霧霾天氣加劇對于新能源的“正面”影響，正在開始顯現。

國家電網華東分部發布的信息顯示，華東電網包括上海、江蘇、浙江、安徽和福建四省一市正在擴大新能源裝機，而且新能源發電已實現全額消納，同時加大特高壓輸送跨區清潔能源的力度，以此來改善當地的環境。

無獨有偶。

國網華中分部也表示，2015年1—11月，華中電網除全額消納本網新能源外，還消納西北新能源55億千瓦時(減少燃煤182萬噸，減排二氧化碳451萬噸)。

此外，國網華中分部開創性地開展了跨區新能源發電權交易，2015年華中電網與西北電網完成新能源發電權交易電量2億千瓦時。

上述信息已經凸顯出，對于飽受霧霾之困的一些地區——尤其是經濟較為發達的地區而言，可能會逐漸加大外來電力的消納。當然，不僅僅局限于新能源。

盡管這種將“污染盡可能留在外地”的做法，對于整體的環境改善是否有效，暫且還難以評估。但對于包括光伏電站在內的投資者而言，隱含的潛臺詞可能是，項目所在地的電網條件，將變得至關重要。

其中原因有二。其一，電網直接決定著電力能否外送以及外送的規模;其二，根據相關規定，外送電的價格主要由協商來確定，這意味著最終的價格既受輸入地的電力需求、經濟發展程度等的影響，也與輸出地的整體議價能力有關。

不過，對于外地新能源電力消納的增加，國網華中分部也坦言，仍然面臨著用電需求增長放緩、消納能力下降以及系統調峰能力不足等問題。

對此，該公司建議，應該加強調峰管理，調動包括抽水蓄能機組以及合理控制供熱機組和自備電廠發展規模，明確自備電廠參與系統調峰的相關要求，以增加相應的調峰能力。

外送新能源消納增加

對于近幾年大規模增加的西北省份的光伏電站而言，在本地消納有限的情況下，外送就成為了解決其限電問題的主要出路。

數據顯示，2014年，全國跨省區送電量約為8000億千瓦時。而國家電網公布的數據顯示，2014年，國家電網公司經營區域內跨區跨省交易電量共完成7252.16億千瓦時，同比增長12.03%。其中，風電、光伏等新能源跨區跨省外送電量全年達190億千瓦時，同比增長90%。

而來自電網的數據還顯示，受霧霾天氣增多等影響，一些地區對于電力外送的需求正在增加。

國網華中分部披露的數據顯示，2015年1-11月，華中電網除全額消納本網新能源外，還消納西北新能源55億千瓦時(減少燃煤182萬噸，減排二氧化碳451萬噸)。此外，開創性地開展了跨區新能源發電權交易，2015年華中電網與西北電網完成新能源發電權交易電量2億千瓦時。

與之類似，國家電網華東分部也表示，華東電網包括上海、江蘇、浙江、安徽和福建四省一市正在擴大新能源裝機，而且新能源發電已實現全額消納，同時加大特高壓輸送跨區清潔能源的力度，“綠電”對環境改善作用逐步顯現。

國網湖北電力發布數據也顯示，2015年共購入川渝水電及西北清潔能源21.8億千瓦時，其中西南水電約4億千瓦時，西北甘肅、新疆等地的風電、光伏發電等清潔能源約17.8億千瓦時。2015年，國網湖北電力共外購電量58億千瓦時，相當于節約200萬噸標準煤，減少排放二氧化碳478萬噸，為當地大氣污染防治作出了積極貢獻。

除了對外送電力的需求正在增多外，上述地區本地的新能源裝機規模也在逐年增加。

以國家電網華東分部為例，截至2015年11月，其新能源并網裝機容量合計1221.31萬千瓦，占總裝機的4.53%;累計發電量161億千瓦時，占總發電量的1.54%。其中，太陽能發電裝機容量368.75萬千瓦，新增219萬千瓦，同比增長141.29%，累計發電量26億千瓦時，同比增長242.86%。

難題待解

有分析人士認為，上述信息已經凸顯出，對于飽受霧霾之困的一些地區，尤其是經濟較為發達的地區而言，可能會逐漸加大外來電力的消納。當然，不僅僅局限于新能源。

盡管這種將“污染盡可能留在外地”的做法，對于整體的環境改善是否有效，暫且還難以評估。但對于包括光伏電站在內的投資者而言，隱含的潛臺詞可能是，項目所在地的電網條件，將變得至關重要。其一，因為電網直接決定著電力能否外送以及外送的規模;其二，根據相關規定，外送電的價格主要由協商來確定，這意味著最終的價格既受輸入地的電力需求、經濟發展程度等的影響，也與輸出地的整體議價能力有關。

不過，就目前的情況來看，外送電力消納尤其是新能源的消納，也面臨著調峰、需求降低等難題。

以華中電網為例，2015年1-11月，華中電網全社會用電量同比增長0.9%，增速較去年同期下降1%。而另一方面，在電力需求降低的情況下，包括新能源在內的各類電源裝機卻在保持較快增長。

數據顯示，“十二五”期間，華中電網風電裝機容量年均增長80%，發電量年均增長79%，太陽能發電裝機容量年均增長267%，發電量年均增長240%。預計今后3年新能源裝機年均增長達50%，仍將保持快速增長。

“一減一增”的背后，是發電機組的整體利用小時數下降。華中電網就表示，由于用電市場已無法支撐各類電源的快速增長，導致火電利用小時數逐年下降。1-11月，全網火電機組利用小時數僅3465小時，同比下降了389小時。

除了消納需求降低外，另外的問題則來自于調峰。

華中電網表示，由于華中電網水電比重大，豐枯季節性明顯，豐水期水電大發，發電占比超過60%，導致全網調峰能力僅能達到30%-35%，調峰能力不足。今后幾年，隨著新能源裝機比重的增大，電網調峰將更加困難。

對此，該公司建議，要進一步擴大發電權交易、輔助服務交易試點范圍，建立常規電源提供輔助服務的補償機制，調動火電企業為新能源調峰的積極性;實行峰谷電價政策，增加電網低谷用電需求，優化用電曲線，為新能源的消納提供更大的空間。

與此同時，要加強調峰電源管理，調動包括抽水蓄能機組以及合理控制供熱機組和自備電廠發展規模，明確自備電廠參與系統調峰的相關要求，以增加相應的調峰能力。