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最新数据显示，2022年前11个月，我国风电利用率达到96.7%，光伏发电利用率达到98.2%。风电、光伏发电平均利用率逐步提高，充分显示了我国在新能源消纳方面取得明显成效，成为我国加快构建新型能源体系、实现“双碳”目标的基础。
早在2016年，全国“弃水、弃风、弃光”电量曾一度接近1100亿千瓦时，超过当年三峡电站发电量170亿千瓦时。为解决新能源消纳问题，国家出台了一系列政策，提升新能源发电利用率，逐步扭转了“弃水、弃风、弃光”现象，提高了清洁能源在电源结构中的比重，对促进我国能源转型、降低碳排放具有重要积极意义。
新能源发电利用率提升，是国家一揽子政策措施协同发力的结果。国家科学合理设定了各省、区、市的消纳责任权重，建立了完善的消纳责任考评指标体系和奖惩机制，还提升了跨区域大型输电工程的新能源外送消纳能力。2022年底，我国特高压累计线路长度约为44613公里，跨区跨省输送电量超过28346亿千瓦时，其中一半以上为可再生能源电量。
风电开发持续向消纳条件较好的中东部和南方地区转移，也助力了新能源发电利用率的提升。2022年，新增风电装机规模较大的省区主要有河北、陕西和广东，其中海上风电装机主要布局在广东、浙江地区。风电布局结构更加合理，距离东部、东南部电力负荷中心更近，有利于风电消纳。光伏新增装机以分布式为主，也有利于就近消纳。分布式光伏与配电网连接，大幅减少了线路损耗，实现自发自用和就近消纳。未来，需要电源侧、电网侧、用户侧共同发力，持续提升电力系统灵活性，进一步提高可再生能源在我国能源结构中的比重。
不断提高电力系统灵活性。出台火电灵活性改造支持性措施，将各地火电灵活性改造规模与新能源规模总量挂钩。不断加强电力协调运行能力，到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%至5%，实现“十四五”现代能源体系规划要求。
加快推进电力市场改革。加大简政放权力度，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，有效反映电力资源时空价值，不断扩大新能源参与市场化交易规模，促进电力现货市场融合。确保电网安全稳定运行情况下，清洁能源电力优先消纳、交易合同优先执行。
破解储能发展瓶颈。需进一步完善配套储能的新能源项目规划建设、调度运行、参与市场等机制，全面推进辅助服务补偿机制建设，充分调动储能等各类资源提供辅助服务的积极性。
提高输配通道上可再生能源总量和比例。研究推进青海、内蒙古等新能源富集地区高比例可再生能源通道建设，加强可再生能源富集区域和省份内部网架建设，提升输配通道输送可再生电力比重。
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