当前，我国正处于能源转型关键时期，新能源消纳成为构建新型电力系统、实现“双碳”目标的核心挑战。
国家能源局数据显示，截至2025年10月底，全国累计发电装机容量37.5亿千瓦，其中风电、太阳能发电总装机已经突破17亿千瓦。新能源装机快速增长推动我国能源绿色化进程，2025年前三季度，全国可再生能源新增装机3.1亿千瓦，同比增长47.7%，约占新增装机的84.4%，新增新能源覆盖了社会用电量的增长量。
我国新能源发展势头迅猛，新能源规模化消纳压力也不断增长。数据显示，2024年，全国光伏发电利用率为96.8%，全国风电利用率为95.9%。进入2025年后，这一指标出现一定下滑，显示新能源消纳难度加大，对新型能源体系建设提出更高要求。
当前，各地通过绿电外送、就地消纳、系统调节等手段不断加大新能源利用率，多位受访业内人士建议，以新能源优先、全电量入市，主体多元化、参与灵活化，省内省间高效协同等方式，依托市场推动新能源持续高比例消纳。
输、配、用全发力消纳
在位于山西省盂县的“雁淮直流”输电塔下，国网山西超高压输电运检三分部运维三班两名组员穿好了绝缘屏蔽服，把攀登自锁器卡到塔上，开始了当天的爬塔检修，一方面检查塔身的上万枚螺丝是否锁死，更要观察塔身是否有其他异物。“塔的安全关系着电力保供能否顺利完成，责任重大。”组员孙鹏说。
“雁淮直流”是山西电力下江南的重要通道。山西作为全国首个能源革命综合改革试点，其新能源在绿电外送、装机规模、产业配套、机制创新等多个领域均处于全国领先。近年来，山西通过超特高压建设，持续将新能源电力输送到外省。
2024年，山西新能源外送交易电量164.4亿千瓦时，同比增长71.5%，创历史新高。其中，外送绿电交易电量75.38亿千瓦时，位居全国第一。目前山西已形成三交一直特高压+14回点对网500千伏外送通道，外送电能力达到3162万千瓦，把清洁电力源源不断送往北京、江苏、湖北等23个省市。
外送通道让新能源“送得出”，还需要有市场来消纳。国网山西电力积极对接京津冀、长三角等外向经济体省份，依托全国统一电力市场，在2024年年度交易中，与江苏、上海、北京分别签订了三年的绿电交易协议，每年外送绿电电量65亿千瓦时。基于坚强电网支撑和主动开拓市场，2024年，山西新能源外送交易电量164.4亿千瓦时，同比增长71.5%，其中绿电外送75.38亿千瓦时，连续两年位居全国第一。
除了外送，就近消纳是新能源消纳的重要方式。
冬日暖阳缓缓洒下，通过排列整齐的光伏板转化成企业生产的能量。位于山西临汾市的山西最大水上光伏项目——晋南钢铁集团有限公司万亩太子湖光伏项目，每年可发电约2亿千瓦时，是这家临汾市第一用电大户的重要能源，每年为企业节省电费约1亿元，减少二氧化碳排放15.7万吨。
山西首创绿电园区建设模式，绿电园区通过“专线直连”实现绿电与产业协同。目前山西省正在加速推进13个绿电园区试点建设。
新能源消纳离不开新型储能的灵活参与。8月1日晚间用电高峰时段，国网山西省电力有限公司集中调度47座储能电站、16座虚拟电厂参与用电负荷调节，供电、用电双向调节最大功率达到225万千瓦，其中新型储能141万千瓦、虚拟电厂84万千瓦，占实时用电负荷的比重达到6%。
“8月1日，全省新能源出力最大波动2626万千瓦，占火电机组开机容量的57%，仅依靠传统电源调节电网平衡越来越难以满足电力系统稳定运行要求。”国网山西电力调控中心调控处副处长贺鹏介绍道，“我们通过调度系统精准下达指令，47座储能电站快速转为放电模式，16座虚拟电厂按照日前安排同步降低聚合负荷，两者合力最大调整功率225万千瓦，有效保障了电网平稳运行。”
在新能源电力中，分布式光伏被认为是调节管理难度最高的新能源，山西通过集中汇流方式提高分布式能源的可调节能力，进一步促进新能源消纳。
山西长治农村地区屋顶资源丰富，随着光伏组件成本降低、光伏板容积率增大，分布式光伏接入容量呈几何式增长。截至2024年底，长治市接入分布式光伏容量总计69万千瓦，其中2024年接入容量33.21万千瓦，同比增长139%，新增容量创历史新高。分布式光伏容量迅猛增加，给供电能力相对薄弱的农村低压电网带来了新的并网压力。
正午时分，阳光灿烂，在长治市长子县慈林镇南张河村，一排排新装的屋顶光伏整齐排列，全村居民58户，供电台区容量200千伏安，若采用传统低压并网，整村最大并网容量只能达到160千瓦，仅仅相当于8户的屋顶光伏容量，距离全村接入差距较大。
山西通过“集中汇流、升压并网”模式，由光伏开发企业建设低压汇流网、升压变、并网线路及控制终端，统一将所发电力升压至10千伏后并入农村电网，杜绝了新增光伏造成的台区反向重过载、过电压现象，且扩大了分布式光伏开发规模。“村级光伏开发由千瓦级升级为兆瓦级，同时还优化了分布式光伏并网方式，将整村光伏由多点并网转变为单点并网，便于统一管理及下一步参与市场化交易。”国网长子供电公司负责人王建军说。
山西依托“西电东送”北通道枢纽优势，成为全国跨区域绿电供应的核心力量，多措并举之下，山西新能源利用率连续6年超过97%，绿电消纳持续领先全国。
系统消纳仍存挑战
按相关测算，未来10年，全国每年新增2亿千瓦左右风光装机，新能源消纳持续考验电力系统的系统性调节能力。
随着新能源装机不断提高，部分省份新能源出力占负荷比重最大已达70%，在山西，新能源瞬时出力最高已超90%，系统调节面临高比例新能源与系统安全、经济性之间如何平衡的挑战。
目前，部分省份出现负电价、零电价，反映出系统调节能力不足。在位于山西省交城县的山西国锦煤电有限公司，电力交易员通过省间现货市场支持系统，将富余的电量提交本省电网调度，进行省间交易。“今年山西风光发电资源好，平均每天光照9小时左右，省内现货市场前5个月有32%的时间是零电价。”国锦煤电电力交易员罗少聪说。
中国工程院院士汤广福说，到2030年我国非化石能源消费占比将上升到25%，2035年达30%，到2060年这一占比将提升到80%以上，成为能源消费的绝对主体。在此基础上，消纳侧调节资源将严重不足，预计2060年需超过50亿千瓦可调资源应对风光的波动，“2030年前还需增加约3亿千瓦的煤炭发电装机对新能源进行调节。”汤广福说。
新能源快速增长与安全保供要求并存，但系统成本快速上升，能源供给可持续性带来挑战。调研发现，随着新能源发电量增加，尽管电能量价格整体下行，但系统成本快速上升。今年以来，多省中长期均价降至燃煤基准价以下，现货均价总体低于中长期均价，同时系统消纳成本逐年上升，据测算，新能源渗透率每提高1个百分点，系统成本将增加1分每千瓦时左右，目前国网经营区域内新能源渗透率已达25%，新能源消纳成本还将快速增长。
山西一家头部售电公司的电力交易员表示，今年1月到6月，山西省售电公司需要承担分摊（市场上不平衡资金产生的管理费）已经达到每度电0.03元，“如果跟用户只签了1分钱的价差，没有分摊机制的话每度电有1分钱利润，目前分摊机制下，售电公司每度电亏损2分钱。”
为加快构建新型电力系统，推动新能源高质量发展，山西省发展改革委、省能源局、国家能源局山西监管办公室近期出台《深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》。今后，新能源项目（风电、光伏发电项目）上网电量原则上全部进入电力市场，参与市场交易。新能源全面入市将进一步加大新能源消纳难度。
此外，火电、储能等参与调峰调频的利益分配机制尚不完善。记者调研发现，随着新能源装机增加，作为兜底保障的火电利用小时在部分省份下降到了3000小时以下。对承担调峰任务的传统能源来说，在没有建立科学的容量电价或辅助服务市场补偿机制的情况下，积极性不高。
依托市场提高消纳
从山西等地的实践出发，多位受访业内人士建议，依托市场推动新能源持续高比例消纳。
第一，新能源优先、全电量入市。新能源企业在现货市场中优先出清，优先安排发电空间，并承担因预测偏差引起的经济责任。新能源企业可自主选择是否参与政府保障性电量分配，不参与的场站需全电量参与中长期和现货市场。
第二，主体多元化、参与灵活化。以山西为例，电力现货市场是目前国内主体类型最丰富、参与市场方式最灵活的市场。从传统的发电企业、售电公司和电力用户，拓展至虚拟电厂、独立储能和抽蓄电站等新型主体。其中，燃煤、燃气电厂以“报量报价”方式参与现货市场；新能源、售电公司、电力用户和抽蓄电站以“报量不报价”方式参与现货市场。虚拟电厂、独立储能可自由选择以“报量报价”或“报量不报价”方式参与现货市场。主体多元化、参与灵活化，使用户能通过价格信号优化用电行为，使配电网从传统的单向辐射网络转向双向交互系统，增强了系统应对供需波动的能力。
持续推动以现货市场电价信号引导完善市场体系的建设思路，在鼓励发电侧充分竞争的同时，加强现货电价在用户侧的穿透力，深度挖掘以虚拟电厂、负荷聚合商为代表的灵活调节能力，同时完善零售市场的分时套餐机制，加强现货价格信号在批发零售市场间的传导。
第三，省内省间高效协同。从山西的实践来看，时序衔接方面，省内现货市场全年无休，每日8时开始运营，11时30分前完成省内现货市场预出清，然后组织省内发电企业参与省间现货市场。空间衔接方面，在省内现货市场预出清的基础上，以省内平衡后的富余发电能力参与省间现货市场。通过省内省间市场的有序衔接，山西电力资源和绿色能源外送至全国24个省份，有力支撑了全国电力保供和能源转型。
同时，建立健全电力市场风险防控体系。深入研究如何科学界定电力市场风险来源、有效划分影响因素类型、分析其影响机理和作用过程。加快研究省级电力市场的风险防范体系如何与多层次全国统一电力市场体系的有效衔接。（记者 王劲玉 图 朱慧卿）
