中国储能网讯：“十四五”以来，我国新能源发电装机规模连续多年居全球首位，成为电力装机主体。但近年来，产业高质量发展仍面临挑战。

截至2024年底，我国风光装机规模超14亿千瓦，占全国总装机的42%，较2020年增长157%，提前6年完成2030年12亿千瓦目标。其中，2023年新增2.93亿千瓦，2024年新增3.58亿千瓦。中电联预测，到2030年底，我国风光总装机将超25亿千瓦。但弃风弃光量有所抬头。同时，交易电价持续下滑。新能源平均结算电价持续下滑。中电联预测，未来三年，随着电力现货大面积运行，新能源交易电价将进一步下滑。受电价持续下滑影响，很多新增新能源项目呈现“增产不增收、还减利”局面。2024年，全国有30家发电企业挂牌转让新能源发电资产，引发社会巨大关注。

在我国新能源发展初期，新能源发展规模超出电网承受和经济社会消纳能力，平均利用率持续下降。2016年全国弃风弃光率达16%，引起国家和社会高度重视。2017年，国家陆续出台《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》等政策，建立新能源投资监测预警机制，明确红色预警区域（综合评分低于60分或弃风弃光率高于10%）暂缓新增项目指标、核准和开发；橙色预警区域（综合评分60—80分或弃风弃光率5%—10%）暂停下达建设指标。经过持续整治，2018—2023年，新能源平均弃电率连续5年控制在5%以内。但近两年，新能源装机快速增长、弃风弃光率有所抬头、投资收益大幅下降等问题再次凸显，亟待采取有效措施，促进新能源发电产业高质量发展。

加强宏观政策调控。呼吁国家尽快出台配套政策，将消纳较差地区列为红色预警区域（如弃风弃光率10%以上），暂停发放指标、核准和开发。健全电力规划动态调整机制，合理控制指标发放节奏，指导企业有序投资，避免“内卷式”竞争、低效无效投资。完善促进新能源消纳制度体系，落实新能源消纳责任。

加快电网配套建设。构建坚强智能电网，推动省内电网提质、省间电网联通，改善断面约束和局部窝电现象。完善“三北地区”“大基地+特高压”发展模式，根据山东、江苏、广东等沿海省份电力发展情况，稳妥推进大基地、区域特高压线路建设，确保大规模高比例新能源外送。提升电网综合调节能力，推进火电向“调节性电源”转型，优化火电调峰配置比例，有序推进抽蓄项目建设。

优化电力交易机制。落实《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（136号文），确保电价平稳托底过渡。优化新能源参与现货交易机制，设定价格下限值。健全新能源省间交易机制，统一交易规则和标准，探索扩大交易范围和覆盖主体。完善绿证市场，探索强制绿电消费配额机制。

  （作者为国家电投五凌电力有限公司党委副书记、总经理）