发改委、能源局1360号文解读：电网调度大变革！新能源消纳难题有望破解

新能源发展遭遇瓶颈。截至2024年9月底，全国风电、光伏发电装机容量双双突破5亿千瓦，占总装机比例的35%，但消纳问题却日益突出。

今年以来，多个新能源大省出现弃风弃光率反弹，部分区域甚至超过5%的预警红线，严重制约了新能源产业的可持续发展。

特别是在西部地区，由于本地消纳能力有限，外送通道建设滞后，丰水期弃风弃光问题尤为严重。而在东中部地区，分布式光伏的快速普及也给配电网带来了巨大压力。

消纳矛盾已成为制约新能源高质量发展的主要障碍。此次意见的******，正是为了破解这一难题，通过体制机制创新和技术手段升级，提升新能源消纳能力。

强化电网支撑能力。文件要求电网企业要统筹主网、配网建设，加大对新能源资源富集地区的送出通道建设投入，提升跨省跨区输电能力。

特别提出要推动跨省区输电通道加快核准建设，优化通道运行方式，提高现有通道的新能源输送比例。

灵活性资源建设成为重点。文件明确要大力推进抽水蓄能电站建设，合理布局调峰气电，加快新型储能技术推广应用，提升电力系统的灵活调节能力。

在调度运行方面，文件要求全面提升新能源功率预测精度，优化调度运行方式，推动新能源参与电力市场交易，通过市场机制促进消纳。

分布式新能源管控迎来新规。文件提出要加强分布式光伏的并网管理和运行调控，鼓励智能有序充电、V2G等新技术应用，挖掘需求侧响应潜力。

电力市场建设迈出关键一步。文件着重强调了市场机制在促进新能源消纳中的重要作用，提出要加快建立和完善电力现货市场、辅助服务市场。

通过容量补偿机制、爬坡辅助服务等新品种，体现系统调节资源价值，引导各类资源共同参与调峰调频。

文件特别指出，要有序推动新能源参与市场交易，通过市场化方式形成上网电价，更好地反映电力供需关系和时间空间价值。

绿证交易制度将进一步完善。文件提出要强化绿证的绿电消费凭证属性，建立健全绿电消费评价认证体系，更好地体现新能源的绿色环境价值。