今年以来，在推进“双碳”工作和发力稳增长的大局之下，我国新能源出现爆发式增长。但《经济参考报》记者采访了解到，今年1-4月局部地区出现了弃风弃光增长的现象。未来随着新能源装机不断提升，消纳、调峰能力不足等诸多制约或将愈发凸显。业内人士建议，进一步细化政策举措、打通风光大规模高比例发展的堵点，避免出现高比例弃电问题。
初夏时节，位于古丝路上的敦煌市晴空万里，正午时分市区郊外的戈壁滩上已经热浪蒸腾。上万面定日镜在电脑操控下跟随太阳角度转移，将阳光聚焦到镜子场中心的圆柱塔上。塔顶的集热装置迅速被“点燃”，远远看去像一颗人造小太阳。
这是首航高科敦煌100兆瓦熔盐塔式光热电站，在我国目前建成规模最大，其吸热塔最高，可24小时连续发电。
作为“风光”大省，今年以来甘肃新能源发展驶入快车道，第一批风光大基地项目共批复855万千瓦，目前245万千瓦已完成项目评审。截至2022年4月底，全省新能源并网装机容量突破3000万千瓦，达3122.28万千瓦，占全省总装机容量的48.95%，超过火电成为省内第一大电源。
这是我国新能源发展迅猛的一个缩影。国家能源局数据显示，截至4月底，全国发电装机容量约24.1亿千瓦，同比增长7.9%。其中，风电装机容量约3.4亿千瓦，同比增长17.7%；太阳能发电装机容量约3.2亿千瓦，同比增长23.6%。
但值得注意的是，从全国新能源消纳预警监测平台最新发布的各省级区域新能源并网消纳情况来看，今年1-4月局部地区出现了弃风弃光增长的现象。例如，蒙西地区弃风率11.8%，青海弃光率10.1%。
在电力规划设计总院院长助理刘世宇看来，出现该问题的主要原因，一是部分省份上年度新能源集中新增并网规模较大；二是部分地区受多重因素影响，用电负荷增长放缓；三是部分地区风光资源情况偏好，造成弃风弃光短期内有所回升。
瞄准2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，4.5亿千瓦的大型风电光伏基地将在我国沙漠、戈壁、荒漠等地区规划建设。弃风弃光率回升之下，业界担忧未来随着大规模高比例新能源不断接入电力系统，消纳、调峰能力不足等诸多制约因素将愈发凸显。
据了解，西北地区一些风光资源富集省份电力总体上供大于求，属于电能输出型省份。甘肃省电力公司统计，全省今年投运新能源1552万千瓦，其中风电608万千瓦，光伏943万千瓦。但是消纳能力增长难以匹配装机规模增速，整体新能源利用率可能会下降至90%以下，而2021年该指标为96.83%。
一位不愿具名的新能源行业人士也注意到这一问题，他告诉《经济参考报》记者，随着新能源装机快速增长，各省缺乏内部消纳条件的问题愈加严重。考虑到未来几年各省用电负荷增速不大、新建外送能力不足等因素，消纳能力不足将成为制约新能源大基地发展的重要因素。
与此同时，电力系统调峰能力不足问题也不容忽视。目前西北内陆省份电力系统仍主要依靠煤电调峰。以甘肃省为例，现阶段最大调峰能力为730万千瓦左右，而省内调峰实际需求为850-1050万千瓦。“十四五”末，甘肃新能源装机预计达到8000万千瓦，届时调峰需求将更多。
这并不是个例。虽然多地都探索统筹运用火电、抽水蓄能、燃气发电、储能等调峰方式，丰富电力系统调峰手段，但是电源结构和调峰能力的建设并非短期就能解决，一些企业投建储能项目也仍有顾虑。
有能源企业人士表示，目前光伏电站项目普遍被要求配置一定比例的储能设施，这将额外增加光伏电站5%-10%的投资。化学储能、光热储能作为调峰电源成本较高，且化学电站还有生产运行和污染风险。抽水蓄能建设周期长，难以满足快速发展的新能源形势。
为了打通风光大规模高比例发展的堵点、难点、痛点和空白点，近日国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，明确7方面21项具体政策举措。
刘世宇建议，创新火电与新能源协同运行机制，推进“三北”地区火电灵活性改造，引导自备火电参与调峰；推动新型储能多元化应用，进一步完善储能的价格、市场、调度机制；通过商业模式创新充分调动用户侧的调节消纳潜力，鼓励新能源的就地开发和高效利用。
技术与模式的创新也至关重要。刘世宇建议开展新型电力系统的试点示范。按照多能互补一体化模式，探索建设高比例新能源的新型西电东送输电通道，促进新能源跨省区消纳。
孙传旺认为，可配置多种形式的储能并加快储能技术改进，如积极推动钠离子电池等新兴电化学储能研发，突破相关技术及成本制约，提升电源调节能力。
