8月1日，全国新能源消纳监测预警中心公布了6月全国新能源并网消纳情况。

从整体上看，截至6月底，全国光伏发电利用率98.2%，风电利用率96.7%，处于高位，没毛病。

但从各地区来看，有几个地方似乎不尽如意。其中，西藏、青海以75.5%、92.9%的利用率位列末位第一。



西藏、青海消纳能力低于平均水平可以说与当地消纳能力小，环境恶劣致电网建设缓慢，清洁能源外送消纳困难等诸多因素有关，非一朝一夕之事。

但在这两个省份以外，笔者注意到，在一群电力利用优等生中，河南、湖北、山东、河北、吉林东部五省的利用率不仅落后于相邻的东部省份，甚至还低于贵州、山西两省。

缘何弃风弃光？

几个省的理由五花八门，但笔者在翻阅相关资料后发现，过快增长的新能源装机量或是主要成因。

以河南为例，2023年4月，河南发改委在《河南省新能源和可再生能源发展“十四五”规划》中指出，本地市场消纳形势日益严峻。

作为能源输入大省，河南的可再生能源的消纳依赖本地市场，而仅2023年上半年河南新增并网容量744.3万千瓦，几乎与2022年全年的774.5万千瓦持平，位列全国第一。而这种趋势并非今年才有，根据国家能源局的数据，2022年、2023年上半年，河南省内新增装机量同比增长103.3%、139.5%。

据媒体消息，河南此前已有一市出现了最高峰时反送到500千伏电压等级的情况。

河南如此，山东也未能幸免，截至2023年6月底，山东累计光伏装机和分布式光伏装机均为全国第一。

山东德州发改委副主任许庆祥在6月曾表示，近年来，德州市新能源发展势头猛进，发电装机与发电量逐年倍增，电力负荷增长和电网承载能力有限，客观存在超出电力系统消纳能力、分布式电力向220千伏电压等级反送电（不满足国家导则要求）的风险。

毫不客气地说，消纳问题已经逐渐成为制约各地光伏等新能源发展的绊脚石。

01

“皮小子”挑战“稳大个”

消纳伸腿绊一脚

消纳是指把风力、光伏、火力等发出来的电用完，如果用不完的话，造成的损耗就被称为弃电。

正常情况下，电力系统作为一个需要维持瞬时平衡的系统，一般是要用多少电就发多少电——即“源随荷动”。

但实际上电力负荷的需求是很难以计划做硬性规定的，需求总在改变，比如今年5月，因五一长假造成电力供过于求，山东出现了有史以来最长周期的负电价，用电企业不仅不花钱，并且用的越多赚得越多。

那问题就来了，那为何人类长达141年的大规模用电历史里，消纳问题到今天才显得格外严重?

这与过去的电力结构有关，在火电主导的时代，不论其因高耗能被多嫌弃，但火电的这个优点促使其成为了过往电力系统稳定的压舱石。

这就是稳，强稳定性和强调度性，让电厂完全可以根据市场需求安排发电。

但这种稳，在近些来随着新能源发电这个皮小子存在感的不断加强而遭遇动摇。

根据国家统计局的数据，仅2023年上半年我国光伏新增并网容量就达到了78.42GW，相当于2022年11个月的量。而中国光伏行业协会也在7月将2023年国内光伏新增装机容量预期从95-120GW上调至120-140GW。

今年4月，国家能源局更是在《2023年能源工作指导意见》中提出，今年非化石能源发电装机占比提高到51.9%左右，风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到15.3%，全年风电、光伏发电装机新增1.6亿千瓦左右等目标，较往年进步提升。

听着似乎不错，风光电力更加清洁，可持续，环境友好也符合社会发展趋势，但在电力这条线上，却是多家欢喜，一家愁，消纳哭死在路尽头。

与火电相对，新能源发电支撑性弱、抗扰动能力低，波动性强及间歇性。

举个简单的例子：假设某市下午用电量正常固定在A范围内波动，该市电力分布为：火电60%、光伏20%、风电20%。

正常情况下，各部分发电量进入电网后随即被用户消耗，但因为不确定性，如果今天阴天，风力不足，由光伏和风电带来的40%的用电缺口将很难被稳定性有余、机动性不足的火电弥补。

反之，如果某天，风正好，光照强烈，本该发40%电的风光，发电量猛增至50%，在可灵活调配电源不足的情况下，不仅多余10%的电将被浪费，且多出的电力在突然涌入电网后，将给本地电网带来系统功率失衡、线路过载、节点电压超限等多种风险，给电网运行、稳定供电带来极大挑战。

所以，可随新能源波动灵活调节的电源较少的基本盘将决定了未来很长一段时间内，新能源的发展将受制于末端消纳。

02

风光配储、负电价…不许干

各自为战 市场迟早“掀桌子”

消纳，本质上就是找人用电，尽量不浪费。那要解决的就是，电不够和电多了的问题——削峰填谷。

对于上面例子中的城市来说，把多余的电送到别的地方用，或者从别的地方送电过来，不行吗？

可以，但这需要建设相应的电网及调节机制，运行多年的西电东送即是如此，但远远不够。

我国电力市场长期存在发电市场和消费市场分离的问题，即源荷时空错配，用电的人集中在东部发达地区，发电大户则以西部为主，比如近些年国家推动的风光大基地项目，基本上分布在以内蒙、甘肃为主的西北部地区。横跨大半中国的电力连接有赖特高压运输，而这又只能依靠国家建设，所以进度肯定追不上市场化发展下风光装机风一般的增速。

那不送走了，多的存起来自己用——让发电的企业都配储能装置，在时间上进行分段送电，以此保证所有时间段整个电网的电都差不多够用。

这看上去也不错，当然政府也这样认为。

2017年-2023年，配储的紧迫随着风光装机量的加速累积逐渐等不起，一个不太合适的形容，现在已经到“气急败坏”跳脚的程度了。

早期，2021年的政策只不过是鼓励引导，后来逐渐发展为并网标配，甚至出现有些地方表示不建罚钱等；配储的比例也由10%—20%上升至15%—30%，时长从1-2h攀升到4-5h。据不完全统计，截至当前已有超24个省份要求强制配储。

但好意也需要时间酝酿才能结出好果，现在正处于混乱状态。

“由于缺乏合理的调度机制和电价疏导机制，新能源强制配储没有经济性。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇一言道出了当前困境。

没有经济效应，商业化就无从谈起，强制配储只会增加末端电站企业的建设成本，而每个电站都配个储能站又极其不经济。

据中电联此前的数据，2022年电源侧的新能源配储平均运行系数仅为0.06，也就是每天才干了1.44h的活，基本上处于摆设的状态。

不能省又不干活，关键是造价还不便宜。以现在常见的配置，装机量20%、时长2小时的储能项目来算，对光伏电站，那就是前期投入要增加8%-10%，对风电站来说则更高，到15%-20%。

这需要一大笔钱，企业用脚投票，谁都不乐意。

“平衡电力余缺应由电网进行优化，由个人或单个电站来平衡并不科学”，全国人大代表、全国工商联副主席、通威集团董事局主席刘汉元对媒体如此解释。

既然距离储能发挥他正常价值还有不短的路要走，那么此刻，谁还能来顶上？

首先顶上的还是政府。

前面我们有提到山东负电价，发电企业送电又送钱，这其实是当前电力交易市场化改革推进的结果，而电力交易市场化改革在一定程度上推动着消纳水平的提升。

在一个地区的电力交易的市场上，因为地区用电人口基本上固定，用电上限也就被钉死。但实际上企业和居民用不用电却会随着节假日、经济等因素波动。

随着光伏并网的增加，供过于求之后，发电企业却受制于停机成本、合同规定等多类因素无法停下，所以只能在市场上不断降价刺激用户来买电，直到将所有发出的电全部卖完。为了将电卖完，不断降价的过程中，零或者负都有可能。

如此，企业不想亏钱，就必须发挥主动性去解决，配储或者顺应市场调节机制达到一个适应本地的装机量，在合理范围内与本地电网达到动态平衡。

当然，通过负电价来刺激提高消纳水平的做法短时间有效，长远看，就不是那么个事了。

当前电力市场的改革还在继续，远未到终点，然而在上面所有方法发挥作用之前，各地的电网已经等不起了。

为此，各地政府再次硬着头皮当“恶人”。

今年以来，因为消纳问题，已有不少地区暂停或者收紧光伏备案。

6月15日，宁夏发布《宁夏回族自治区光伏发电项目管理暂行办法》，文件指出保障性并网项目、“绿电园区”试点项目等光伏项目均需上报自治区人民政府，政府开始全面收紧光伏电站项目的审批权限。

7月初又传出广东要暂停集中式备案。

7月末，辽宁营口直接发文，暂停本地分布式备案。

……

未来，在消纳问题得到合理解决之前，只会有越来越多的地区因此从源头限制光伏装机量。

但以善为名的“一刀切”等做法，终归违背市场自有的运行规律，长此以往非良策。

在这场多方博弈的争夺中，源、网、荷、储，谁都无法置身事外，也没有谁能一呼百应当英雄，那么多方共建一个多元、科学合理的消纳机制，配套规范的消纳政策，配合市场机制调节，合力推进“源-网-荷-储”的一体化循环的建立，方才是长远之策。

而这个终点，想来也不远了……

原标题：新增暴涨VS弃电难止 光伏项目怎么才能不“白建”？