在线讯:“95%消纳红线要放开”的猜测近期在各大自媒体持续发酵，叠加刚刚闭幕的两会再次释放利好新能源产业的信号，新能源板块自上周五开始全线反弹。
（文章来源 微信公众号：电联新媒 ID：dianlianxinmei2017 作者：赵紫原）
95%消纳红线，即清洁能源消纳考核指标，通俗来讲，就是新能源消纳率至少达95%，见于国家发改委、国家能源局2018年联合印发的《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》（以下简称《行动方案》）中，该文件首次提出把弃电率限制在5%以内的概念。即使该文件已经过期，95%仍作为当前新能源利用率考核的隐形标准线。
近年来，我国新能源在注重数量快速增长的同时，消纳水平不断提升。援引自经济日报数据，全国风电、光伏发电平均利用率逐步提高，风电利用率由2016年的82.4%提高至2022年前11个月的96.7%；光伏发电利用率由2016年的90%提高至2022年前11个月的98.2%，达到了世界一流水平。
然而，这些都不是免费的“午餐”。由于新能源占比持续提升，电力电量实时平衡难度加大，安全问题不容忽视。根据有关部门的研究，随着新能源渗透率的不断提高，电力系统投资运行消纳成本也将显著增加，业内认为，新能源消纳率“紧箍咒”是时候调整了。
从“弃电率”到“利用率”
新能源消纳考核指标悄然变化
消纳率的“前身”是弃电率。我国新能源自2010年起进入规模化发展阶段，装机大增，加之电网建设和消纳机制相对滞后，“弃风弃光”开始出现，并在2016年前后出现高峰。
2017年1月，国家能源局召开新闻发布会，会上相关负责人表示，2016年我国弃水、弃风、弃光电量合计达到1007亿千瓦时，较上年下降近100亿千瓦时，但规模仍超过三峡电站（当年）976亿千瓦时的全年发电量。
彼时，弃风弃光成为各界讨论的对象，各方密集调研，诸多机构发布研究报告，能源主管部门每年都出台相关政策文件。2018年，《行动方案》发布，“利用率”取代“弃电率”成为官方表述。
2019年1月，国家能源局电力司负责同志就《行动方案》答记者问时表示，长期以来，我国清洁能源发展一直以“弃电”的高低作为评价标准，但“弃电量”“弃电率”的说法只关注清洁能源电力的未利用部分，忽视了整个能源和电力系统为消纳清洁能源付出的努力和成本，易引起社会各界的误解。
随着新能源的大规模开发，体制机制逐步完善，我国新能源利用率居高不下。国网能源研究院有限公司2023年9月发布的《中国新能源发电分析报告2023》（以下简称报告）显示，2022年，全国新能源发电量首次突破万亿千瓦时，新能源利用率自2018年以来连续五年超过95%，持续保持在较高水平。3月4日，全国新能源消纳监测预警中心公布了《2024年1月全国新能源并网消纳情况》，数据显示，今年1月，全国风电、光伏利用率分别平均达98.3%、98.0%。
从“弃电率”到“利用率”，从一味追求弃电指标“双降”，到一味追求利用率指标“双升”，评估可再生能源消纳的考核指标悄然变化。
从“利用率”到“合理利用率”
一味追求高消纳率得不偿失
新能源利用率，常被新能源企业视作“护身符”，却成了电力系统的“紧箍咒”。业内人士感叹，一味追求高消纳率得不偿失、难以为继。
截至2023年底，全国并网风电和太阳能发电合计装机规模从2022年底的7.6亿千瓦，连续突破8亿千瓦、9亿千瓦、10亿千瓦大关，2023年底达到10.5亿千瓦，同比增长38.6%，占总装机容量比重为36.0%，同比提高6.4个百分点。
如此高的新能源装机，要保证近乎百分之百的消纳率，电力系统的安全压力和经济负担越来越重。
2019年《行动方案》答记者问时，国家能源局相关负责人就坦言：“从整个能源系统经济性和全社会用电成本的角度，结合电力系统自身的特性，清洁能源消纳存在一个经济合理的利用率范围，片面追求百分之百消纳，将极大提高系统的备用成本，限制电力系统可承载的新能源规模，反而制约了新能源发展，因此并不是百分之百完全消纳最好。”
从电力安全角度看，传统电力系统电源以常规火电、水电为主，发电出力连续可控。新型电力系统中新能源发电受气候变化和天气条件影响大，具有随机性、波动性、间歇性的特点，发电出力弱可控和高度不确定。
新能源装机越来越多，电力电量实时平衡问题越来越难。研究显示，风光等新能源发电功率达到装机容量的概率几乎为零，达到50%以上装机容量的概率不足10%。预计2060年，新能源日最大发电功率波动将超过16亿千瓦，占全国最大负荷的40%，与当时水火核电装机容量基本相当。
若要全额消纳，意味着系统要付出越来越多的成本。《电网技术》期刊上一篇由国家电网公司调控中心、中国电科院相关专家撰写的学术论文认为，考虑环境成本后的合理利用率并非越高越好，而是应该综合考虑新能源发电出力特性和电力系统运行灵活性成本，并与各地区新能源装机规模、负荷水平等因素息息相关。
“可再生消纳改善，但效益更差”的例子，这几年在我国电力系统中并不少见。根据公开研究，我国某区域调峰市场允许1元/度的调峰服务被调用，以对等换取相同数量约0.37元/度的可再生能源消纳，换另一句话说是赔钱或者“烧钱”消纳可再生能源。
比如业内呼吁叫停的新能源强制配储。中电联2023年3月发布的《新型储能助力能源转型》指出，储能电站建设会加大新能源项目初始投资成本，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%—10%；而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%—20%。当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担，给企业带来较大压力。据记者不完全统计，目前，我国已有20余省份发布了新能源配备5%—40%储能的相关政策文件，并未达到“1＋1>2”的效果。
再以尖峰负荷为例，在“2020全球能源互联网（亚洲）大会”上，中国工程院院士郭剑波指出，可再生能源尖峰出力功率大、电量小，保证尖峰出力消纳需要调动巨大的灵活性资源。未来高比例可再生能源电力系统中，保证尖峰出力的全额消纳代价大。2018年8月20日4:00，新疆电网风电可用出力突增至890.5万千瓦（占风电装机容量的46%），持续时间5分钟，累计电量74万千瓦时，仅占全天风电发电量的3.3%。
放眼全世界，仍未有精准的“最合理”的新能源利用率水平及定义，但大致可以理解为整个能源系统经济性和全社会用电成本最低。英国帝国理工大学的一项研究表明，弃电率整体与可再生能源渗透率呈现出正相关关系，渗透率每增加1%，弃电率的平均增加值位于0.02%到2.97%之间。
在这种背景下，政策再次进行了调整——2021年3月30日，国家能源局回应如何保障可再生能源消纳问题时，提到“要科学制定可再生能源合理利用率目标”这一举措，合理利用率也明确将进行“动态调整”。
从“合理利用率”到市场化消纳
消纳政策从行政主导迈向市场为主
我们经常听到这两种声音，要么只论消纳率近百的功劳、要么只论新能源消纳的苦劳，而这些零星信息很难客观呈现新能源消纳率的全貌，若把这些“侧面”进行简单拼凑，我们得以窥见我国可再生能源的消纳率的轮廓——消纳政策的调整绝非“1以内的”小学数学减法题，而是我国新能源消纳政策应从“指令计划型”走向“市场经济型”的深层次改变。
“政策已经放开了口子，但是没有一个地方‘明确风电光伏合理利用率’。”上述业内人士告诉记者，“仔细观察就会发现，电力系统安全高度承压，而目前全国各地和相关企业仍然大肆宣传近百的新能源消纳率，这其实给了政策制定者一个不好的导向，95%的红线是不是低了？是不是比95%更高的数值还能完成？”
我们进一步“打破砂锅问到底”，为什么没有省区“明确风电光伏合理利用率”？
一种说法认为，若“明确风电光伏合理利用率”，将违背《可再生能源消纳法》。2005年我国出台《可再生能源法》，明确了可再生能源的固定电价制度，2009年《可再生能源法》修正时增加了全额保障性收购制度，以“保量保价”为主的模式支持可再生能源产业发展。
最具代表的，莫过于两起诉讼案件。民间环保NGO组织因“弃风弃光”，将国网甘肃电力有限公司、国网宁夏电力有限公司告上法庭，分别索赔3亿、3.1亿元。经过耗时约7年的漫长诉讼，我国气候变化诉讼第一案锤音落定，并达成调解。
其实，通过市场消纳与全额保障消纳并不矛盾。《国家发展改革委 国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改[2022]118号）文中，第六部分构建适应新型电力系统的市场机制中第（一）款“鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核”内容。
从法律角度看，市场化消纳与《可再生能源法》也不违背。业内人士告诉记者：“从发展来看，2009年我国新能源装机小，全额保障消纳有其历史局限性。从程序上说，先下位法再上位法，也就是先地方后中央。我国幅员辽阔，省区情况迥异，地方法规先行制定再修订《可再生能源法》，也未尝不可，就是耗时较长。
“‘解绑’新能源消纳率还是要从中央政府层面统一谋划。”业内人士表示，“消纳率计算的分母是全额保障性收购的部分，也就是说，没有全额保障性收购就没有消纳率的统计，未来，随着新能源逐步入市，消纳率的概念或将不复存在，单纯盯着那个数值是没有意义的，‘解绑’不等于浪费，而是舍掉了冗余，发展阶段不一样了。”
