能方面，建议推动“新能源+储能”一体化开发模式，尽快完善电网侧储能的价格疏导机制，根据新能源消纳的调节能力需求，合理布局建设新型储能项目。分布式新能源方面，建议加快完善就地消纳的技术标准、交易机制、支持政策，推动分布式新能源的就地开发、高效利用。
二是推动技术与模式创新，开展新型电力系统的试点示范。一方面，建议通过新能源高效发电、长时间尺度高精度功率预测、智慧调度控制、新型储能等技术，试点建设一批高可靠性、高灵活性的新能源绿色电站，在实现自身高效消纳利用的同时，还可为电力系统提供一定的灵活调节能力，适应匹配主体电源的功能定位。另一方面，建议按照“风光储”“风光水储”一体化开发利用模式，探索建设百分之百纯可再生能源的新型西电东送输电通道，最大化促进新能源电力的跨省区消纳，实现全局资源优化配置。
三是持续开展新能源消纳监测预警，助力行业高质量发展。一方面，依托全国新能源电力消纳监测预警平台，常态化监测、及时分析全国新能源消纳情况，研判未来消纳形势，服务行业主管部门的管理决策。发挥新能源开发建设工期相对较短、布局相对灵活的优势，通过优化制定各地区的新能源合理利用率、消纳责任权重等宏观政策，引导优化新能源的开发布局和发展节奏。另一方面，向行业提供新能源开发和消纳的综合解决方案，在新能源发展规划和项目策划阶段实现网源协调，提高新能源项目的消纳利用率和收益水平，服务行业高质量发展。