第四，新形势下高比例新能源消纳

近年来，在政府、发电企业、电网企业、用户共同努力下，我国新能源消纳取得显著的成就，弃电量、弃电率呈逐年下降趋势，国网公司今年也提出力争将新能源弃电率控制在5%以内。考虑国家能源转型要求、发电成本下降等因素，“十四五”期间新能源增长动力依然强劲。

规模上，结合我国要实现2030、2050年的减排目标，预计国网公司经营区“十四五”期间新增新能源规模至少约2.3亿千瓦，2025年总规模达到至少6.5亿千瓦（全国为7.5亿千瓦，太阳能发电的装机增长快于风电）。

布局上，应坚持新能源集中式与分布式开发并举，进一步向东中部地区倾斜。统筹开发陆地集中式风电场与光伏电站、海上风电、分散式风电以及分布式光伏，新能源新增装机占国网公司经营区全部新增规模由54%增至61%，并需要继续调控西部北部地区新增规模。通过优化新能源布局，充分利用东中部地区的消纳市场空间，更有助于实现5%弃电率控制目标，还可以提高全国新能源装机规模约1000万千瓦，降低约500万千瓦灵活调节电源的需求。

消纳指标上，建议考虑适度放宽弃电率指标，树立新能源消纳的“利用率”理念，即采用以全社会电力供应总成本最低为原则的新能源消纳指标。同时，需要科学界定新能源弃电的统计方式和标准，例如，对于山东等东中部省区，新能源弃电主要发生在春节等节假日期间，建议不计入弃电统计。这样既具有更好的系统整体经济性，也有利于支撑更大的新能源开发规模，提高新能源发电量占比。

消纳市场机制上，目前仍然存在市场机制不健全、不完备的问题。例如，可再生能源保障性收购与市场化交易如何衔接？新能源如何参与现货市场试点，如何设计火电参与市场交易电量比例促进新能源消纳？如何进一步完善辅助服务市场，充分调动火电机组参与调峰积极性？此外，还应及时研究解决政府主管部门前不久发布的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》在实施中可能面临的问题，加快消除跨区跨省市场壁垒现象。这些问题都需要深入研究。

第五，跨区电力输送规模及能力

从送电规模来看，我国西电东送、北电南送规模在“十四五”期间将进一步扩大，陆续投产陕北—武汉、白鹤滩—江苏等多条重要跨区输电通道，合计新增跨区输电容量5000万千瓦左右，将显著缓解华北、华东、华中等受端地区电力供应紧张的压力。

从通道能力建设来看，当前，受多重因素影响，部分跨区输电通道尚未达到设计输电能力，国网公司正通过加强送受端电网建设、推动落实配套电源、组织跨区市场交易等举措，全力提升跨区输电能力，预计今年将合计提升1400万千瓦左右。展望“十四五”，新增的跨区输电通道应充分利用技术和市场的力量，提升受端交流网架的汇集与疏散能力，优化送端新能源和其他电源的匹配比例，完善网架结构、打破省间壁垒，进一步提升跨区输电通道利用水平。

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