【南方能源观察】光伏利用率降至90.8%，破解亟需“组合拳”

韩晓彤

2026年4月3日，电力行业规划研究与监测预警中心发布最新全国新能源并网消纳情况。数据显示，1-2月风电和光伏发电利用率相比2025年同期均出现明显下降。

全国范围看，风电利用率为91.5%，光伏发电利用率为90.8%，2025年这两项数据分别为93.8%和93.9%。分区域看，甘肃、青海、西藏、海南、云南光伏发电利用率低于85%，蒙东、陕西、宁夏、新疆光伏发电利用率处于85%-90%之间；蒙西、西藏、海南风电利用率低于85%，河北、河南、宁夏、新疆光伏发电利用率处于85%-90%之间。

2024年5月国务院印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》和次月国家能源局印发的《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》，对我国新能源利用率进行了“松绑”，用“原则上不低于90%”取代原本的95%。此后，新能源装机快速扩张的同时，消纳数据出现明显波动。

业内普遍认为，该轮消纳压力并非单一因素所致，而是新能源装机快速增长与系统调节能力需求之间的结构性错配。特别是光伏发电的午间高峰与负荷的早晚高峰特征形成错配，这种天然的时序矛盾在新能源装机快速增长的背景下被放大。

当前不少地区新能源建设速度仍快于电力系统承载能力提升速度。一方面，火电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能等调节资源建设仍显不足；另一方面，跨省跨区输电通道和交易机制尚未完全打通，现货市场、辅助服务市场仍待完善。

破解当前困局，关键在于打好“组合拳”。

首先，要优化新能源开发节奏和布局。新增项目应与本地消纳能力、电网送出能力和系统调节资源相匹配，避免在消纳基础薄弱地区无序扩张，尤其要合理把控建设节奏。

其次，要补强灵活性调节能力。落实容量电价机制，加快煤电灵活性改造，优化抽水蓄能和新型储能布局建设，实现调节性资源与新能源协调发展。

再次，要进一步提高电网承载能力并完善市场体系。提升跨省跨区电力输送能力以及配电网承载能力，打通跨省跨区交易堵点，用价格信号引导用户“中午多用电、晚高峰少用电”，并完善辅助服务交易品种。

此外，还应拓展新能源消纳新场景，如绿电直连、源网荷储一体化项目、零碳园区等，以及探索绿色制氢等新能源非电利用场景。

2025年10月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号），从开发布局、调节能力、市场建设和技术创新等方面作出部署。当前关键不在于是否有政策，而在于地方政府、发电集团、电网企业等能否形成合力，加快政策落地。

新能源高质量发展不能只看装机规模，更要看系统能否接得住、调得动、用得好。打好源网荷储协同、市场改革深化和消纳场景拓展等“组合拳”，才能真正“用好”新能源。

编辑 姜黎

审核 黄燕华