自2020年9月我国提出碳达峰、碳中和目标一年多以来，“十四五”风光等新能源要实现跃升发展、新增装机需达5亿千瓦左右才可保障实现2025年非化石能源占比达到20%的目标已在业内基本达成共识。2021年全国风电、光伏发电新增装机达到1.0245亿千瓦，同时国家推进安排“源网荷储一体化”和多能互补项目、沙漠戈壁荒漠大型风光基地、整县分布式光伏等，提供了数亿千瓦风光项目布局和储备，为“十四五”新能源的跃升发展开了好头、打了基础。从2021年以来出台的多项政策看，在大力推进新能源项目建设和发展的同时，国家更加重视新能源的并网和消纳，高水平消纳利用将持续作为新能源高质量发展的一项重要指标。

多因素助力风光消纳

新能源利用率继续提升

新能源利用率是反映全国和各地区新能源消纳情况的量化指标。根据国家能源局2022年一季度新闻发布会以及全国新能源消纳监测预警中心发布的报告，2021年全国风光利用率分别达到96.9%和98.2%。风光利用率较上年分别提升0.4个百分点和0.2个百分点，较“十三五”首年则提升14个百分点和9个百分点。在连续两年风光新增装机均超过1亿千瓦的情况下，2021年新能源总体呈现消纳情况好、保持利用率提升的局面，这得益于多因素助力。一方面2021年全社会用电量同比增加10.3%、煤炭价格上涨、电力供应部分地区和时段紧张等，为新能源消纳提供了充足的需求和条件，另一方面是相关政策机制的实施，除“十三五”以来实施的全额保障性收购等机制继续发挥应有的作用外，2021年开始更加强化可再生能源电力消纳保障机制的作用以及对各地区可再生能源在用电量中的占比（即消纳责任权重）的约束性要求，建立了保障性并网和市场化并网的多元并网保障机制，启动了中长期市场下的绿电交易市场，通过辅助服务、现货市场等增加风光消纳量，政策以多种方式和多个角度不同程度地促进了风光的并网和消纳。

促消纳是新能源发展的

长期任务和系统工程

新能源要实现大规模、高比例、高质量持续发展，发展和消纳同等重要。增加电力系统的灵活性、提升风光消纳能力必须从长期和系统工程角度提前规划布局和安排，利用多种技术手段配以市场化方式运行的政策工具且需要相互协调。风光消纳也是国际上推进电力低碳清洁转型、风光等波动性电源在电力系统中渗透率不断提升中普遍面临的问题。针对德国的情况，德国能源署在近期做了一份较为全面和系统的《德国电力系统中的灵活性技术和措施》分析报告，在技术方面的主要建议有改造传统电厂、新建灵活性电厂、发展生物质和沼气发电、增加抽蓄、大型电化学储能电站、小型或家用储能、电力多元转换（PtX）等，措施方面主要有增强需求侧和系统运营的灵活性以及配套的电力市场机制设计，其中增强系统运营灵活性中包括二次调度、新能源适度限电、提升新能源出力预测水平、提高电网利用率、输配电商协调、输电商之间协调、跨境电力交易等。

我国的能源主管部门在2021年以来出台的多项政策和规划也充分体现了新能源一手抓发展、一手抓消纳的导向，如明确市场化并网的新增风光项目配置调峰和储能能力的量化标准和动态调整机制，提出构建电网保障、市场化自主、分布式发电交易共同组成的多元消纳保障机制等。从技术角度，给定区域在其他边界条件不变的情况下，适度放开风光合理利用率要求可在一定程度上提升风光发展空间和消纳能力。

实施新能源利用率

动态调整机制

“十四五”新能源要实现跃升发展，风光电站全面实现去补贴平价上网，风光项目尤其是新增装机将更大范围、更大规模、以不同方式参与电力市场，因此新能源发展外部环境和形势不同以往，全国统一的风光利用率政策虽然在“十三五”期间对迅速降低风光限电率、提升新能源发电发展质量起到了有效作用，但从未来发展看，这有可能成为部分具备风光和土地资源优势地区新能源进一步发展的制约。由于各地风光等波动性电源的装机和电量占比不同，电力系统条件不一，各区域保持利用率下限在相同的水平下付出的系统成本不一样，总体上在西部和北部风光占比高的地区付出的代价要高得多，这些地区如能科学制定和适度放开新能源利用率，可以释放出可观的新增装机空间。并且，由于风光发电成本下降，存在或者适度放开利用率的成本空间，或者配置一定储能和调峰能力（或购买服务）的成本空间，而二者都可有效增加装机规模。“十四五”相关规划政策提出，新能源利用率将从全国统一合理利用率要求的做法，转为根据各地方新能源发展潜力、消纳空间、风光项目经济性等，依据有利于新能源发展和系统整体优化的原则，建立全国和各地方合理利用率的动态调整机制。在2021年11月国家能源主管部门公布的第一批以沙漠戈壁荒漠地区为重点的大型风光基地建设项目清单中，各地承诺了风光利用率，大部分为95%，部分地区则考虑了消纳条件承诺了不同的风光利用率，如蒙中乌兰察布风电项目为98%，青海全部为84%，甘肃为85%（酒泉和武威）、98%（酒钢项目本地消纳）、不低于80%（陇东庆阳白银），利用率差异化已开始在基地类项目建设安排中得以考虑和实施。

实施利用率的差异化或动态调整，需要统筹有利于新能源发展和系统整体优化这两个原则，重点用于提升地方或基地项目（就地消纳和外送）规划（装机规模、技术选择、空间布局、建设时序等）的科学性。从有利于新能源发展角度，需要考虑新能源发电的全成本，即新能源利用率下限的确定应在充分考虑当地配置调峰和储能能力要求所带来的增量成本、适度考虑电力市场化带来的收益不确定增加等情况下使新能源项目能达到基本收益。操作层面，新能源利用率的差异化，需要配套实施新能源中长期购电协议。从系统总体优化角度，则应综合考虑新能源资源禀赋和开发成本以及当地电力系统（外送则考虑受端电力系统）调节能力等。此外，由于新能源项目投资特点，差异化和动态调整理应区分存量和增量，即使仅考虑增量项目，由于项目建设时空不同，可能会有相应的利用率要求，这增加了机制落实的复杂性，在实施中需要加以考虑。