弃风弃光率破10%、负电价成常态，新能源场站的“绿电消纳题”，有什么解法？

2026-09-07 17:02

如果你手里有风电场或光伏电站，2026年以来的几个数字，应该让你睡不踏实。

01、新能源装机占比逼近50%，利用率却三连降

截至2026年6月底，全国风电、光伏累计装机约19.5亿千瓦，占发电总装机的48%以上。但与此同时，2026年上半年全国风电利用率降至90.9%，光伏利用率仅91.4%——而2024年这两个数字还是95.9%和96.8%。

每发100度电，将近10度被丢弃。

在西北资源大省，情况更触目惊心：新疆弃风率11.3%、弃光率14.4%；青海弃光率高达21.3%；甘肃弃光率17.5%。蒙西、河北等地风电利用率也已跌破90%红线。

装机在狂飙，消纳在失守。国家发改委、国家能源局刚刚发布的《新型电力系统建设“十五五”规划》已明确分档消纳目标——95%、90%、85%，但部分地区连90%都守不住了。

02、比“弃电”更痛的，是“负电价”在割肉

2026年1月，辽宁率先引入-0.1元至1.1元的报价区间，当月负电价时长累计310.5小时，占比超40%。山东现货市场午间实时电价一度跌至-0.025元/度——卖一度电，倒贴2分5。

这不是偶然。国家能源局市场监管司副司长张燕秦公开表示：负电价是供需时段性失衡的直接反映，新能源高速增长是它的温床。

当电送不出去、卖不上价，存量电站的收益模型被系统性击穿。有研究机构测算，部分弃风弃光严重地区的电站，上网电量同比下滑20%～40%，而光伏出口退税自2026年4月全面取消（退税率从9%直降至0），更让成本端雪上加霜。

03、强制配储的“僵尸储能”，帮不上忙

行业曾指望储能救场，现实却是：2023年全国新能源配储项目平均利用率仅17%，日均充放电次数0.31次，大量设施“建而不用”。

2026年是国家从“强制配储”转向市场化激励的转折年，但国网能源研究院党委书记魏玢指出：火电灵活性改造空间收窄，抽蓄建设周期漫长，新型储能经济性尚有短板——远水解不了近渴。

04、出路在哪？政策已指明一条“电热协同”的新路

2026年5月，国家发改委、国家能源局出台《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号），将绿电直连范围扩大至工业园区、零碳园区，全国已有100个项目完成审批，对应新能源装机3410万千瓦。同年8月1日，《可再生能源消费最低比重目标和消纳责任权重实施办法》正式施行，首次建立省级消纳权重+重点企业消费比重双线考核。

而《新型电力系统建设“十五五”规划》更明确将“促进电热、电氢协同联动”列为重点任务——电和热的协同，正式写入国家顶层设计。

这意味着：把发不出去的电，变成工厂能用的热，不仅是技术可行，更是政策鼓励的消纳新通道。

工业蒸汽是刚需——食品、纺织、化工、制药、造纸、橡胶……这些行业还在用天然气锅炉烧蒸汽，天然气就是成本，就是碳排放。如果用弃风弃光的绿电来加热、储热、产蒸汽，既替工业客户降碳，又为新能源场站就地消纳、变废为宝。