风光装机近半、利用率却三连降，该如何破局？

2026.08.10 界面新闻记者 | 席菁华 中国新能源装机高速增长背后，消纳压力凸显。 8月8日，界面新闻在中国能源研究会主办、自然资源保护协会支持的“电力低碳转型年会2026”现场获悉，新能源全面入市后，消纳压力在全国范围内持续上升，单纯依靠市场自发调节已难以支撑可再生能源大规模高比例发展。 截至今年6月底，全国风电、光伏累计装机规模约19.5亿千瓦，占全国发电总装机的48%以上。今年上半年，全国风电、光伏发电利用率分别为90.9%、91.4%，同比降低2.3个、2.6个百分点，已连续三年同比回落。 按照8月初国家发改委、能源局发布的《新型电力系统建设“十五五”规划》，考虑各地新能源渗透率差异等因素，国内分地区设置95%、90%、85%三档新能源利用率指导目标。在装机快速扩张背景下，实现保量稳率目标的难度不小。 国网能源研究院董事、党委书记魏玢在会上表示，从空间分布看，新能源弃电持续向“三北”地区聚集，预计2030年“三北”弃电量约占国网经营区的80%；从时间分布看，年内向春秋季、日内向午间聚集，预计2030年国网经营区春秋季新能源弃电量占全年的74%，午间新能源弃电量占全天的74%。 系统灵活调节能力供需矛盾凸显、多层级电网配置能力面临考验、需求侧促消纳潜力亟待有效挖掘，是当前制约新能源消纳的三大核心堵点。 魏玢表示，目前传统火电的灵活性改造空间收窄，抽水蓄能建设周期漫长，新型储能现阶段经济性仍有短板，新能源与传统调节资源建设周期存在不匹配的问题。 此外，大电网广域优化配置面临通道资源紧张、建设难度陡增的挑战。“沙戈荒”基地主要依托跨省跨区外送消纳，新增通道建设需求与沿途走廊资源的匹配矛盾越发突出；省间送电则面临协商难度增大、送受两端新能源出力同质化的难题。 配电网承载分布式新能源的压力也持续加大，局部地区分布式新能源开发规模远超当地符合消纳水平，大量分布式新能源分送点，已接近配电网自身承载能力的上限。 魏玢建议，行业应当围绕 “精准预测+灵活响应”，提升需求侧资源可观、可测、可调、可控能力，持续拓展绿氢、绿氨等新能源非电利用场景，进一步拓宽新能源消费和利用空间，推动新能源实现更高质量、更高效率发展。 西北地区作为国内新能源开发的核心阵地，消纳矛盾尤为突出。中国能源研究会首席专家双碳产业合作分会主任黄少中表示，西北新能源与新型储能规模快速增长，但面临着严重的弃风弃光现象以及能源供需时空错配的突出矛盾。 长时储能凭借大容量跨时段转移电能的能力，成为破解“日平衡”难题、支撑“沙戈荒”大基地绿电外送以及保障电力系统安全韧性的关键。 黄少中提出，当前长时储能发展仍面临市场机制不完善、价格政策不合理、成本偏高、技术经济性有待突破以及极端气候适应性要求高等多重挑战。 他建议将长时储能纳入地方“十五五”能源规划，因地制宜匹配压缩空气、液流电池等技术路线；容量电价向4-6小时以上长时储能倾斜；打通跨省跨区电力市场，扩大长时储能跨省交易规模；加快关键技术攻关，推进“新能源+长时储能”一体化开发与示范项目落地。 与会专家普遍认为，新能源高质量发展与消纳不是单一电源侧或电网侧的问题，而是一项涉及电力与热力、工业、交通、建筑等多领域的系统工程，构建供需协同的新型能源体系已成为当务之急。 自然资源保护协会北京代表处首席代表张洁清提出，步入高比例可再生能源阶段，单纯依靠电力系统的内部优化已无法从根源上破解供需失衡与系统安全运行难题，唯有突破行业壁垒，构建跨产业、跨领域的供需动态协同治理体系，才能推动能源电力转型实现突破性进展。 中国能源研究会副理事长陈国平提出三条实施路径：一是强化多层级统筹协同，加强电源、电网、负荷、储能协同规划和运行，推动主网、配网、微电网有序衔接，统筹集中式与分布式新能源发展。 二是深入挖掘用户侧潜力，拓展新能源消纳空间，推动电力需求由刚性、被动响应向柔性、主动互动转变，完善需求响应和负荷聚合机制，积极发展车网互动、虚拟电厂等新模式； 三是完善市场政策和技术支撑，健全与新能源特性相适应的电力市场和价格机制，完善辅助服务、容量补偿、绿电绿证等制度安排。 热电协同被视作降低新能源消纳成本、支撑能源系统平稳转型的重要路径。 中国工程院院士江亿指出，风光发电带来电力系统季节性波动，热力系统同样存在显著季节错配，电与热具备很强互补属性。对比储电，以置换式热水库为代表的储热技术容量投资成本更低，更适配跨季节能量存储，可将春秋季的富余能源储存至冬季使用。 在实际落地层面，热电协同可以改造传统热电联产机组，打破“以热定电”束缚，提升火电调峰能力；工业端依托低谷电配合储热制备工业蒸汽；建筑侧利用储冷储热设施平抑高峰用电。 江亿建议，未来可结合电网实时分时分区电碳责任因子，引导终端在电价和碳排放较低的时段高效吸纳电力。 随着新能源装机容量攀升，电力用户的角色发生了根本性转变。清华大学教授康重庆指出，电力系统必须充分挖掘用户侧所蕴藏的巨大灵活调节潜力，分布式光伏、储能、电动汽车、工商业柔性负荷以及数据中心等用户侧资源正快速发展，通过虚拟电厂等新型组织模式和市场机制，可将分散资源聚合并参与系统运行和电力市场交易。 “这不仅能够提供调峰、调频、备用等灵活调节能力，降低系统运行成本，还能够促进新能源就地消纳，提升电网运行效率，推动用户侧资源实现从‘被动用电’到‘主动创效’的价值转变。”康重庆表示。 人工智能、大数据等新兴产业的快速崛起，也带来新的机遇。 康重庆测算，按照80%绿电占比，预计到2060年算力中心绿电需求将超过10亿千瓦。他提出要推进“算电协同”，引导算力需求向新能源富集的地区转移，提升西部地区绿电消纳能力，促进新能源资源优势与数字经济发展优势深度融合。 中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌介绍了与自然资源保护协会合作完成的《高比例可再生能源电力消纳机制研究》的主要结论。 研究指出，新阶段完善可再生能源电力消纳机制要从消费侧入手，建立健全强制消费和自愿消费相结合的可再生能源电力消费促进机制。 研究认为，现阶段用电大省消纳权重偏低，建议逐步缩小省际之间的责任权重差异，同时充分考虑各省资源禀赋和发展条件差异，分类安排、分阶段推进。分行业消费最低比重目标分解要责任均等化，逐步推动同一行业的非水电可再生能源电力消费最低比重目标分阶段实现全国统一，与省级权重双管齐下，将消纳责任压实至终端企业。 研究建议，推动电、碳、证市场在各司其职、边界逐步厘清的基础上协同联动，通过强制消费和自愿消费相结合的消费促进机制激活绿证市场，打通绿证在企业间接碳排放核算的应用通道，进而推动三个市场从制度衔接走向价格信号的有机联动，将消费促进机制的制度推力转化为市场主体绿色电力消费的内生动力。