江西500千伏吉安南输变电工程是江西省重点工程，投运后可加强该省吉安市南部电网与吉安主网联络，提升新能源电力消纳能力。图为日前在该项目施工现场，电力工人正在高空进行输电铁塔架设安装作业。

　　邓和平摄（人民视觉）

　　国家能源局近日印发《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》（以下简称“《通知》”），明确加快推进新能源配套电网项目建设、积极推进系统调节能力提升和网源协调发展等重点任务。业内人士表示，《通知》对完善新能源利用率管理机制、支撑新能源高质量发展、加快构建新型电力系统和新型能源体系、推动实现“双碳”目标具有重要意义。

　　科学确定新能源利用率目标

　　国家能源局有关负责人介绍，国家能源局持续做好新能源消纳工作，大力推进跨省区输电通道、坚强主干网架及配电网建设，不断提升电力系统调节能力，扩大新能源市场化交易电量，推动新能源快速发展、高效利用。2023年，全国风电利用率97.3%、光伏发电利用率98%，保持了较高水平。伴随新能源发展进一步提速，截至今年4月底，全国风电、光伏发电累计装机超过11亿千瓦，同比增长约38%，消纳需求大幅增加。

　　与此同时，虽然全国新能源利用率自2019年以来持续保持在95%以上的较高水平，但部分地区、部分时段消纳压力已有所显现。

　　“当前，系统存量调节能力已经基本挖潜，需要新增建设大量新型储能等调节资源，经济代价较大，推升全社会用能成本，不利于新能源大规模可持续发展。”电力规划设计总院有关专家分析。考虑到这一因素，《通知》提出“科学确定各地新能源利用率目标”“部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%”。

　　前述专家表示，从系统最优的角度统筹开发和消纳，适当放宽资源条件较好、新能源发电成本较低、系统消纳成本较高地区的新能源利用率目标，可为新能源发展留有更多空间。

　　推进新能源配套电网项目建设

　　随着新能源大规模并网，配套电网建设需求大幅上升，需要加快配套电网规划、建设工作，优化接网流程。

　　《通知》提出，加快推进新能源配套电网项目建设。一方面，加强规划管理。对500千伏及以上配套电网项目，每年组织国家电力发展规划内项目调整，并为国家布局的大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道”，加快推动一批新能源配套电网项目纳规。另一方面，加快项目建设。各级能源主管部门会同电网企业建立已纳入规划的新能源配套电网项目清单，在确保安全的前提下加快推进前期、核准和建设工作。此外，要求优化接网流程，电网企业要主动为新能源接入电网提供服务，简化审核环节，进一步提高效率。

　　《通知》明确，积极推进系统调节能力提升和网源协调发展。省级能源主管部门应根据新能源增长规模和利用率目标，开展电力系统调节能力需求分析，因地制宜制定本地区调节能力提升方案。同时，开展煤电机组灵活性改造效果、各类储能设施调节性能、负荷侧调节资源参与系统调节规模和置信度的综合评估。针对部分新能源和电网项目规划建设时序协调不足、衔接不到位的情况，在要求加快配套电网规划建设的同时，有序安排新能源项目建设，结合消纳能力科学安排集中式新能源的开发布局、投产时序、消纳方向，合理安排分布式新能源的开发布局，加强新能源与配套电网建设的协同力度。

　　常态化开展消纳监测分析

　　规范新能源消纳数据统计管理工作，科学反映新能源真实消纳利用水平，也是促进新能源更好消纳的关键一环。

　　一方面，应统一新能源利用率统计口径。《通知》明确，发电和电网企业要严格落实国家能源局发布的《风电场利用率监测统计管理办法》和《光伏电站消纳监测统计管理办法》规定的风电场、光伏电站可用发电量和受限电量统计方法，新能源利用率按仅考虑系统原因受限电量的情况计算。“这能够排除不可抗因素、并网调试、计划检修、市场化交易决策不当等特殊因素影响，更加科学地反映新能源真实的消纳利用水平。”电力规划设计总院有关专家说。

　　另一方面，强化新能源消纳数据的校核和披露。发电和电网企业要向全国新能源电力消纳监测预警中心报送新能源并网规模、利用率和可用发电量、实际发电量、受限电量、特殊原因受限电量等基础数据。各级电网企业每月应向其电力调度机构调度范围内的风电场、光伏电站披露利用率及可用发电量、实际发电量、受限电量、特殊原因受限电量等基础数据。

　　国家能源局有关负责人表示，将常态化开展新能源消纳监测分析和监管工作，开展月度消纳监测、半年分析会商和年度消纳评估工作。加强对新能源跨省消纳措施的监管，督促有关单位取消不合理的限制性措施。(记者 廖睿灵)