封面报道 | 西北新能源重陷消纳困局

文/本刊记者 武魏楠

随着我国装机的快速增长，西北区域的4亿千瓦绿电重新遭遇消纳困局。

在我国陕北地区，土黄色是唯一的主色。千百年风雨刻画出的纵横沟壑、连绵起伏，是陕北长久不变的主旋律。

最近十几年，黄土高原上有了新的颜色。一排排光伏板顺着山势错落铺开，顺着沟壑蜿蜒、贴着山峁起伏，整齐嵌进黄土褶皱里。

根据陕西“十五五”规划纲要，陕西省将加快建设陕北黄土高原光伏发电基地，到2030年推动风电、太阳能发电总装机达到1亿千瓦以上。

然而，这片光伏热土正遭遇前所未有的挑战。记者从本刊主办的“2026西北能源可持续发展大会”上获悉，陕北部分区域光伏限电最高达42%。即便是放在十年前弃风弃光最为严重的年份，这一数字都足以让人震惊。

事实上，在2026年之后，弃风弃光问题正在以前所未有的姿态重新袭来。企业为此困顿，官方为此沉默。

与之相对应的，是“十五五”及未来我们更为宏大的可再生能源装机目标。

根据《可再生能源发展“十五五”规划》，到2030年，我国风电和太阳能发电总装机目标为28亿千瓦以上，装机占比超过50%。

限电不解，这些目标能达成吗？

01

限电海啸

过去的几年，就新能源消纳的情况，我国电力行业规划研究与监测预警中心，每月都会发布全国范围内的新能源并网消纳情况。

但是从2026年5月8日发布的2026年3月全国新能源并网消纳情况之后，官方再未对外发布过新能源消纳信息。

根据官方最后发布的信息，2026年1至3月，全国风电利用率91.9%、光伏利用率91.2%，逐月走低的趋势已相当明显。2025年同期，全国风电利用率93.4%、光伏利用率93.8%。

根据《能源》杂志掌握的信息，2026年上半年，全国风电和光伏利用率分别为90.9%、91.4%，同比降低2.3和2.6个百分点。

全国数据尚且如此，西北更为严峻。甘肃、青海、新疆新能源利用率已跌破90%。陕西发电企业综合限电率普遍15%至20%，陕北部分区域光伏限电最高达42%，新疆部分时段限电30%至40%。

2024年5月23日，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》（国发〔2024〕12号），文件明确，在保证经济性前提下，资源条件较好地区新能源利用率可降低至90%。此前，全国统一硬性红线为≥95%。

但即便是90%的底线，西北地区也面临难以守住的压力。

严峻的限电局面其实并不会让人意外。西北电网的新能源装机已突破4亿千瓦，占总装机比例超过60%，位居全国首位。青海新能源装机占比更是超过90%。

西北作为中国新能源发展的制高点，正在变成事实上的限电“重灾区”。

限电的后果已经传导至财务报表：金开新能2025年归母净利润同比下降89.46%，扣非净利润为负；电投绿能归母净利润下降50%至60%；中广核新能源2024年风光项目利用小时数分别减少3.1%和16.8%，光伏电价下降12.5%；节能风电因弃风限电损失电量14.1亿千瓦时。部分项目叠加土地使用税、耕地占用税的“两税”压力，盈亏平衡已被打破。

限电率回升的背后，绝非单一因素所能解释。

02

错位的绿电

限电的物理根源，首先在于时空错配。

西北地区（甚至是全国很多地区）面临着一种尴尬境地：白天光伏出力一路攀升，午间发电量远超负荷需求，大量绿电无处消纳只能弃掉；到了傍晚太阳落山，光伏出力骤降，恰逢晚高峰负荷攀升，电力供应反而捉襟见肘。

白天弃电、晚上缺电，同一天内上演两种截然相反的困境。而这在一年365天里，不断地重复上演。

季节性的不平衡同样突出。从春节到6月，西北地区风电、光伏、水电、核电加在一起，出力远高于负荷，弃风弃光在这段时间最为严重；到了冬季，负荷高峰叠加风光出力下降，电力供应又陷入紧张。

8月8日，由中国能源研究会主办、自然资源保护协会支持的“电力低碳转型年会2026”在北京举办。中国工程院院士江亿在会上发言表示：“每年从春节一直到六一这段春季时段，电网供需曲线长期呈现富余态势，风电、光伏、水电、核电总出力远超全社会用电负荷，弃风弃光现象频发，这正是当前电力系统突出的季节供需失衡问题。”

一年之内，弃电与缺电交替出现，电力系统的调节压力被推到极限。

陕西则是空间错配导致弃光的典型样本。

全省约70%的新能源资源集中在陕北，60%的用电负荷集中在关中，而90%的抽水蓄能等调节电源却布局在陕南。资源在北、负荷在中、调节能力在南——三者各居一隅，电网输送和调度的难度可想而知。

在2026西北能源可持续发展大会上，有电力系统专家指出，这种空间上的“三足并立”，使得陕西的消纳问题不仅是总量问题，而且是结构性问题。

新能源发电与用电负荷之间的时空错配，带来的直接影响，是新能源的波动性和间歇性正在超过现有电力系统的调节能力。

当前，我国灵活性资源建设速度远滞后于风光装机增速，“十四五”期间主要靠煤电充当事实上的“大电池”调峰。有专家断言，煤电出力将在2027年后断崖式下降，传统调节手段退场已进入倒计时。

火电在为新能源提供调节服务过程中，先是损失电量收益，然后支付灵活性改造成本，又缺乏调节性激励机制。中国能源研究会首席专家“双碳”产业合作分会主任黄少中指出：“火电调峰成本越来越高，难以为继。”

抽水蓄能建设也在放缓，2025年上半年全国仅核准7座，建设周期6至10年，与风光快速建设节奏严重不匹配。

既然本地消纳有限，外送是必然选择。然而这条惯性路径，还能起到决定性的作用吗？

西北电网已建成11条跨区外送直流通道，其中7条特高压直流。2023年7条特高压直流平均利用小时数4480小时，距4500小时的“红线”仅一步之遥——通道输送潜力已被充分挖掘，进一步增送空间极为有限。

更值得关注的是，直流外送通道中新能源占比约33%，远低于“十四五”规划不低于50%的要求。这些被寄予厚望的特高压通道，输送的仍是大量常规能源电量。

芬兰能源与清洁空气研究中心（CREA）中国分析师秦旗告诉《能源》杂志记者：“单纯增加特高压外送通道并不能自动解决问题，因为外送省份和受电省份都在新增煤电装机，受电省份的当地煤电供应也挤压了它们接受清洁电力输送的需求。”

价格层面的问题同样棘手。10条沙戈荒外送通道中，9条的落地电价高于受端省份燃煤基准电价，中长期协议落地难度大。

白天通道不足、晚上无电可送；受端低谷不要、送端高峰不送等等，错配现象频繁发生。送受两端的矛盾更深一层在于供需特征的高度同构。受端省份期望供给宽裕时少送、缺电时多送，但各省供需曲线高度相似——紧张时同时紧张，宽松时同时宽松，跨省互济的边际效用大打折扣。

青海的案例尤为典型。2023年青海平均上网电价0.2277元/千瓦时为全国最低，外送具备价格优势；但缺电时外购电价高达0.376元/千瓦时，价格倒挂严重。“低价送、高价买”的循环，正侵蚀着外送模式的经济基础。

当物理瓶颈和价格机制矛盾同时存在，仅靠“建通道”已不足以破局。而在通道之外，另一场更深层的冲击正在发生。

03

市场化冲击波

限电问题在2026年的爆发，还有一层隐晦的暗线：新能源消纳难题正在和电力市场化改革交织在一起。

2025年，新能源最大的变化就是136号文推动新能源全面进入电力市场。这意味着新能源项目不再享受固定的上网电价保障，而要面对现货市场的价格波动。

对于西北地区而言，这一冲击尤为剧烈——西部电价水平本就偏低，叠加限电导致有效发电量减少，项目收益遭受“量价双杀”。现货市场的价格信号，残酷而又真实。

2026年，多个省区触碰地板价的频率极高。黑龙江、青海触及地板价的频率超过60%，9个省份超过30%。

地板价意味着市场供大于求到极致，电价跌至下限。这恰恰是午间光伏集中出力、负荷不足时的典型场景。山东甚至曾出现长达21小时的负电价，电价谷段与光伏发电时段高度重合。当发一千瓦时电不仅卖不出钱还要倒贴，新能源项目的经济性几乎不存在。

更大的风险来自偏差结算与考核。新能源发电天然不可预测，出力预测与实际发电的偏差在所难免，而市场化框架下偏差意味着结算扣罚。“看天吃饭”的特性和市场对合约履约的严格要求之间存在天然张力，缺乏稳定收益保障的新能源项目正面临前所未有的经营不确定性。

限电叠加市场化改革，双重挤压之下企业投资意愿明显降温。2026年上半年风光新增投产规模下滑，企业普遍观望。

根据国家能源局发布的数据，2026年上半年风电新增装机3862万千瓦，同比下降25%。光伏新增装机7207万千瓦，同比下降66%。风光合计新增装机11069万千瓦，同比下降58.5%。

当然，装机变化的原因十分复杂——背后还有组件价格、土地政策等因素。但限电与市场机制的不确定性，无疑是核心变量。

既然“发出来用不掉”是核心矛盾，储能能否扮演破局者的角色？西北地区是全国新型储能装机的第一极。截至2025年底，西北新型储能装机3838.2万千瓦，占全国的28.2%，平均储能时长3.06小时，长时储能占比超过50%。

这一数据看上去颇为亮眼，但放在新能源装机4亿千瓦的体量面前，仍显杯水车薪。问题的核心在于储能的时长。目前投运的新型储能多为2小时短时配置，能够应对日内的小幅波动，但对于跨日、跨周乃至跨季节的波动，则力不从心。

“上半年新增新型储能只有17GW，同比下降26%，与此同时新增煤电达到了30GW，同比增长43%。煤电作为调节性电源，如果在新能源高发的时段下不去，那就没有真正发挥调节性的作用，反而挤压了新能源的增长空间。”秦旗表示。

长时储能（通常指4小时以上的储能技术）被普遍认为是破解跨日、跨季节波动的关键。甘肃的千万千瓦级储能实践提供了一个正面案例：峰值时段充电可提升新能源利用率近3个百分点，每年多消纳绿电75.5亿千瓦时。这一数据证明了储能对消纳的实质贡献，但近3个百分点的提升幅度，也折射出当前储能规模的局限性。

在技术路线上，压缩空气储能选址灵活、建设周期2至2.5年，被认为最接近商业化；全钒液流电池循环寿命长、安全性好；光热储能则在青海展现特殊价值——青海是全国唯一对光热项目给予上网电价和部分发电费补贴的省份。

有专家指出，光热兼具发电与储能双重属性，在高占比系统中具有不可替代的调节价值。经济性仍是绕不过的坎。有专家建议对4小时、6小时以上长时储能实施差异化容量电价政策，上浮标准以反映其对系统的调节贡献。

而且，储能的处境同样尴尬。

独立储能充电时需要全额缴纳输配电相关费用，放电时却不做抵扣。这一机制直接抬高了运行成本，使得经典的“低谷充电、高峰放电”套利空间被大幅压缩。有行业人士认为，这一收费模式不调整，储能的商业模型始终难以跑通。

即便长时储能经济性持续改善，仅依靠储能解决全部场景的可行性仍有待考验。面对超出技术承载能力的跨季节波动，思路不能局限于供给侧，更要放眼需求侧与整体电力系统寻找破局路径。