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，但具体影响仍需评估。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全面、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%。

在分析新能源消纳情况的时候，我们需要考虑保障小时数，即确保新能源发电量在特定时间内的稳定供应，这直接影响计算弃光率的基础；另外比如山东10%的新能源电量参与电力市场交易，如果这部分电量的发电价格在市场中不具备优势，导致这部分电量收益减少，但实际上不计入弃光率；电网安全、检修等因素导致的发电量减少，这些因素减少的电量同样不算作弃光。

因此，最后统计的数字可能会和实际发生的数字不匹配，之前已经遇到了相关情况，所以面对消纳红线放开后可能导致的投资收益率调整，我认为市场中产生的实际影响可能并不会特别大。

界面新闻：有很多消纳红线的讨论是关于分布式光伏，比如山东就存在红区暂停接入分布式光伏的情况。放开95%消纳红线，对分布式光伏装机量会有影响吗？

张晓斌：放开95%消纳红线对分布式光伏装机量肯定会有影响，这两者是相关联的，但也不完全相同。

分布式光伏面临的问题较为多样，包括电网基础设施不足、区域配电网容量问题等。尤其红区是因为出现220千伏级别的电力返送问题，这并不等同于95%的消纳红线问题。

另外，各地分布式消纳的问题不能一概而论，也有当地用电负荷和供给不匹配，电源结构不合理等一系列的因素。我个人认为，95%的消纳红线政策更倾向于影响大型集中式电站的消纳问题。

界面新闻：除了电网承载力，中东部新能源开发利用还面临着土地约束等问题。综合这些因素看，放开消纳红线对新能源发展的影响究竟有多大？

尹明：放开消纳红线是大势所趋，同时也不是一劳永逸的解决方案。新能源，特别是风光能源，本质上需要占用较多的土地或屋顶资源，这是其固有特性。但整体上，我对放开消纳红线后新能源的发展持积极乐观的态度。

首先，放开消纳红线明确了新能源未来发展的市场化方向，体现了“谁决策谁负责”的原则，要求投资者自行决策并承担相应后果，这是符合市场规律的。

第二，政策的放开实际上重塑了电网、新能源开发者和其他利益相关方之间的关系。过去多是以传统电源为主体，传统电网发展模式为依据，按照相应技术标准去形成的规定。新能源自身的特性决定了电源结构和电网的运行规律、平衡备用等各方面的变化。相应的，源网荷储等相关方的关系将发生深刻的变化。

第三，此举彰显了电网公司和政府部门对新能源发展的信心和决心，从而促进新能源向更快、更高质量的发展方向前进。

此外，放开消纳红线要求新能源产业加强自我革新，提高对市场变化的适应能力和专业性，深入理解新能源与传统能源、用户需求之间的关系，从而在投资、开发和运营管理方面做出更加合理的决策。

界面新闻：近期国家发改委再度签发《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，是不是也是强调了市场性？您如何解读这份文件？

尹明：我仔细研究了这个文件，感觉这是大势所趋。考虑到风光新能源每年的装机量接近300吉瓦，光伏发电已成为第二大电源，继续将其放在“保温箱”中保护并不符合市场规律。因此，这种趋势向市场化和竞争环境的转变是必然的。

当前面临的一个实际问题是如何处理新旧项目之间的关系，即存量与增量项目的规则。若处理不当，可能形成一种新的“双轨制”问题，影响新项目与老项目的公平竞争。

另外，分布式新能源，特别是分布式光伏的快速发展，已远超过前几年的预期。如何推动这类分布式可再生能源发电向市场化快速转变，成为另一个重要的讨论点。

张晓斌：这个文件没有细则，只是给出了大方向。未来新能源全部进入市场，利用小时数存在较大不确定性，但会按照一定时间的维度和比例推进。

之前光伏，尤其是分布式光伏有全额保障，不承担电力系统相关调节责任，现在入市后类似于“保量不保价”，市场价不固定，这就挑战了过去光伏行业固定投资收益的思路。这将带来行业洗牌，2024年会一个关键的洗牌年。

尹主任也担心老电站的运营，从目前我们了解的信号和趋势来看，基本趋势是新老划断。老电站不一定不调整，只是新老电站调整幅度可能不一样，各类项目的情况也不同。对能源主管部门来说，需要比较谨慎地制定相关细则，但考虑到当前的装机速度，还是有尽快出台的必要。

综合来看，我觉得这个文件对未来几个月新能源的影响还是很大的，包括即将出台的新版分布式管理办法，都会对行业发展产生深远影响，加速行业洗牌。

界面新闻：新能源配储一直是业界争议话题。在放宽消纳红线后，储能的角色会不会发生变化？

张晓斌：行业内很多讨论将储能局限于电化学储能，但实际上储能技术还包括储热、储电及其他新型储能。

目前储能发展的关键问题不在于其角色的变化，而在于面临的几个制约因素。

首先，电源侧和电网侧的储能装机占比较高，超过45%，但用户侧储能较少，仅占几个百分点。大型的储能更多还是偏向配合电网进行消纳，或者是进行削峰填谷，但多地大型储能的利用率不高，说明电网还有一定压缩火电调峰的空间。

连续三年，分布式能源快速发展，尤其是分布式光伏，带来了巨大的装机量。然而，配套的大型储能主要集中在220伏的电网侧，快速增长的分布式能源周边缺乏相应的储能设施，以及建设标准或质量规范。这就是为什么现在全国多地出现红色消纳区。要求配储，但配储又没有参考依据。

另外，电网对分布式储能方面又有一定调度要求，比如容量在2万千瓦或者5万千瓦才能调度，很多储能达不到标准就处于空置状态。

这些监管标准和规范的缺失，才是制约储能发展的主要问题。

包括工商业储能谈到的峰谷套利，其实我觉得路子都是走偏的，只是基于当时储能企业的发展，想到的一个模式。个人认为，未来储能发展还要是通过多场景灵活性配置的思路进行突破。

尹明：对于新能源的波动性、间歇性和随机性，储能在整个电力系统中并非唯一解决方案。中国电力系统和资源分布具有巨大的差异性和不均衡性，这实际上为新能源更多接入提供了多样性和时空差异性的优势，比如说前些年7-8月供电紧张的情况下全国大范围的调电。

目前，中国储能的主要利用形式还是抽水蓄能。考虑到新能源的大体量及增量，完全依赖当前技术路线上还有不确定性的电化学储能可能存在一定风险。

我建议应充分挖掘和利用源网和各环节内的灵活性、可调节资源，以产生聚合效应。近中期的关注点可以放在如何更好地整合这些资源上。特别要提到的是煤电的“三改联动”工作的重要性，当前化学储能无法完全替代煤电、火电的调节能力。既然提到了能源系统“先立后破”的发展原则，我们应该利用好现有资源，使其在系统调节和平衡中发挥更大的贡献。

界面新闻：请尹主任谈一谈，国际上有哪些提高新能源发电比例方面的经验或者措施，值得中国借鉴或者参考的？

尹明：我分享几点德国这方面的经验。第一是电源结构调整，德国坚定发展风光新能源，未来电源结构以风光为主体，辅以约10%的电池储能和约10%的氢能发电。他们认为，低成本的风光发电结合适量的电池储能和高成本的氢能发电后，整体电能成本是可承受的。

第二，德国在能源转型方面得到了广大民众的支持，这种社会共识是转型成功的重要基础。

第三，德国的用电需求已经渡过了高峰期，电力系统基本没有需求增长的压力。另外，德国与周边国家有紧密的电网互联，这为能源转型提供了重要保障，使其能在风光发电高发期向周边国家输出电力，在低发期从周边国家购电。

第四，德国充分认识并利用灵活性资源，如虚拟电厂、聚合商、工业用户的调节作用等。此外，他们通过平衡单元把平衡责任下放至基层，让用户在享受新能源的同时，也承担相应的平衡义务，这也值得借鉴。

第五，德国电力市场紧紧围绕支持新能源发展，通过不同时间尺度的电力计划调整，降低新能源的波动性、随机性和间歇性的影响。

最后，德国非常重视风光新能源出力预测的精确性。出力预测技术目前可能遇到了一定瓶颈，但如果能做好，能解决电力系统中的一大部分问题。

总体来说，提高新能源发电占比既是一个技术活，也是一个市场活，需要社会多方参与，不能把很多责任都甩给电网。电网再大，现金流再好，其调控也不能脱离电力电量平衡（特别是瞬时平衡）的基本规律。只有源网荷储共同努力，才能实现共赢。

界面新闻：结合您的工作经验，光伏消纳难题应当如何解决？山东有哪些实践？比如集中汇流上网、隔墙售电等解决分布式并网消纳的方案。

张晓斌：山东在光伏以及电化学储能发展方面，确实处于全国前列，这得益于多方面原因，不仅包括当地的经济发展和人口情况，更重要的是电网的基础建设情况。例如，山东低压侧变电站的标配容量普遍高于其他省份，提供了较好的基础。这也意味着其他省份不太能在短期内轻易地达到相同的体量。

隔墙售电牵扯的因素比较多，目前推行还有难度。只有真正进入电力现货市场，通过市场去确定电网调峰等相关费用后，实施起来才比较现实。集中汇流上网能解决一部分问题，但不足以全面解决消纳难题，因为县域遇到220千伏电力反送限制的时候，最顶层通道堵死，底下进行汇流的意义不大，治标不治本。

我认为需要通过几个改革的手段来解决消纳的问题。

第一，需要重新梳理和评估各省负荷侧的结构，以及准确的消纳空间，包括95%消纳红线放开后，各省承载容量的具体数额。

第二，我们可以挑选部分区县进行试点，适当放开220千伏反送电限制，然后逐步增加规模观察情况，可以考虑向负荷侧的市区供电来进行匹配。

中东部地区土地资源存在约束，东部还能发展海上风电，中部地区在没有资源的情况下需要打破当前的惯性思维或者规则，比如不让电网承担过多责任。

投资企业、电网、能源主管部门以及负荷侧等利益方需要重新商定下一步新能源发展的成本分配问题。

山东做了很多的尝试，可能具有参考意义。比如，山东2023年光伏新建装机量比2022年还要多，但利用率提升了，这主要是因为山东是全国第一个调整峰谷电价，将中午改成谷电和深谷电的省份。当时有很多光伏企业不满意，但与电网收益进行取舍后，这带来的是新能源装机和利用率的提升，解决了一部分消纳的问题。今年有十个省也开始逐步调整谷价，但也有省份考虑到中午用电需求较高，调成谷价影响电网收益，所以并没有进行调整。如果有很多这样想法存在，就很难做到心往一处使。

所以，想真正解决消纳问题，最重要的是整个环节内所有的单位甚至光伏从最上游的硅料，到最下游的投资，甚至融资单位和金融单位，要做到利润的重新分配，达到一个平衡点

界面新闻：您对今年的新能源或者光伏发展有何期待或者预测？

尹明：我对光伏发展有几点预判。到2030年，光伏将成为年新增装机量增长最快、规模最大的电源类型。我预测，年均新增装机量不会低于200GW。

基于当前趋势，预计到2030年，中国的光伏装机总量将超过20亿千瓦。如果全球2030年的新增装机达到10亿千瓦，中国当年的新增装机至少应在4亿千瓦。我的预测相对保守，认为2030年达到20亿千瓦应该没有问题。

实现这一增长前提是，需要跳出现有的发展模式，加强风光新能源特别是光伏的创新发展。光伏新能源应从简单的电源转化为重要的生产要素，与产业深度融合。

我认为，产业加光伏是适合中国的发展路子。

张晓斌：根据今年前两个月的装机增速，预计今年光伏装机将接近300吉瓦。然而，心理上并不希望装机量如此大，因为我们还未做好充分准备。

今年面临分布式管理办法的出台和新能源进入电力市场等政策的调整。一旦新老划断政策调整的时间节点确定，比如2025年1月1号，可能会导致今年疯狂的装机潮，但这种突然增加的装机量不利于行业的持续健康发展。新能源特别是光伏的发展需要跳出现有模式，和火电拼发电量并不现实，要走自己创新的路，匹配产业发展。

个人希望光伏能够稳定发展，不要再出现像去年一样的光伏大年。如果今年光伏大年成真，2025年行业将出现严重调整，需求跟不上已经扩张的产能，将对制造型企业造成巨大影响。所以，在市场政策不断变化的情况下，行业参与者应保持保守和冷静的心态，以客观规律为指导，合理应对今年的发展挑战。