政策、技術雙管齊下 西部綠電利用率迎來“拐點”？

7月2日，全國新能源消納監測預警中心發布了全國各地的風光發電利用率數據，西部風光富集區1—5月持續走低，尤其光伏發電利用率除寧夏外均不足90%。

國家能源局數據顯示，截至4月底，我國可再生能源發電裝機已突破20億千瓦，同比增長58%。其中，風電、光伏合計裝機達15.3億千瓦。

新能源裝機容量飛速增長，新能源發電（綠電）利用率卻波動下降。電網消納“吃力”，導致多個主要綠電供給地區利用率難以達到國家相關文件規定的“放寬新能源利用率目標，原則上不低于90%”的標準。

數據走低凸顯了綠電利用困境。“并網難、外送難”是西部風光富集區痛點，其最直接的影響是新能源場站被限制發電，出現嚴重的棄風棄光現象。

而今年5月，新能源發電卻在內蒙古西部電力現貨市場出現新景象。當地新能源電力供給連續多月增加超25%，日均出清電量達3.7億千瓦，占總量的43%。

這一變化源自政策的加持。2月9日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（以下簡稱《通知》）。按照要求，自6月1日起，風電、光伏等新能源電力全面進入市場化定價新階段。

此前發布的《電力系統調節能力優化專項行動實施方案（2025—2027年）》要求，2025—2027年年均需增加合理消納利用2億千瓦以上的新能源。全國統一電力市場能否為西部綠電利用率帶來“拐點”？如何拓展消納路徑、優化消納生態？除了并網利用，綠電是否還有其他出路？帶著這些問題，科技日報記者進行了深入采訪。

并網消納：“潑天能量”需接穩

“風光富集區主要集中在陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆以及內蒙古西部的電網區域。”中國電力科學研究院有限公司電力系統研究所前瞻技術研究室高級工程師荊逸然說，隨著新能源裝機規模的快速增長，這些地區面臨越來越大的新能源利用率下降的壓力。

“以深能疏勒光伏電站為例，今年1—4月，場站利用率僅為67.61%。”位于新疆的深能福塔光伏電站相關負責人告訴記者，近幾年新能源裝機容量增長較快，但由于西部地區大型用電企業相對較少，電網消納能力有限，致使場站限電率仍在逐步提高。

“當前西部省份的棄風棄光占比仍在持續增長。”蘭州大學化工學院教授曹靖告訴記者，團隊根據相關數據和算法構建的模型預測顯示，如果不改變目前的消納思路，未來一段時間棄風棄光率將不斷升高。

新能源利用率的下降壓力在一些新能源上市企業的年報中也有所體現。如中廣核新能源2024年年報披露稱，由于2024年限電同比增加，風、光平均利用小時分別減少約3.1%、16.8%。大唐發電2024年并網風電2127小時，同比降低107小時；并網太陽能發電1211小時，同比降低81小時。

新能源裝機容量不斷增長，并網發電時長卻逐年降低。“電網是新能源電力輸送和消納的‘高速公路’，其承壓限制嚴格。以電網頻率為例，只能允許上下0.2赫茲的波動。”中國科學院電工研究所研究員王一波坦言，破解這一難題，需要加強發電預測、儲能規模化應用、多類型資源調節和實時控制等一系列技術攻關，滿足新能源供給高比例消納需求。

近年來，儲能技術成為研究熱點。“但相關技術仍面臨產業化門檻，最關鍵的是成本問題。”荊逸然表示，目前儲能單位成本高于1000元/千瓦時，距離全面商業化還有較大差距。

在前述發電站負責人看來，加快電網外送通道建設、引入大型用電企業是解決區域限電問題的重要途徑。

6月10日哈重（新疆哈密至重慶）直流工程投產送電。荊逸然介紹，哈重直流工程配套的1420萬千瓦電源中，新能源裝機占比超過70%，建成后每年向重慶送電360億千瓦時，其中超過180億千瓦時來自風力和光伏發電。

無獨有偶。“為解決綠電送不出去的問題，甘肅省已有多條特高壓輸電線路引導隴電入魯、入川、入浙。”曹靖說，政府還通過在西部建設大型數據中心集群等方式，增加綠電在本地的消納能力。

“十四五”期間，國家規劃了“三交九直”12條特高壓通道，這些“大通道”有望提升西部地區綠電消納率。以“隴電入浙”工程為例，據預測，工程投運后可將甘肅新能源利用率從85%提升至90%以上。

市場機制：提升電力“含綠量”

大禹治水，疏川導滯，而后合通四海。

如果說構建大通道是對綠電的“疏川”，那么，電力市場化則對綠電起到了“導滯”作用。

去年底，由國家能源局統籌、中國電力企業聯合會聯合多家單位共同編制的《全國統一電力市場發展規劃藍皮書》顯示，到2029年，將全面建成全國統一電力市場。

今年2月印發的《通知》再次強調，新能源發電將告別以往部分電量依靠保障性收購、固定電價的模式，要全面參與市場競爭。以6月1日為節點劃分，此后投產的增量項目，將率先實現上網電量全面進入市場，不再享受固定電價的保護。

過去，綠電捧著“鐵飯碗”享有保障性收購電價，又因“靠天吃飯”對電網造成沖擊被限電；進入市場后，價格“指揮棒”引導電力生產方擔負起消納責任，從源頭避免綠電受限“滯留”。內蒙古、甘肅、山東等多地數據表明，電力市場交易的“含綠量”不斷上升。

“之前新能源電廠只管發電，消納責任交給電網。在電力市場機制完善后，電廠想要賺取利潤，就要主動在源、荷、儲等環節應用新技術，加強適應電力市場規則的能力。”王一波說，市場從價格側倒逼綠電供應開展智慧化轉型。

市場之手促使發電企業變被動為主動，通過自身轉型降低電網消納調節成本，從源頭上“導滯”。中國光伏行業協會光伏發電專委會電力市場顧問盧嘉斌此前表示，儲能、調度、規劃等光伏發電并網需要的輔助服務將迎來發展機會，小型項目將以聚合的方式參與到市場中。

“在電力領域，加速實施更多前沿技術改造已勢在必行。”通用技術集團所屬中國通用咨詢綠色高技術產業發展中心技術經理人孫瑞杰告訴記者，電力生產方未來需要風、光、儲、氫、氨、醇等多類能源的智能調度平臺，通過AI算法實時優化的技術非常關鍵。此外，壓縮空氣儲能、全釩液流電池、鐵系液流電池等儲能技術的深入推廣應用，有望進一步“削峰平谷”，提升新能源電力進入市場的議價能力。

“近期針對提升議價能力的咨詢量也在持續上升。”孫瑞杰說，團隊正在通過光伏綠證交易、碳配額質押融資等手段幫助企業實現碳資產變現，推動企業在AI算法加持下持續優化電力交易策略。

市場化為整個行業帶來了空前活躍的轉型氛圍。在6月11日召開的2025國際太陽能光伏與智慧能源（上海）大會暨展覽會上，多家企業帶來了包括氣象預測大模型、電價預測模型在內的AI解決方案，服務電力企業的轉型需求。

“在交易品種上，當前的電力市場涵蓋了電能量、綠色電力、電力輔助服務等多個領域，對于促進更大范圍內消納清潔能源是很好的調節手段。”中國電力科學研究院有限公司電力系統研究所前瞻技術研究室主任王鐵柱建議，加快多層次全國統一電力市場體系建設，進一步設計合理的價格機制保安全保供應，并持續探索儲能參與電力市場的商業模式和運營機制，以提高儲能設施的經濟和社會效益。

新賽道新業態：“離線”用電釋放潛能

沒有高爐、沒有火花四濺，也沒有動輒千余攝氏度的超高溫度，在五六十攝氏度環境下，電流的輸入讓經過處理的鐵礦石析出銀色的金屬鐵。

新能源電力的普及降低了電價，這種以前想都不敢想的電解冶金方式正在鞍鋼礦業成為現實。

“過去大規模煉鐵靠焦炭，高爐冶煉的成本很高。現在新能源發電成本已降至每度0.2元以下，直接采用間歇的‘綠電’柔性煉鐵，比穩定電力連續煉鐵更具經濟性。這種煉鐵技術在新疆、內蒙古等綠電資源豐富地區尤其具備規模化應用前景。”中國科學院過程工程研究所黨委書記、研究員朱慶山告訴記者，團隊正在與鞍鋼礦業合作開展中試研究，積極推動技術落地轉化，助力鋼鐵行業實現綠色低碳轉型。

“當前電解煉鐵正在攻關單槽100噸級技術，為萬噸級項目進行預研。”朱慶山說，電解鐵的產品純度可達到“3個9”，比高爐冶煉附加值更高。此外，分布式電解槽可適應新能源電力波動的特點，風光好時可滿負荷生產；風光不足時，可停掉一定比例的電解槽，不存在高爐停機難的問題。

電解煉鐵“柔性消納”特性與綠電可謂是“一拍即合”，這種不用并網的“離線”用電模式成為各地科研力量攻關的方向。近年來，就地消納綠電項目如雨后春筍般成長起來。

甘肅正在探索以“氫能”為載體的“離線”用電模式。“我們的目標是將氫氣的生產成本再降70%。”曹靖告訴記者，團隊正在積極推進鈣鈦礦太陽能電池技術研發，特別是發揮其優異的弱光響應性能降低綠電成本，進而讓氫氣生產成本降至市場能接納的水平。同時，研究光伏發電與制氫過程匹配兼容性難題，探索光氫儲一體化模式。

在青海柴達木，光伏能源“自發、自儲、自用、自保”的全清潔能源微電網算力中心開啟建設，具有萬卡算力的“耗電大戶”將全面實現直接的綠電保障……

無需并入大電網，“微”力量無疑將成為提升光伏發電利用率的“新路徑”。

面向“十五五”，國家能源局進一步明確優化能源多元化布局，加強能源生產布局和用能產業協同，推動“西電西用”。

王一波表示，可用綠色電力將工業生產的二氧化碳等副產品轉化為甲烷、甲醇或者其他能量密度更高的液體燃料等，多項研究具備走向應用的潛力。

“我們正在研究將鐵發展為儲能化學品。”朱慶山表示，有了合適的儲能化學品，不僅可以將西部的電力轉移到東部，還可以把夏天的電力保留到冬天。以鐵儲能，比當前的醇類等化學品更易儲運。

“未來場景下，‘西電西用’可能是一條安全可靠的能源替代路徑。如果大規模、低成本的風光能源在西部轉化為綠色電力、液體燃料、大宗工業產品，通過電力網、油氣管網、物流網等多渠道流轉全國，將為能源安全、低碳新質生產力提供更有力的支撐。”王一波說。（記者 張佳星 劉恕 李坤）