“十四五”以来，我国新能源发电装机规模连续多年居全球首位，成为电力装机主体。但近年来，新能源发展出现装机规模增长过快等问题，产业高质量发展面临挑战。
当前新能源发展面临三大问题
新能源装机规模增长过快。截至2024年底，我国风光装机规模超14亿千瓦，占全国总装机（33.5亿千瓦时）的42%，较2020年增长157%，提前6年完成2030年12亿千瓦目标；其中2023年新增2.93亿千瓦，2024年新增3.58亿千瓦。中电联预测到2030年底风光总装机将超25亿千瓦。
新能源装机规模增长过快，除政策和技术进步等因素外，还与地方政府“投资拉动经济”、发电集团“规模情结”密不可分。2024年，全国24个省发放新能源指标2.68亿千瓦，仅西南某省就发放指标超3000万千瓦。发电集团规模优先“考核导向”，虽装机和收入增加，但利润反而下降。
弃风弃光率逐年上升。“十四五”期间，全国发电装机迅猛增长，但电网侧投资滞后、配套建设失衡，导致新能源消纳能力严重不足。2023—2024年，我国电源侧投资年均增长超21%，但电网侧投资仅增长10%。
根据全国新能源消纳监测预警中心数据，2023—2025年3月，“三北”地区弃风弃光率持续快速上升，其中甘肃区域弃光率从5%上升至12.4%，河北区域弃风率从5.7%上升至13%。2023年—2025年3月，某电力央企新疆、山西区域弃风率分别由2.2%.0.2%升至13.8%、9.7%；宁夏、新疆等区域弃光率分别由3.6%、6.3%升至7.8%、12.2%。初步估算，2023—2024年该企业上述区域因弃风弃光累计减少收入近1亿元。
交易电价持续下滑。新能源平均结算电价持续下滑。2023—2024年，某电力央企甘肃区域风电电价从0.29元/千瓦时降至0.23元/千瓦时，累计降幅21%；宁夏区域光伏电价0.27元/千瓦时降至0.2元/千瓦时，累计降幅26%。2024年以来，山东、浙江等省光伏频繁出现“零电价”甚至“负电价”。中电联预测，未来三年内，随着现货大面积运行，新能源交易电价将进一步下滑。受电价持续下滑影响，很多新增新能源项目投产即亏，呈现“增产不增收、还减利”局面。2024年，全国有30家发电企业挂牌转让新能源发电资产，引发社会巨大关注。
加强宏观调控，推动新能源高质量发展
我国新能源发展初期，新能源发展规模超出电网承受和经济社会消纳能力，平均利用率持续下降。2016年全国弃风弃光率达16%，引起国家和社会高度重视。2017年，国家陆续出台《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》等政策，建立新能源投资监测预警机制，明确红色预警区域（综合评分低于60分或弃风弃光率高于10%）暂缓新增项目指标、核准和开发；橙色预警区域（综合评分60—80分或弃风弃光率5%—10%）暂停下达建设指标。经过持续整治，2018—2023年，新能源平均弃电率连续5年控制在5%以内。但近两年，新能源装机过快增长、弃风弃光率逐年上升、投资收益大幅下降等问题再次凸显，亟待采取有效措施，促进新能源发电产业高质量发展。
加强宏观政策调控。呼吁国家尽快出台配套政策，将消纳较差地区列为红色预警区域（如弃风弃光率10%以上），暂停发放指标、核准和开发。健全电力规划动态调整机制，合理控制指标发放节奏，指导企业有序投资，避免“内卷式”竞争、低效无效投资。完善促进新能源消纳制度体系，落实新能源消纳责任。
加快电网配套建设。构建坚强智能电网，推动省内电网提质、省间电网联通，改善断面约束和局部窝电现象。完善“三北地区”大基地+特高压发展模式，根据山东、江苏、广东等沿海省份电力发展情况，稳妥推进大基地、区域特高压线路建设，确保大规模高比例新能源外送。提升电网综合调节能力，推进火电向“调节性电源”转型，优化火电调峰配置比例，有序推进抽蓄项目建设。
优化电力交易机制。落实《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（136号文），确保电价平稳托底过渡。优化新能源参与现货交易机制，设定价格下限值。健全新能源省间交易机制，统一交易规则和标准，探索扩大交易范围和覆盖主体。完善绿证市场，探索强制绿电消费配额机制。
（作者为国家电投五凌电力有限公司党委副书记、总经理）
【责任编辑：刘澄谚 】
