近年来，我国大力发展可再生能源产业，推进能源结构调整。数据显示，截至2021年底，全国风力、光伏累计发电量 9785 亿千瓦时，同比增长35.0%。风力、光伏发电量占全社会用电量的比重首次突破10%。可再生能源占比显著提升，能源结构有效改善。

但是，随着可再生能源项目加速落地，部分地区特别是可再生能源资源富余地区，弃风弃光问题亟待解决。2021年全国弃风电量206.1亿千瓦时，弃光电量67.8亿千瓦时。如果与北京市2021年发电量459亿千瓦小时比较，这些未被有效利用的清洁电能足够北京用半年。

一方面，清洁电未得到充分利用；另一方面，我国不少省份面临电力缺口。云南、河北、浙江、河南、安徽等省近期密集发布迎峰度夏举措，采用轮流停电等方式保障电力供应。解决可再生能源消纳问题，能够推动清洁能源革命，有效打通供需“肠梗阻”。

可再生能源之所以消纳难，与其自身特点密切相关。可再生能源具有间歇性、波动性特点，与电网对稳定性、可靠性要求存在矛盾。目前，我国电力供应结构以燃煤发电为主，抽水蓄能、燃气等灵活、可调节的电力供应类型相对缺乏，调峰能力不足成为影响可再生能源发电上网的关键因素。因此，在开发可再生能源的同时配套建设储能设施，能够有效实现削峰填谷，保障电网安全。

为助力储能设施建设，近两年，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》等政策文件出台，不少地方也采取了多种措施。例如，新疆将新型储能产业纳入绿色金融重点支持领域，有效解决了新型储能项目资金难题。各地要充分认识建设储能设施的重要意义，在储能项目投资建设、并网调度、运行考核等方面结合实际给予政策支持，推动“新能源+储能”深度融合，切实改善电网电源结构，破解可再生能源上网的技术难题。

除了上网难，目前，我国可再生能源发电还面临送出难的问题。我国可再生能源资源与消费需求呈逆向分布，西部地区风光资源丰富，但工业基础相对落后，产业并不发达，用电需求不足；而中东部地区产业相对发达，用电需求较大。推动特高压建设，实施西电东送战略，是优化电力资源配置的重要举措。加强输电通道建设、推动电力外送将是“十四五”时期促进可再生能源消纳的工作重点之一。“十四五”期间，国家电网规划建设特高压工程“24交14直”，涉及线路3万余公里，变电换流容量3.4亿千伏安，总投资3800亿元。仅今年就开工“10交3直”共13条特高压线路。特高压建设沿线各地要主动承担属地管理职责，做好统筹调度、联络协调等工作，保障工程顺利推进。

与高投入、高损耗的远距离跨省输送相比，可再生能源就地就近消纳，不仅成本更低，还具有延长可再生能源产业链条、带动当地经济发展的综合效益。今年2月，“东数西算”工程全面启动后，甘肃省庆阳市依托丰富的风光资源，打造国家数据中心集群，既能促进可再生能源消纳，又能全面提升产业信息化、技术化水平。吉林省白城市在发展可再生能源产业的基础上，大力引进新材料、冶金、装备制造等产业、项目，建成一批可再生能源专线供电工厂和园区，在有效利用可再生能源的同时，促进了东北老工业基地的复兴。可再生能源产业富集地区可以借鉴这些经验，充分发挥主动性，利用土地、信贷等优惠政策积极招商引资，推动相关产业发展，提高可再生能源消纳水平。

解决好可再生能源消纳问题责任重大且时间紧迫，在国家统筹谋划的同时，各地要积极行动，主动担责，多措并举，推动可再生能源产业持续健康发展，促进我国能源结构转型，助力实现碳达峰碳中和目标。