“装得越多，浪费越多”？新能源装机大涨背后仍面临消纳考验

“十四五末，弃风、弃光率比较高，新疆、青海弃风、弃光情况尤为突出。”国家发改委能源研究所高级顾问韩文科在近日召开的中国能源模型论坛第十届学术年会上指出。

不久前，国家发改委、国家能源局正式印发《可再生能源发展“十五五”规划》，明确到2030年风电和太阳能发电总装机达到28亿千瓦以上。这意味着未来五年，中国要在2025年底18.4亿千瓦风光装机的基础上，再新增近10亿千瓦。

专家认为，随着“十五五”期间电网投资大幅增加、消纳责任刚性压实、算电协同等新场景加速落地，新能源消纳的“瓶颈期”有望在中期得到缓解。

弃风、弃光率反弹

数据并不乐观。根据电力行业规划研究与监测预警中心发布的《2026年2月全国新能源并网消纳情况》，2026年1至2月，全国风电利用率降至91.5%，光伏发电利用率降至90.8%，较2025年同期分别下降2.3和3.1个百分点。部分地区弃电率已接近10%。

例如，新疆弃风率11.3%，弃光率14.4%；青海弃风率8.1%，弃光率21.3%；甘肃弃风率9.5%，弃光率17.5%；蒙西弃风率15.6%，弃光率9.2%。

2023年光伏发电利用率尚高达98%，到2025年已降至94.8%，2026年1至3月进一步降至91.2%。

这意味着，装机量越大，浪费的绿电越多。

西部“风光”为何难变“电量”

重庆工商大学双碳创新研究院副院长代春艳教授从区域视角提出了“三个错配”的分析框架。

空间错配最为直观。西部风光资源占全国78%以上，却只承载约30%的用电负荷；东部承接七成用电负荷，资源禀赋却捉襟见肘。

“这是地理禀赋给定的基本盘。”代春艳说。

价格错配更为深层。西部在卖电赚“辛苦钱”，东部用电赚“产业钱”——这是区域分工的历史路径依赖。新能源上网电价持续走低，西部大基地的绿电在本地难以形成高附加值产业闭环。

节奏错配最为致命。光伏基地建设周期不过一两年，一条特高压外送通道审批却要三五年。“通道和消纳跟不上，就是有电难送、能送难用。”代春艳指出。

她建议从“单纯西电东送”转向“就地吸纳和外送双轮驱动”，通过算电协同、绿电加高载能产业转移等方式，将西部的“卖电”逻辑升级为“卖算力、卖产品”的价值重构。

清华大学环境学院、碳中和研究院鲁玺教授则将可再生能源发展面临的挑战概括为多个层面。

消纳约束首当其冲。综合能源评估模型与电力模型长期“两张皮”，难以精准刻画风光出力波动与电网灵活调节之间的动态匹配。“未来模型必须将两者深度耦合，才能回答新能源到底能装多少、能用多少。”鲁玺说。

关键矿产约束同样不可忽视。可再生能源技术是资源密集型技术——风电、光伏高度依赖银、铜、锡、锑、铟等关键矿产。清华大学研究显示，在考虑资源约束的情景下，到2060年风电和光伏装机将分别降低18%和19%，最高可达63%至68%。铝、硼、铬、锰、铌、镍将面临严格的净进口压力。

国家层面首次将非电消费纳入考核

韩文科在论坛上指出，“十五五”新能源大规模开发必须走出新路子，即打造100%新能源基地、推动新能源开发与传统产业协同升级、加速建设绿色氢氨醇基地。

国家层面已在行动。2026年6月，国家发改委、国家能源局印发《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》，首次将非电消费纳入考核，从省级行政区域和重点用能行业两个层面压实消纳责任。“十五五”期间，全国电网固定资产投资预计达5万亿元以上，较“十四五”增长超80%。

当新能源从“替补”走向“主力”，这场转型考验的远不止装机速度，更是电网韧性、市场机制、资源安全和模型工具的系统性升级。

多位与会专家认为，随着“十五五”期间电网投资大幅增加、消纳责任刚性压实、算电协同等新场景加速落地，新能源消纳的“瓶颈期”有望在中期得到缓解。