可再生能源電量消納，到底該由誰負責？

——新能源市場研報（2024年3月）

（來源：中能傳媒能源安全新戰略研究院 作者：伍夢堯）

行業動態

?可再生能源電量消納，到底該由誰負責？

市場價格跟蹤

?春節以來，我國太陽能級多晶硅市場成交均價基本保持平穩。業內預計，受下游需求恢復影響，3月全國多晶硅產量有望環比上浮。

行業快訊

?兩部委要求我國配電網到2025年應具備5億千瓦左右分布式新能源接入能力。

?美參議員提議太陽能組件必須使用本土硅片才可享受激勵政策。

?歐洲2030年起所有新建住宅建筑須采用屋頂太陽能供電。

?全球風電葉片葉輪直徑最大增至292米。

?大面積全鈣鈦礦光伏組件穩態光電轉化效率達24.5%。

?甘肅要求2024年新能源裝備制造全產業鏈產值增長超15%。

行業動態

可再生能源電量消納，到底該由誰負責？

3月18日，國家發展改革委印發《全額保障性收購可再生能源電量監管辦法》（以下簡稱《監管辦法》）明確，2024年4月1日起，風力發電、太陽能發電、生物質能發電、海洋能發電、地熱能發電等非水可再生能源發電項目的上網電量，由電力市場相關成員承擔保障性收購電量的收購義務，由售電企業和電力用戶等共同承擔市場交易電量的收購責任。文件實施后，我國可再生能源發電將正式告別電量100%消納的“大鍋飯”時代，真正走上獨立道路。

同樣在這段時期，有關于可再生能源電量“95%消納紅線要放開”的猜測，正在業內傳得沸沸揚揚。一份至今未能查明來源的調研報告表示，當前，我國相關部門正考慮撤銷電網公司多年遵循的可再生能源95%的消納紅線，為風電、光伏發電等可再生能源項目進一步擴大規模提供更多便利。此消息一經傳開，立刻引發資本市場狂歡。不僅風電、光伏板塊一路拉升，A股新能源賽道更是在3月11日出現了久違的全面飄紅的“盛世”景象。

我們不禁要問，可再生能源電量消納，是否需要有限度？這一近年來快速擴張并將持續擴大的電量規模，到底該由誰來負責？

過去：消納紅線從何而來

消納紅線的歷史，其實并不算漫長。

伴隨風電、光伏在“十二五”時期陸續步入規模化發展階段，原本只是“小兄弟”的風電、光伏發電行業裝機規模快速提升，發電量持續擴大，并開始對原本負荷相對較低且多位于電網末端的西北地區電網造成壓力（早期，我國風電、光伏電站主要于自然資源稟賦優越的陜西、甘肅、寧夏等地區投產）。

在這種情況下，我國棄風、棄光現象日漸加劇，并在2016年達到頂峰。根據國家能源局發布的數據，2016年，我國棄風電量497億千瓦時，相當于三峽當年全年發電量（935億千瓦時）的53%。其中，全國棄風較為嚴重的甘肅棄風率更超過了43%、棄風電量104億千瓦時，引發業內乃至全社會的廣泛關注。

數據來源：國家能源局

圖1 2015—2020年我國棄風棄光情況

為引導可再生能源行業健康有序發展，2017年末，國家能源局發布《關于建立市場環境監測評價機制引導光伏產業健康有序發展的通知》，要求統籌考慮各省級行政區域的開發市場環境和投資運營風險，并根據監測評價結果的不同等級決定第二年的地區年度新增建設規模。

2018年，國家發展改革委發布《清潔能源消納行動計劃（2018—2020年）》，對2018—2019年風電、光伏、水能利用率進行了明確劃定，并要求到2020年確保全國平均風電利用率達到國際先進水平（力爭達到95%左右），光伏發電利用率高于95%，全國水能利用率95%以上。自此，95%被業內視為判斷我國可再生能源電量消納是否達標的“消納紅線”。

幸運的是，在主管部門及各相關方的共同努力下，我國風電、光伏發電利用形勢日漸好轉，利用水平持續上升。截至2023年底，全國風電平均利用率從2016年的82.4%上升至97.3%，光伏發電平均利用率從2016年的90%上升至98%，均達到世界領先水平。

現時：可再生能源電量如何消納

近年來，伴隨裝機占比的快速飛升，我國風電、光伏等可再生能源電量根據消納責任主體的不同，主要可分為保障性收購和市場交易電量兩大部分。

保障性收購，主要是國家在早期為支持行業發展，由電網企業負責消納的電量。前期由于風光裝機規模相對較小、電量規模也較小，電網企業基本能完成全額收購責任。伴隨裝機規模的飆升，難以“掌控”的新能源電量開始對傳統電網的有序運行造成巨大挑戰。

新能源配儲曾被認為是解決風光消納問題的一劑良方。然而，盡管儲能項目的建設成本在近年已實現了大幅下降，尚未成熟的商業模式、相應提高的項目整體建設成本及目前相對較低的儲能項目利用率，卻讓新能源配儲發展面臨窘境。根據中國電力企業聯合會2022年發布的《新能源配儲能運行情況調研報告》，新能源配儲能項目的等效利用系數僅為6.1%，大大低于電化學儲能項目12.2%的平均等效利用系數。建而不用讓多數儲能項目淪為擺設，而開發商也只能為強制配儲買單。

通過輸電通道實現負荷中心與能源基地的優勢轉化，已被證實是擴大消納空間的一條有效途徑。但是，當平均超過1年的特高壓建設周期與一般僅需幾個月的風光項目（1個20兆瓦的地面光伏電站甚至只需要3個月即可建成）放在一起，特高壓建設的相對滯后對可再生能源行業發展的消極影響逐漸顯現。當下，超速發展的風光裝機增長速度已遠超電網的規劃、建設進程，消納矛盾突出，通過市場調節實現可再生能源電量的優化配置，成為推動行業健康發展的必然選擇。

2017年，作為可再生能源電力生產、消費的唯一憑證，我國可再生能源參與電力市場交易的第一種模式——綠證開始試行核發及自愿認購。2019年，國家發展改革委、國家能源局明確，自愿認購綠證對應的可再生能源電量可等量記為消納量，綠證由自愿認購轉向強制交易。2021年，我國綠電交易試點正式啟動，首批合計成交電量近80億千瓦時。2023年，綠證核發范圍進一步擴大，基本覆蓋全部可再生能源電量。數據顯示，從2021年至2023年，我國新能源參與電力市場化交易的比例從22%攀升至44%，市場的規模、參與主體數量及活躍度都實現了明顯提升。

與此同時，風光參與電力市場交易的過程中也出現了一些小插曲。以2023年山東電力交易中心出現的“負電價”為例，2023年4月29日至5月3日，山東電力現貨實時交易累計出現了46次“負電價”，其中5月1日—2日，山東電力市場現貨交易中心實時“負電價”時段更長達22小時，國內電力現貨市場“負電價”時長創下新高。

業內人士指出，這一情況的出現是山東新能源裝機大幅增長及“五一”小長假期間用電大戶負荷大幅降低相疊加的結果，實屬市場自發調節的正常運行結果。然而，當時仍引起業內一片嘩然。

為持續挖掘風光項目參與電力交易的積極性，國家相關主管部門相繼推動多項政策落地。2022年，國家發展改革委、國家能源局即表示，新能源報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核；本次發布的《監管辦法》再次明確，“因可再生能源發電企業原因、電網安全約束、電網檢修、市場報價或者不可抗力等因素影響可再生能源電量收購的，對應電量不計入全額保障性收購范圍”。這兩項條款的明確，在一定程度上繞開了相關部門對地區棄電率的計算，導致部分項目業主承壓，“被迫”選擇放棄全額收購轉而投入交易市場。自此，我國可再生能源電量參與電力市場的規模有望進一步擴大，棄風率、棄光率兩個概念或將成為歷史名詞。

未來：消納與利用絕不是零和博弈

2021年，我國風電、光伏發電行業正式邁入平價上網時代。與預想不同的是，盡管告別了中央財政補貼支持，兩大行業的前進步伐卻并沒有變緩。截至2023年底，我國風電、光伏發電合計裝機規模已突破10億千瓦，相較2020年底風光合計裝機翻一番。

面對如此龐大的裝機規模，面對仍在飛速擴大的可再生能源電量，建設本已滯后的大電網安全壓力與經濟壓力倍增。此時，想要繼續完成可再生能源電量100%全額消納的任務，已非易事，更需付出高額成本。而電網企業是否應該為了維持相對較高的消納水平“賠本賺吆喝”的討論，也早在業內上演多輪。

此時，我們不禁要問，由電力系統承受更多壓力以全力保障風光水等可再生能源實現更高比例消納，與在優先保障電網安全運行的基礎上有限接納可再生能源電量，到底哪個選擇更合理？

細究下來，無論是哪個選項，其實都是把可再生能源電量消納與電力系統平衡放在了非A即B的對立位置。然而，實際上，兩者之間不是、也絕不應該成為一場“你死我活”的零和博弈。

早在2019年，國家能源局電力司相關負責人就《清潔能源消納行動計劃(2018—2020年)》答記者問時就已明確表示，“從整個能源系統經濟性和全社會用電成本的角度，結合電力系統自身的特性，清潔能源消納存在一個經濟合理的利用率范圍，片面追求百分之百消納，將極大提高系統的備用成本，限制電力系統可承載的新能源規模，反而制約了新能源發展，因此并不是百分之百消納最好”。在風電、光伏等裝機和發電量比重快速提升的同時，我國2019年的清潔能源利用水平就已逐步接近并部分超過國際公認的平均合理水平。

在考核已達標的基礎上，算筆行業發展的經濟賬就成必然。來自于國網能源研究院、電力規劃設計總院等研究機構的多位專家曾多次在公共場合表示，當下，能源消納問題已逐步演化為經濟性決策問題，應當從全社會購電成本的角度計算可再生能源合理利用率；并指出，適度的棄風棄光有利于降低系統消納可再生能源的成本，實現全社會成本最小化。國家能源局新能源相關負責人也在今年初發表的一篇署名文章中表示，2024年，將“以消納責任權重為底線，以合理利用率為上限，有序推動風電光伏發展”。

綜合以上因素，我們可以看出，未來一段時間內，我國風電、光伏發電等可再生能源電量的消納工作，仍會是推動行業健康發展的重點任務之一，但不再會是影響行業發展節奏的決定性因素。從單純由電網企業兜底，到發電企業、電網企業等多方共同承擔消納責任，可以說，可再生能源電量消納想要形成一個相對穩定、成熟的運行模式，路還很長。

市場價格跟蹤

硅料市場成交均價基本平穩，3月產量有望環比上浮

春節以來，我國太陽能級多晶硅市場成交均價基本保持平穩。其中，N型料市場價格出現小幅波動，但成交均價已連續3周停留在7.21萬元/噸；N型顆粒硅成交均價小幅上漲后維持平穩，3月中旬環比持平；復投料、單晶致密料、單晶菜花料市場均價在小幅上漲后，均呈現小幅下降態勢。

數據來源：中國有色金屬工業協會硅業分會

圖2 我國太陽能級多晶硅市場成交均價（20240103—20240313）

從價格來看，產品迭代催生的硅片庫存積壓、市場產能過剩，以及在近期日漸加劇的上下游價格博弈，仍是影響硅料市場價格波動的主要原因。當前，在成本端，盡管工業硅價格持續走低，但作為多晶硅主產區之一的四川電價維持高位支撐行業平均生產成本位于相對高位，導致整體售價仍會在高位停留；在需求端，為降低生產成本，硅片企業對低價菜花料的需求呈現出了增加趨勢。綜合以上因素，業內預測，我國多晶硅市場價格在今年二季度或將繼續下行。

從訂單簽訂情況來看，由于近期硅料領域價格博弈持續加劇，硅料企業挺價心態明顯，目前，僅有部分企業簽完本月訂單，其余企業還留有余量，新增簽單出現階段性停滯。其中，N型硅料成交基本都是一線大廠，價格基本維持穩定；p型硅料多為非一線廠成交，價格趨于松動，部分低品質料讓價成交，而一線廠的p型料產能則進一步縮減，少數p型硅料新成交價格依舊持穩。

數據顯示，今年2月，我國多晶硅產量為17.52萬噸，環比上漲2.28%。據業內預計，受下游需求恢復影響，我國3月多晶硅產量約18.5萬噸，環比上浮約5%。同時，3月底、4月初會有部分多晶硅新增產能試車，整體建設規模約30萬噸。

行業快訊

配電網到2025年應具備5億千瓦左右分布式新能源接入能力。國家發展改革委、國家能源局聯合發布《關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見》要求，推動配電網在功能上從單一供配電服務主體向源網荷儲資源高效配置平臺轉變，到2025年，配電網承載力和靈活性顯著提升，具備5億千瓦左右分布式新能源、1200萬臺左右充電樁接入能力。

美參議員提議太陽能組件必須使用本土硅片才可享受激勵政策。2月28日，多位美國參議院聯合致信美財政部長，要求重新配置《通脹削減法案》中規定的指導方針，即太陽能組件必須使用本土生產的硅片才可被視為美國制造，進而享受相應的稅收及補貼政策，以激勵美國太陽能硅片制造業發展，打破中國在這一領域的主導地位。

歐洲2030年起所有新建住宅建筑須采用屋頂太陽能供電。3月中旬，歐洲議會正式通過了修訂后的《建筑能源績效指令》，要求自2030年開始，歐盟所有新建住宅建筑均須采用屋頂太陽能供電，公共建筑、非住宅建筑將需據其規模及技術、經濟性評估后逐步部署太陽能。據悉，這一指令將在部長會議正式批準后正式成為法律。

全球風電葉片葉輪直徑最大增至292米。2月27日，由明陽自主研制的MySE292海上超大型葉片正式下線。據了解，該葉片長143米、葉輪直徑292米，掃風面積超6.6萬平方米，相當于9.4個標準足球場大小，且能抵御高達17級的超強臺風。同時，通過翼型族設計及氣彈裁剪技術，葉片邊界最高極限風速能達80米/秒左右，捕風能力進一步提升。

大面積全鈣鈦礦光伏組件穩態光電轉化效率世界紀錄又刷新。據南京大學透露的消息，該校譚海仁教授課題組研制的大面積全鈣鈦礦光伏組件，通過減緩鈣鈦礦的結晶速率使其薄膜制備時間延長到原來的10倍左右，穩態光電轉化效率達24.5%，刷新該領域世界紀錄，為后續產業化發展打下技術基礎。

甘肅要求2024年新能源裝備制造全產業鏈產值增長超15%。3月7日，甘肅省政府印發《關于鞏固經濟持續向好態勢推動高質量發展的若干政策措施》明確，要大力發展新興產業，完善壯大新能源裝備制造全產業鏈，2024年全產業鏈產值增長15%以上；突出抓好能源項目建設，新增新能源并網裝機1200萬千瓦。