【对话】95%消纳红线取消，对新能源产业影响有多大？

界面新闻记者 | 戴晶晶

近期，市场传出电网公司将放宽95%新能源消纳红线的消息，引发业内极大关注。

业内普遍预期，这将成为大概率事件，但究竟影响仍需评估。一方面，部分机构认为放开红线能容纳更多的新能源接入，直接利好风光产业链公司；另一方面，土地限制和投资商对回报率的考量又对新能源装机增速构成潜在风险。

从实际来看，4月2日，全国新能源消纳监测预警中心公布2月全国新能源并网消纳情况。其中，光伏发电利用率为93.4%，环比下降4.7个百分点，是该中心自2021年3月公布此数据以来首次跌破95%。

3月25日，国家能源局发布1-2月全国电力工业统计数据显示，前两月国内光伏新增装机规模36.72 GW，同比增长80%，已远超市场预期。

与此同时，国家发改委再度签署发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，自4月1日起正式施行。该文件明确可再生能源发电项目上网电量中市场化交易电量价格通过市场化方式形成，对可再生能源电站收益产生影响。

日前，界面新闻直播邀请两位嘉宾就近期风光消纳问题进行了深入探讨。他们分别是山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌，博众智合(Agora)能源转型论坛中国电力项目主任尹明。

界面新闻：如何理解“放开95%新能源消纳红线”的说法，其政策历史背景是什么?为何现在有此讨论？

尹明：它目前是一个假设，但是个较大概率会发生的一件事情。95%的消纳红线概念可以追溯到2018年，当时国家发改委、能源局发布了《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，该文件针对风电和光伏发电提出了分年度的利用率指标，要求光伏的利用率在这三年都保持在95%以上，风电则是设定了逐年提升的目标。

这主要是为了解决当时新能源消纳较为困难的状况，比如在2015年，弃光、弃风率都达到了相对较高的水平，引起了社会和业界的广泛关注。

此外，2015年3月15日启动的新一轮电力改革，以市场化为导向，对电网企业提出了较强的监管约束。新能源发展和电力改革相互叠加，增加了新能源消纳问题的复杂性。

从2014年和2015年开始，中国的新能源产业进入了较快发展阶段，这得益于技术成本的快速降低、电价和补贴政策的推动，以及社会资本的大量涌入，极大推动了整个产业链的发展。

然而，不管是电网公司、投资方，还是用户、监管机构和政府部门，当时似乎都没有完全准备好迎接新能源的爆发式增长，对新能源发电特性、产业特性以及其与电网的关系等方面的认识还不完整、不深入，导致在技术措施、政策措施和市场监管等多方面存在欠缺。

“弃光弃风率”或者利用率，实际上是目标型或统计型的提法。从消纳的角度来说，“弃、限”其实也是一种措施，要看到其两面性。

界面新闻： 对于“放开95%新能源消纳红线”将促进风光装机量进一步增长的说法，怎么看？尤其是根据国家能源局最近公布的数据，今年1-2月国内光伏新增装机量已经同比增长80%，已超出了市场预期。

张晓斌：放开95%的红线是一把双刃剑，有利有弊，对增加装机量肯定有影响，但不会如某些观点预期的那样巨大。

近几年，光伏和风电电站的系统成本下降非常明显，为承担额外的成本提供了更大的空间，目前光伏项目的正常EPC(工程、采购、建设)的价格在3-4元/W左右。放开消纳率之后，虽意味着可以新增并网更多电站，但也会影响发电的收益，降低EPC前期投资。

此外，电网现在承担了很大的新能源消纳责任，未来电力建设中线路、变电站或者储能等相关成本将可能由新能源投资企业承担，这也将产生一系列成本。这意味着，我们需要在最终的收益率和投资规模中找到一个新的平衡点。

下一步，国家逐步推动新能源进入电力市场，也让实际利用率计算变得复杂。以山东为例，去年山东弃光的天数达到了86天，但光伏的利用率由前年的98.2%提升到了去年的99.3%。