对于中国新能源的投资企业来说，接受高比例的午间限电，还是开启开启负荷“争夺战”，这将是新能源开发下一阶段的重要课题。

近日，一家民营光伏企业为其位于澳洲的一光伏电站寻找到了解决午间负电价的办法，通过与一家午间耗能企业签订4小时PPA，将光伏电站午间大发时段的电量以一个合理的价格出售给这家企业，进而确保了整个电站较高的综合电价水平。

实际上，午间限电、负电价并不是中国新能源发展独有的特点，随着装机规模的提升，这一问题在任何地区都有可能出现。

挖掘负荷侧资源，正成为新能源开发的新路径，新能源制氢的兴起，便是新能源寻找就地消纳路径的最好印证。

近日，针对行业热议的新能源5%消纳红线与部分地区的限电情况，光伏們曾撰文《新能源5%消纳红线，已经“名存实亡”》，对行业的实际情况进行了跟踪。实际上，随着新能源累计装机突破10亿千瓦，我国新能源开发正进入一个新的开发阶段，限电率升高正成为一个不可避免的问题，如何应对这一挑战将成为新阶段新能源电站开发的关键之一。

在中国光伏行业协会举行的2024光伏市场发展论坛上，中国电力科学研究院新能源研究中心新能源调度运行室主任张金平表示，“我国新能源累计装机已突破10亿千瓦。但是，新能源装机远超规划底数，新能源利用率面临下滑风险。今年我国新能源利用率可能降至95%以下，2025年还将进一步下降，2030年整体利用率或将降至90%左右。”

这一观点与新能源电站的实际运行情况基本一致，甚至在部分地区，限电率远高于这一数据。

细究新能源限电的根源，负荷与调峰是两大基本要素，各省由于电源结构、用电量等水平的差异，在消纳新能源电量的能力水平差别较大。但可以预见的是，按照当前新能源，尤其是光伏装机的快速增长，午间大发时刻出现高比例限电正成为不可逆转的行业现状之一。

在电力投资领域，企业也在逐步认识到由于调峰压力或者是负荷消纳、新能源发电与负荷不匹配等原因带来的限电问题会愈发严重。一位参与风光大基地规划的设计院业务负责人表示，在大基地的前期规划中，都有关于限电率的测算边界，“一些源网荷储基地项目甚至默认了50%的限电率，尤其是午间限电尤为典型”。

同样的，在当下投资企业看来，单一的新能源电站开发模式正逐步失去市场，因为这样单一的商业模式无法抵抗未来由于市场环境变化可能带来的电价下降、限电率攀升等重大风险。

尤其是在西北省份，在新能源资源“热土”与负荷“洼地”的供需矛盾下，各省正深入探索不同模式下的新能源投资路径。

以新疆为例，据国网新疆电力有限公司数据显示，2023年新疆新增新能源装机达到2011.8万千瓦，超过去8年并网总和，新增并网规模位居全国第一。为提升电网的新能源消纳能力，新疆推进实施了一系列“光伏+储能”电站、“光热储能+光伏”一体化示范项目等新型储能项目。

近日新疆下发《关于进一步发挥风光资源优势促进特色产业高质量发展政策措施的通知》，文件中提出了氢能、绿色算力、用能替代、低碳产业园等五大路径来配套风、光电站的开发投资。这意味着，对于能够新增负荷的产业，新疆可以优先分配风光资源指标。

包括新疆、内蒙古、青海、宁夏等地近两年陆续下发了超过100GW的市场化规模指标，但在这些项目指标中有一个共同特点——需要明确负荷消纳、自发自用。

在日前内蒙公布的晶澳包头300MW绿色供电项目中，明确该项目新增负荷为26GW拉晶、20GW切片、5GW组件生产项目，总计用电负荷约25万千瓦，年用电量约20.7亿千瓦时。配建市场化并网新能源30万千瓦，电化学储能规模4.5万千瓦/18万千瓦时（15%/4小时）。

文件要求包头市发改委在项目核准（备案）时，要重点审核新增负荷开工建设情况，新增负荷确实全部开工后，配建的新能源项目才能核准（备案）、开工建设。项目建设所依托的新增用电负荷未全部投产前，配建的新能源规模不得投入运行。

新能源开发正迈入负荷侧资源挖掘的发展新时期，对于此前以发电侧投资管理为主导的电力企业，新能源后发展时代也将提出诸多的挑战。

2024年4月17-19日，2024新能源电力发展论坛暨第八届新能源电站设计、工程与设备选型研讨会将在湖北武汉召开，会议将围绕新能源后发展时代面临的机遇与挑战进行梳理探讨，其中特设立“绿电转换论坛”，深入探讨绿色氢氨醇、绿色算力、风光火储氢等新能源绿电就地转换的方向、市场前景、发展现状以及示范案例、建设经验等。

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责任编辑：臧超