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“‘十五五’期间，我国新能源装机总规模仍将大幅增长。”水电水利规划设计总院总规划师张益国预测，新能源高速发展将再次面临消纳问题。

“短期来看，放宽利用率目标下限，部分新能源发电项目会损失掉一些发电小时数，从而导致收益下降；但从长期来看，上述改变有助于让市场稳定下来，引导新能源投资更趋于理性。”清华四川能源互联网研究院电力市场与碳市场研究所副所长蔡元纪说，该政策能让新能源投资主体更冷静地思考自己的投资、运营行为，避免在利用率已达红线地区，进一步扎堆投资。

“这有利于发电企业合理安排新能源项目开发建设节奏。”李鹏举例说，考虑到确实存在电网企业建设困难或规划建设时序不匹配的情况，《通知》允许发电企业投资建设新能源配套送出工程，并由电网企业进行回购。“这些举措，直接解决了发电企业面临的现实问题，具有较强的针对性和可操作性。”

多位业内专家表示，《通知》对完善新能源利用率管理机制、加快构建新型电力系统和新型能源体系有重要意义。也有专家提出，推动新能源消纳，还需进一步深化电价机制改革。

但在能源改革中，能源的安全性、绿色性、经济性很难完全同时满足，任何一种能源都难以做到既供给充足，又价格便宜，还清洁环保。“稳定的新能源电力供应，将带来更高的发电成本。这(指成本)在各个利益主体间如何分配？”林伯强认为，从长期来看，还需要进一步深化电价机制改革。

近年来，我国新能源发展加速，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%。但根据全国新能源消纳监测预警中心的统计，2024年前4个月，甘肃、青海、西藏等地的新能源利用率已多次降至95%以下；其中，西藏自治区1月至4月光伏发电利用率仅为71.8%。

“‘源’和‘荷’的系统调节能力提升值得关注。”蔡元纪说，一方面要关注如何让电源侧强制配备的储能发挥作用；另一方面，虚拟电厂、车网互动、隔墙售电等负荷侧新概念则给新能源消纳带来了新方向。

根据《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》的要求，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。但目前，受限于新能源外送调节责任分担、本地发电企业收益、税收就业等因素，跨省新能源灵活输电进展还比较慢。

“灵活调节能力对新能源消纳来说是外部因素。”李鹏也强调，发电企业还要主动提升新能源的并网性能，通过更好的功率预测、更灵活的能量调节性能等，降低调度中心必须预留的安全裕度，来提升消纳率。

竞技宝官电能必须“即发即用”。在电力系统中，电能被发电厂生产出来后，可以通过本地使用、存储转化或通过电网输送到其他区域等方式被利用，这就是消纳。而当消纳存在堵点，将面临“电用不完又送不出”的局面，就会发生弃电。风电、光电等新能源具有随机性和波动性的特点，需要配合储能、区域微电网等来有序提升消纳能力。

“新能源接入电网发电是发电企业投资新能源最稳妥的盈利方式。但电网建设周期相对较长，与新能源项目建设进度不匹配，经常出现衔接不一致的情况。”在国家电力投资集团有限公司战略规划部副主任李鹏看来，我国新能源项目建设与电网建设的协同性还有待提升。

“该项条款，在满足收益率和全社会成本最优的前提下，对于资源条件好的地区和项目允许适度弃电以提升开发规模。同时，考虑到实际，对于新能源利用率目标也未完全放开。”张益国认为，上述调整为碳达峰目标实现和新能源行业健康发展奠定政策基础。

进入市场，就意味着竞争。“消费者喜欢清洁的电，更喜欢稳定的电。”林伯强指出，新能源的不稳定性，导致其在电力市场竞争中优势并不明显。因此，推动新能源消纳，核心问题是构建安全稳定的新型电力系统。

基于上述背景，在《2024-2025年节能降碳行动方案》提出放宽资源较优地区的新能源利用率至90%后，《通知》也明确了“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%”等要求。

林伯强表示，省间交易机制打通了政策堵点，能让市场机制更好地赋能新能源消纳。据了解，我国西北区域内已经开展了省间电力市场建设，通过建立弹性交易机制，充分利用新能源“平滑效应”促进消纳，但仍未充分放开。

“上述政策在跨省送电计划管制中打开了一个口子。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对记者举例解释称，如果福建向山东签约送电，在某一时段，福建市场电价高于山东市场电价，则显示福建用电形势相对“紧张”，福建可以选择从电价更低的山东购入合约电量来履约送电计划。“这样福建将自发电量留在了省内，而山东则因为少流入的外来电，为新能源留出了消纳空间，双方供需形势都得到了优化。”

蔡元纪对记者说，此前，部分地区的政府没有充分考虑到当地的电能送出和消纳能力，盲目上马新能源项目，产生了项目无法正常并网发电、并网但不稳定等问题，导致产能浪费。“风光等新能源项目要快建，但不能无序地建。国家或者省级层面，要进一步加强对新能源项目的整体规划和把握。”

针对“十三五”时期严重的弃风弃光现象，2018年，国家发展改革委、国家能源局在《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》中提出，到2020年，全国平均风电、光伏利用率达到95%。此后，“95%消纳红线”逐渐演变为业内对新能源利用率考核的默认标准。

“到2030年，我国新能源将全电量进入市场。”在李鹏看来，届时，电力市场研究将成为发电企业的核心竞争力之一，“未来的企业盈利不仅要靠安全发电，更要靠市场营销，各类主体在市场这根指挥棒下自动运行，才是解决新能源消纳的终极手段”。

同时，《通知》明确“省级能源主管部门要结合消纳能力，科学安排集中式新能源的开发布局、投产时序和消纳方向”。这让长期从事能源和电力市场研究的蔡元纪，感觉到国家对于新能源项目管控的决心。

除了强调网源协同发展，《通知》还对电网的系统调节能力作出部署，包括开展电力系统调节能力需求分析，明确新增煤电灵活性改造、抽水蓄能等。蔡元纪认为，不光是电网，整个电力系统都要从电源侧、电网侧、负荷侧、储能侧(也称“源网荷储”)等多个维度，加强综合调节能力建设。

对此，《通知》在加强规划、加快建设、优化流程等方面提出了切实可行的管理方法，包括分别对500千伏及以上和以下配套电网项目及配电网的规划管理工作提出改进要求，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”等。

同时，在多位受访专家看来，适当放宽利用率目标，也为新能源发展留下了更多空间。张益国提到一组数据：目前，每发一度新能源电，所消耗的总成本已经普遍降至0.3元左右，部分地区甚至已经低于0.2元。若仍按照100%利用率考虑，为利用1度新能源电，需支出0.5元的储能成本，经济上不合理。“适当降低利用率指标，可促使新能源供给更加充裕。”

在充分发挥电力市场机制作用方面，《通知》也作出一系列规定，包括优化省内省间电力交易机制、探索分布式新能源通过聚合代理等方式公平有序参与市场交易等。落实到具体举措上，“根据合同约定，允许送电方在受端省份电价较低时段，通过采购受端省份新能源电量完成送电计划”，这一项是《通知》中对于电力市场化改革最具突破性的要求。