国网近日发布《服务新能源发展报告2024》，报告显示，2023年，国网经营区新能源装机规模再创新高，全年新增风光新能源装机容量达2.26亿千瓦，新增规模相当于美国年终新能源累计装机的80%，德国的1.5倍。

新能源发电量也屡创新高，全年达1.2万亿千瓦时，同比增长20%，占总发电量的16.9%。

新能源装机和电量创纪录有多重原因：

• 我国风光资源丰富，可开发潜力巨大。
• 国家大力推进“双碳”和能源转型，各地方政府鼎力支持，新能源快速发展。
• 发电企业积极开发，投产进度较快。
• 受光伏组件、风电机组成本下降影响，企业开发积极性进一步提升。
• 电网企业积极服务新能源并网和高效利用。

国网发展部副主任张全表示：“电网公司持续加强各级电网建设，提升系统调节能力，全力保障新能源并网。即使新能源快速增长，仍保持了高水平利用。”

数据显示，去年国网经营区新能源利用率达97.4%，保持较高水平，且“十四五”期间，新能源装机年均增长24%，利用率连续4年保持在97%以上。

国调中心副主任李勇表示，过去一年，国网加快推进跨省和省内新能源外送通道建设，确保工程及时投产发挥作用。推进火电灵活性改造，加快抽水蓄能电站建设，完善新型储能调用机制，提升系统调节能力。国网还积极服务新能源项目接网，推进全网资源统筹，促进新能源消纳。完善市场体系，激发源网荷储各环节调节能力。

未来，新能源将成为发电装机主体，电力系统运行特性将发生显著变化，统筹安全、转型和经济发展成为全球共同面临的挑战。

从电力消费需求看，“十四五”以来，国网经营区最大负荷年均增长约7000万千瓦，未来电力行业还将承接交通、建筑、工业等领域能源消耗的转移，用电量仍将增长。

从新能源特性看，新能源受制于天气，保供能力不足。局部地区新能源建设超过消纳能力，利用率面临下滑风险。新能源不提供转动惯量、电压支撑，替代同步发电机后，系统稳定基础削弱，系统故障后连锁脱网风险突出。

从系统成本看，西藏水电、沙戈荒外送在自然条件和技术上进入“无人区”，面临弱系统新能源基地组网、高海拔建站、多端柔直设计等技术挑战。

随着新能源发电比例不断提升，消纳新能源的系统成本将显著上升。虽然新能源发电成本持续下降，但无法完全抵消系统成本的上升，因此需要全社会共同承担。

相关企业应持续优化新能源消纳工作，提高电力系统的消纳能力，为新能源的高质量发展提供支持。

具体措施主要包括：
- 加快配套电网工程建设，确保按期投产；
- 充分发挥大电网跨省跨区输送、调峰互济、备用共享的作用，增强电网对高比例新能源的调控能力；
- 充分发挥市场机制作用，扩大市场交易规模。

为满足企业对绿色电力的需求，支持企业应对国际碳相关贸易政策，北京电力交易中心将大力推进绿电绿证市场建设，持续扩大交易规模。

数据显示，自2021年绿电交易试点启动以来，北京电力交易中心已累计成交绿电1831亿千瓦时。2022年绿证交易启动以来，累计成交绿证8398万张，成为国内最大的绿电绿证交易平台。

下一步，北京电力交易中心将：
- 推动实现绿证全覆盖，扩大绿电资源供给；
- 完善绿电交易实施细则，建立绿色电力消费核算机制；
- 加快绿色电力标准国内国际体系建设，促进绿电绿证国际互认；
- 推动绿电绿证与碳市场衔接，在碳排放核算中体现绿色电力的碳减排价值。