7月11日，国家电网有限公司发布《服务新能源发展报告2024》显示，2023年，国家电网经营区新能源装机规模再上新台阶，经营区全年新增风光新能源装机容量2.26亿千瓦，新增规模约为2023年底美国新能源累计装机的80%、德国的1.5倍。电力电量屡创新高，全年新能源发电量达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新高有多重原因。一方面，资源禀赋较好，国家和地方大力支持新能源开发建设。我国海陆风光资源丰富，可开发潜力巨大。国家深入推进实施“双碳”和能源转型战略，地方政府在规划、政策、审批等各环节予以大力支持，新能源持续快速增长。
另一方面，发电企业开发积极性高，投产进度较快。中央企业等积极落实国家能源转型战略，大力推动新能源开发，同时，受光伏组件、风电机组成本大幅下降等影响，各类企业开发建设积极性进一步提升，近年来投产规模持续增长。
同时，电网企业积极服务新能源并网和高效利用也是重要原因。“电网公司持续加大各级电网建设，推动提升系统灵活调节能力，全力服务新能源并网，多措并举促进新能源消纳，在新能源持续快速增长情况下，仍然保持了高水平利用。”国家电网有限公司发展部副主任张全说。
数据显示，装机规模大幅增长的同时，去年国家电网经营区新能源利用率达到97.4%，依然保持较高水平。且“十四五”以来，在新能源装机年均增长24%的同时，连续4年利用率保持在97%以上。
国家电力调度控制中心副主任李勇表示，过去一年，国家电网有限公司加快推进跨省和省内新能源外送通道建设，确保工程尽早投产，发挥作用。推进火电灵活性改造工作，充分发挥水电调节能力，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。积极主动服务新能源项目接网，做好沙戈荒大型风光基地等各类项目并网服务工作。合理安排运行方式，统筹全网资源，促进新能源大范围消纳。完善市场体系，通过市场机制激发源网荷储各环节调节能力。
未来，新能源将逐步成为发电装机主体，电力系统运行特性发生显著变化，如何统筹好发展中的安全、转型和经济问题，成为全球共同面对的现实挑战。
从电力消费需求看，“十四五”以来，国家电网经营区最大负荷年均增长约7000万千瓦，未来电力行业还要承接交通、建筑、工业等领域转移的能源消耗，用电量仍将刚性增长。
从新能源特性看，新能源“靠天吃饭”，夏季“极热无风”、冬季寒潮时风光出力波动下降，关键时刻保供能力不足。局部地区新能源建设速度超过消纳能力，利用率面临下滑风险。同时，新能源不提供转动惯量、电压支撑，大量替代同步发电机后，系统稳定基础削弱。系统故障后连锁脱网风险突出，易引发大范围连锁反应。
从系统成本看，西藏水电、沙戈荒外送在自然条件和技术上均进入“无人区”，面临弱系统新能源基地组网、高海拔建站、多端柔直设计等一系列技术挑战。随着新能源占比提高，为消纳新能源付出的系统成本将会明显上升，新能源发电成本下降不能完全实现对冲，需要全社会共同承担。
“公司将持续做好新能源消纳工作，有效提高电力系统消纳能力，服务新能源高质量发展。”张全说，重点是加快新能源配套电网工程建设，确保纳入开工投产项目清单的工程按期投产。依托大电网实施跨省跨区输送、调峰互济、备用共享，提高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。
值得注意的是，为有效满足企业采购绿色电力的诉求，支持企业积极应对碳相关国际贸易政策，北京电力交易中心将进一步推动绿电绿证市场建设，积极扩大绿电绿证交易规模。
数据显示，自2021年启动绿电交易试点以来，北京电力交易中心2021至2024年分别成交绿电76亿千瓦时、143亿千瓦时、611亿千瓦时、1001亿千瓦时，累计1831亿千瓦时。2022年启动绿证交易，2022至2024年分别成交绿证145万、2364万、5889万张，累计8398万张。北京电力交易中心成为我国绿电绿证交易量最大的交易平台。
针对下一步工作，北京电力交易中心副总经理常青介绍，将促进实现绿证全覆盖，扩大绿电资源供给。根据国家政策要求和市场发展需要，修订绿电交易实施细则。建立绿色电力消费核算机制，向企业数据出具绿色电力消费清单。推动建立多年期绿电交易、短周期绿电交易机制。加快绿色电力标准国际、国内体系建设，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。
在扩大绿电绿证交易规模方面，将扩大省内绿电供给规模，推动省内绿电交易全面开市。试点分布式新能源聚合参与绿电交易、探索其他可再生能源参与绿电交易。推广应用平台聚合方式绿电集中竞价交易，鼓励绿电资源丰富省份加大绿电外送力度。研究制定沙戈荒大基地项目参与省间、省内绿电交易机制，以绿电交易方式促进大基地项目电量消纳。