中國儲能網訊：新能源消納問題再受重視。
近日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯合印發(fā)《關于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改價格﹝2025﹞1192號，以下簡稱“1192號文”）。文件的核心就是完善電力市場價格機制，破解就近消納項目發(fā)展難題。
對于文件出臺的背景，國家發(fā)展改革委、國家能源局有關負責人曾表示，主要在于近年來，我國新能源大規(guī)模發(fā)展的同時，也面臨消納難度上升加大等挑戰(zhàn)。
值得注意的是，近期以來，國家發(fā)改委等相關部門不止一次提到新能源消納問題。在6月26日舉行的新聞發(fā)布會上，國家發(fā)改委宣布今年5月底，中國風電、光伏發(fā)電裝機規(guī)模首次超過火電裝機比重這一重磅消息時，還特別提到，下一步將把新能源消納作為新型能源體系建設的重點。
另外，9月1日，全國新能源消納監(jiān)測預警中心發(fā)布的數據顯示，今年1-7月，全國各地區(qū)平均棄風率和棄光率均超5%，明顯高于2024年同期，消納問題依然嚴峻。
但是也有例外，部分地區(qū)的風光消納數據十分喜人，如浙江，在1-7月，該省的風電和光伏新能源均實現了100%消納，這在全國十分少有。而且，這是浙江在高比例外來電、高比例新能源、高比例峰谷差的“三高”壓力下取得的成績，顯得更為難能可貴。
（1）浙江新能源“成長的煩惱”
在國內，新能源消納是一個普遍問題。今年8月26日，在國新辦舉行的“高質量完成‘十四五’規(guī)劃”系列主題新聞發(fā)布會上，國家能源局電力司司長杜忠明就表示，隨著新能源規(guī)模的迅速擴大，一些地區(qū)新能源消納利用確實也面臨壓力，這是新能源“成長的煩惱”。
簡單來說，新能源消納問題就是新能源電用不完的問題，特別是在節(jié)假日期間，由于部分企業(yè)、尤其是用電大戶停工，導致用電負荷大大低于新能源的出力。這種壓力在開通電力市場的地區(qū)表現尤為明顯，因為現貨市場價格最能反映當地的新能源電力供需情況以及消納問題。
一方面是現貨市場的價格逐漸走低。此前，浙江省發(fā)改委曾披露，2025年，浙江省電力現貨比例提高至10%，電力現貨價格較現貨市場運行前降低0.1元以上。
另一方面是負電價的出現。如作為光伏裝機量全國第一的山東曾多次出現負電價，甚至在2023年5月出現連續(xù)22小時的負電價。負電價的出現，主要是因為在某些時段，新能源發(fā)電量遠超用電需求，導致電力供大于求。
在國內，浙江是第二個出現負電價的地區(qū)。今年1月19日和20日，浙江電力現貨市場連續(xù)兩天出現負電價，最低時僅為-0.2元/千瓦時，1月27日更是出現了現貨全天負電價的情況。今年1—5月，全省負電價時長占比超過5%。
2025年1月27日，浙江電力市場實際供需圖（來源：國能日新）
為了解決新能源消納問題，浙江也采用了多種措施，如加大電網改造，尤其是針對分布式光伏項目主要位于廣大農村地區(qū)的問題，國網浙江電力開展多輪農網改造。目前，浙江戶均變電容量超過7千伏安，遠超河南、河北等分布式光伏大省。
另外，為了解決新能源消納問題的同時解決其波動性問題，浙江也在大力發(fā)展儲能。2024年，浙江省能源局發(fā)布補貼政策，鼓勵電網側儲能建設。僅2024年，全省就新增電網側儲能180萬千瓦，較2023年底增長818%。截至今年6月底，全省電網側儲能超236萬千瓦；而抽水蓄能電站裝機更是超過900萬千瓦，還有16座在建。
（2）發(fā)電側：構建多元交易體系
除了加大電網承接能力和配儲之外，為解決新能源消納難題，浙江省的另一項重要手段就是利用市場機制對資源的配置進行引導。
此前，有代表曾提案稱，現貨交易是提高新能源消納比例的必由之路。為此他還建議，浙江省盡快實施電力現貨交易，并逐年提高現貨交易比例。
實際上，通過現貨市場來解決新能源消納的案例早已存在，最具代表的就是德國。早在2014年，德國就明確要求新并網的新能源電站進行直接上網交易。到了2021年之后，德國不僅沒有出現過棄風、棄光現象，而且風電和光伏的發(fā)電量更是占全部發(fā)電量的50%左右。
德國年度電力現貨市場走勢圖（來源：德國能源交易所）
浙江電力現貨市場于2024年5月1日啟動長周期連續(xù)結算試運行，經過一年多的時間，今年8月轉入正式運行。浙江電力現貨市場采用的是日前市場和實時市場雙軌制，每15分鐘形成一個電價信號，價格浮動范圍為-0.2~1.2元/千瓦時。
在市場機制利用方面，除了現貨市場，浙江電力市場還積極構建中長期和輔助服務市場。
早在2021年，浙江在全國首次開展第三方輔助服務試點交易；2023年，浙江電力輔助服務市場實現常態(tài)化開市；2024年，浙江進一步健全輔助服務規(guī)則、技術、運營體系。目前，浙江輔助服務市場主要為調頻等靈活性資源買單，另外也為發(fā)電企業(yè)的啟停和空載成本提供核定的補償。而經過持續(xù)優(yōu)化的浙江中長期市場，目前，交易周期已經從月度延伸至月內，并支持雙邊協商、集中競價、滾動撮合等多種方式，實現按工作日連續(xù)開市。
國家能源集團浙江公司寧海電電化學儲能輔助AGC調頻電站
截止目前，浙江電力市場已構建了“中長期+現貨+輔助服務”的多元交易體系。值得注意的是，浙江還以美國的PDM市場為藍本設計，成為全國范圍內首個實現電能量市場與調頻市場聯合出清的地區(qū)，也就是說，交易主體可以同時參加現貨電量市場和輔助服務兩個市場。
今年8月，國網浙江電力披露，浙江通過“滾動出清”“電能量與調頻聯合優(yōu)化”等機制，在今年的迎峰度夏期間，通過市場化價格信號引導用戶錯峰300萬千瓦；2025年以來，增加新能源消納電量1億千瓦時。
（3）用電側：分時電價促進新能源消納
歸根結底，電力市場中的市場機制實際上就是一種經濟鼓勵，也就是通過市場價格信號和競爭機制來引導新能源消納。而這種方式的積極作用在用電側表現更為明顯。
2024年3月，浙江省發(fā)改委推出了優(yōu)化后的工商業(yè)峰谷分時電價政策，鼓勵工商業(yè)企業(yè)利用深谷時段加大生產，尤其在春節(jié)、勞動節(jié)、國慶節(jié)用電深谷時段享受到低至0.13元左右的度電價格，而這一時段，也正是光伏大發(fā)時段，由此促進了新能源電量的消納。
浙江這一措施效果明顯，如在2025年春節(jié)期間，浙江省工商業(yè)用戶午間深谷時段用電量增長12.06%，最高用電負荷2568萬千瓦，較2024年同比增長11.8%。
值得注意的是，浙江當前的分時電價政策也對當地的儲能發(fā)展起到了極大的推動作用：春秋季、冬夏季均設有午間2小時低谷時段，重大節(jié)假日設有深谷電價，在這樣的電價政策下，浙江的儲能電站已經具備“兩充兩放”，這在國內是非常難得的。
浙江工商業(yè)峰谷時段劃分
而且，浙江的電價的峰谷差相對較大，其中大工業(yè)電價在平段基礎上尖峰上浮98%，深谷下浮80%；一般工商業(yè)電價在平段基礎上尖峰上浮65%，深谷下浮80%。這對儲能電站的收益十分有利。今年8月，杭州市富陽區(qū)發(fā)改局在回復當地一位區(qū)政協政協代表的建議時表示，浙江省目前執(zhí)行峰谷電價最高差可以達0.9元每度電左右，對于實現兩充兩放的用戶側儲能項目投資回報很是可觀，據測算投資回報周期在4—5年。
浙江工商業(yè)峰谷電價浮動比例
值得注意的是，在浙江現行的分時電價政策在推動儲能行業(yè)發(fā)展的同時，儲能電站也反作用于電力市場，促進了新能源的消納。浙江省發(fā)改委披露的數據顯示，在今年的春節(jié)期間，浙江省91%的用戶側儲能設施保持了“兩充兩放”的運行狀態(tài)，在光伏大發(fā)時段，儲能電站通過低谷充電、高峰放電的方式，單日最大調節(jié)量高達500兆瓦時，有效緩解了浙北地區(qū)棄光壓力，有力促進了當地光伏的消納。
