新能源利用率下调 装机空间有望扩大(2)

下调新能源利用率目标，意味着放松新能源发电接入电网的限制。随着新能源发电量增长，对储能技术的需求也会增加。“新能源发电由环境而非负荷决定，具有间歇性和不稳定性，可能出现能源大量浪费或供应不足等情况，影响新能源消纳。”西安奇点能源股份有限公司产品推广总监邱点兵认为，储能技术在新能源消纳过程中不可或缺，既能帮助解决新能源在发电过程中出现的弃风弃光问题，又可平滑系统波动、提升电力系统稳定性。

储能技术发展、储能成本降低，有利于推动电力价格合理化分布，为用户带来利好。“电力成本占大型制氢项目成本70%以上，新能源发电成本高一直是氢能行业发展的瓶颈。”江苏天合元氢科技有限公司总裁段顺伟表示，如果能获得更便宜的可再生能源电力，将大幅降低制氢成本，推动氢能广泛应用。

陕西省太阳能行业协会近期正在开展隆基绿能科技股份有限公司陕西地区“光伏+取暖”示范项目、特变电工西安电气科技有限公司电力直流送电（柔直）技术的推广工作。

陕西省太阳能行业协会会长安福成认为，此次消纳红线的下调，将为新能源产业链上下游带来更多机遇。这一政策变化反映出我国电力体制改革正在加速推进，将为虚拟电厂、调峰辅助服务等新兴技术和服务模式发展创造有利条件。

突出市场作用

为新能源利用率“松绑”，着力破解的是新能源消纳痛点难点。

值得注意的是，《通知》从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、充分发挥电网资源配置平台作用等方面，提出17项措施，以提升电力系统对新能源的消纳能力，推动新能源高质量发展。

从政策导向来看，市场化方式有望成为新能源消纳重要途径。《通知》在充分发挥电力市场机制作用方面提出，打破省间壁垒，不得限制跨省新能源交易。探索分布式新能源通过聚合代理等方式有序公平参与市场交易。建立健全区域电力市场，优化区域内省间错峰互济空间和资源共享能力。

这为企业提供了大展拳脚的空间。7月初，国网江苏省电力有限公司成功组织国内最大规模省级电网新型储能集中调用，实现了超450万千瓦新型储能与省级电力系统电源、电网、用电负荷等各环节的友好互动，相当于在光伏风电发电高峰期，为江苏打造了一座可储存900万千瓦时电量的“超级充电宝”。

随着电力市场化进程加快，各地风电、光伏产业持续发力。国家能源局数据显示，2023年全国超47%的新能源电量参与了市场化交易。2024年，陆上风电、地面光伏电站的电量也将以市场化交易为主。

近期，陕西省电力现货市场第三次结算试运行顺利收官。本次试运行历时32天，236座新能源场站、31家统调火电厂66台机组、87家电力批发大用户等多方参与。试运行期间，实时现货市场出清电量119.2亿千瓦时，整月运行期间均价为238.01元/兆瓦时，其中日均价最高为388.38元/兆瓦时、最低为108.67元/兆瓦时。陕西电力交易中心副总经理何方波介绍，电力现货市场反映了市场供需和成本变化，在促进新能源消纳、助力能源转型发展等方面具有重要作用。