（转自：光伏Time）

“装机量激增与消纳能力不足”的矛盾，凸显了新能源发展从“规模扩张”到“质量提升”的转型阵痛。

 撰文 | 森序

 出品 | 光伏Time

在双碳目标引领下，中国能源革命正进入深水区。

截至2025年6月，全国新能源发电装机容量已突破12亿千瓦大关，其中光伏发电装机达到7.1亿千瓦，风电装机达到4.7亿千瓦。

国家发展改革委政策研究室副主任李超在6月26日新闻发布会上明确指出，随着新能源发电装机比重突破40%大关，大规模新能源的高水平消纳已成为建设新型能源体系的核心命题。

消纳隐忧

全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2024年2月光伏发电利用率降至93.4%，这是自2018年实施清洁能源消纳行动计划以来的首次跌破95%警戒线。

2025年前4个月，全国光伏发电利用率降至93.9%，风电利用率降至93.2%，较2023年光伏98.0%、风电97.3%显著下滑。局部地区如西藏、蒙西、青海的光伏利用率仅为68.0%、86.0%、86.0%，风电利用率也处于较低水平。

全国新能源消纳监测预警中心于近日发布的《2025年5月全国新能源并网消纳情况》显示，全国风电、光伏的利用率均低于95%。其中，风电5月利用率为93.2%，1~5月利用率为93.2%；光伏5月利用率为94.2%，1~5月利用率为94%。

5月，全国有4个省的风电利用率低于90%，5个省的光伏利用率低于90%。其中，西藏的风、光项目利用率仅为75%和64.7%。

在青海、甘肃等新能源富集区，消纳矛盾尤为突出。因电网通道限制，新能源无法输送至东部负荷中心，导致弃电。

其中，青海新能源装机占比已达62%，但受限于本地消纳能力和外送通道瓶颈，2024年弃光率为9.7%。

而在西藏地区，由于其电网独立于全国联网、本地负荷不足，2024年弃光率高达34.4%。今年4月，西藏光伏利用率仅67.8%，为全国最低。

这种"装机热、消纳冷"的悖论，暴露出电网调节能力、市场机制、储能配套等系统性短板。

在中东部负荷中心，配电网承载能力不足成为新瓶颈。

2024年以来，全国弃光率攀升至近10%，局部地区超过30%。山东作为新能源装机大省，2024年风光发电占比达13%，但负电价小时数逼近1000小时，浙江现货市场甚至出现-0.2元/kWh的极端报价，反映消纳压力。

消纳革命

国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）标志着新能源电价机制全面市场化，这一改革正在重塑新能源消纳格局。

新能源上网电价全面放开后，市场供需关系直接决定电价，但价格信号传导机制尚不完善。山东电力现货市场数据显示，2024年3月光伏平均结算电价跌至61.19元/MWh，2025年4月部分时段电价甚至低至-0.2元/kWh，负电价小时数近1000小时。

这种价格信号扭曲源于新能源发电特性与现有市场规则的冲突：在光照充足的午间时段，光伏发电量激增导致供需失衡，而储能设施调峰能力不足使得价格机制无法有效引导负荷响应。

市场化改革促使新能源投资决策发生根本性转变。过去依赖“规模扩张+政策补贴”的模式难以为继，企业开始将电价水平、消纳能力作为核心考量因素。

这种转变导致投资布局向消纳能力强、电价水平高的区域倾斜，中东部负荷中心成为新增装机的主战场，而“三北”地区则面临投资放缓压力。

改革前，电网企业承担新能源全额消纳的隐性责任，市场化改革后，消纳责任在发电企业、用户、储能企业间重新分配。

广东韶关、河源等8市253个镇街被列为“分布式光伏接网消纳困难区域”，预警等级为“受限”，反映出配电网承载能力已达极限。

在浙江，虚拟电厂平台聚合工商业可调负荷、储能、电动汽车等资源，2025年夏季尖峰时段实现200万千瓦级的需求响应能力，标志着用户侧开始承担消纳责任。这种转变要求建立“发电-电网-用户-储能”协同消纳机制。

传统价格补贴政策逐步退出，取而代之的是以市场机制为核心的政策工具包。

内蒙古东部电力有限公司实施的“新能源可持续发展价格结算机制”，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。这种“多退少补”的差价结算方式，既保障了新能源企业合理收益，又避免了过度补贴。

2025年一季度，蒙东地区新能源项目平均度电收入仅下降0.03元，但市场交易电量占比提升至78%。

市场博弈

市场化改革打破了原有的利益分配格局，各市场主体在新能源消纳中展开多维博弈。

在蒙东地区，新能源发电企业要求电网公司全额收购电量，而电网企业以“系统安全”为由限制接入规模。《可再生能源法》规定的“全额保障性收购”与市场化规则的冲突成为这场博弈的焦点。

国家电投集团经济技术研究院测算显示，在蒙东地区，分布式光伏项目若要实现8%的资本金收益率，需确保全生命周期利用小时数不低于1200小时，且市场交易电价不低于0.28元/kWh。

在山东，高耗能企业通过电力直接交易锁定长期低价合同，挤压新能源发电企业的利润空间。2025年一季度，山东铝业与燃煤电厂签订的年度长协电价仅0.38元/kWh，较现货均价低15%。

浙江推出的“绿电交易+碳足迹”模式，将新能源消纳量与企业碳配额直接挂钩，激发用户侧消纳积极性，但绿证核发规则的不透明导致交易纠纷频发。

储能运营商通过提供调峰服务获取收益，但在江苏，辅助服务费用分摊机制导致发电企业承担80%的成本，引发“储能收益谁买单”的争议。

如何破局

截至2025年5月底，中国风电、光伏发电装机规模分别达到5.7亿千瓦和10.8亿千瓦，占全部装机比重的45.7%，已超越火电装机比重。然而，国家能源局数据显示，2025年1-4月全国光伏发电利用率较2023年分别下降4.1和3.1个百分点。

这种“装机量激增与消纳能力不足”的矛盾，凸显了新能源发展从“规模扩张”到“质量提升”的转型阵痛。

对此，国家发改委提出“三个统筹”战略，旨在通过电力外送与就近消纳、电网与调节能力建设、能源需求与供给的三维协同，构建新型能源体系下的消纳新格局。

统筹电力外送与就近消纳，破解空间错配。充分利用沙漠、戈壁、荒漠地区的风光资源，加快建设“沙戈荒”大型新能源基地。通过特高压输电通道，将西北地区的风电、光伏发电输送至中东部负荷中心。推动绿电直连模式，允许新能源不直接接入公共电网，而是直接向单一电力用户提供绿电，就近消纳。

统筹电网与调节能力建设，构建灵活电网。协同推进新能源、输电通道和配套调节电源建设。发展新型储能，增强调节能力。

统筹能源需求与供给，激活需求侧响应。健全需求响应长效机制，积极引导各类需求侧资源通过虚拟电厂等方式参与新能源调峰。推进充电基础设施建设，优化供给侧。

在“三个统筹”战略的推动下，我国新能源消纳取得积极进展。但战略实施仍面临跨省区输电通道建设周期长、新型储能调节能力不足、需求响应机制不完善等问题。

为进一步破解新能源消纳难题，需在“三个统筹”战略的基础上，深化电力市场化改革，完善绿电交易、容量补偿等机制，通过市场价格信号引导发电、输电、用电各环节协同。推动“新能源+产业”融合发展，探索绿电直连与高耗能产业、数据中心等结合的新模式，实现新能源就地消纳与产业降碳。加强科技创新，提升构网型储能、柔性电网等技术水平，增强电网对新能源的接纳能力。