新能源消纳现状及政策变化分析

能源低碳转型本质以发电量及消费量为导向，装机量是过渡考核指标。

1.新能源消纳现状

“十四五”规划和“双碳”目标以发电量和消费量为导向。我国“十四五”规划及“双 碳”目标的确定以可再生能源发电量占比、非化石能源消费比重为主要导向：“十四五” 规划提出，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过 50%。《2030 年前 碳达峰行动方案》中，非化石能源消费比重达到 20%左右，单位国内生产总值能源消耗 比 2020 年下降 13.5%，单位国内生产总值二氧化碳排放比 2020 年下降 18%；到 2030 年，非化石能源消费比重达到 25%左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比 2005 年下 降 65%以上。

“双碳”目标的确立促使新能源全产业链迎来高速发展。在“双碳”目标首次提出后的 2020 年新能源累计装机量大幅增长 29.5%，新增装机量是 1.22 亿千瓦，是 2018、2019 年新增装机量的总和，2023 年新能源新增装机量为 2.93 亿千瓦，是 2020 年新增容量的 2.4 倍。根据 2024 年 6 月数据，我国新能源累计装机量达到 11.8 亿千瓦，上半年新增 3.2 亿千瓦，较去年同期增长 37.3%。

装机量大幅增长的因素，一是因为“双碳”目标确定，以及十四五规划对各省可再生能 源消纳、各发电集团的建设指标考核等；二是新能源优质资源会被优先开发，随着资源 的不断分配，项目的获取、建设难度增大、考虑经济性、成本、电价等因素，各大发电 集团建设明显提速；三是新能源补贴退坡与上游制造业降本增效并行，配套电网企业收 购等相关政策，新增项目收益率仍符合公用事业合理收益区间，进而支撑企业持续投入 资本开支。 与此同时，传统电源中的火电的建设速度明显放缓，装机容量占比从 2015 年的 66.4% 下降至 2024 年 6 月的 45.8%；同时间段水电装机占比从 21.2%下降至 13.9%；核电装 机占比始终在 1.8%~2.4%区间内；风电装机占比从 8.5%上升至 15.2%，光伏发电装机 占比从 2.1%上升至 23.2%。

火电作为基荷能源和重要调节性资源，发挥保障电力系统安全稳定运行的作用，发电量 占比明显有“托底”的效果，从 2015 年的 74.9%下降 7.2 个百分点至 67.8%；水电发 电量占比从 17.7%下降 5.3 个百分点至 12.5%；核电发电量占比从 3%增长 1.7 个百分 点至 4.8%；风电发电量占比从 3%增长 7.7 个百分点到 10.7%；光伏发电量占比从 0.0% 增长 4.3 个百分点到 4.3%。

受限于新能源机组利用小时数较低的限制，2024 年 6 月，我国新能源装机量占比已经达 到 38.44%，发电量占比仅为 15%。

新能源发电出力具有波动性、随机性、间歇性以及时间错配等特点，相较于火电、水电 等，其对电网的安全稳定运行带来更大的挑战。当电网的可调节资源不足时，不可避免 地会产生弃光弃风现象，导致新能源电力无法被完全消纳。IEA 曾把新能源渗透率(即新 能源发电量在总发电量中占比)提升过程分为 6 个阶段，不同阶段对于电力系统灵活性的 需求不同，由于新能源快速扩张和电力系统既有灵活性不足，电力系统安全运行的影响 持续增加。

2023 年我国新能源渗透率为 12.4%，已有 17 个省新能源渗透率超过 10%，部分省份即 将进入第三、四阶段，意味着电网承受的消纳压力加剧，且由于负荷与电源不匹配，部 分地区省间和省内消纳已存在困难。根据 2023 年各省发电量数据，青海是全国新能源 渗透率最高的地区，新能源发电量占比达到 38.4%；根据国家统计局数据，截至 2023 年底，青海省总装机 54.48GW，新能源装机占比 68.8%，水电装机占比 23.9%。

根据全国新能源消纳监测预警中心数据，2023 年全国新能源弃风率和弃光率分别为 2.7% 和 2%。其中，弃风率>=5%的地区有 4 个，分别为青海 5.8%、河北 5.7%、内蒙古 5.1%、 甘肃 5%；弃光率>=5%的地区有 3 个，分别为西藏 22%、青海 8.6%、甘肃 5%。 2024 年弃风弃光率持续上升，1-6 月全国新能源弃风率和弃光率分别为 3.9%和 3.0%。 其中，弃风率>=5%的地区有 8 个，分别为吉林 7.9%、青海 7%、内蒙古 6.7%、河北 6.5%、辽宁 6.4%、甘肃 6.1%、新疆 5.7%、黑龙江 5.6%；弃光率>=5%的地区有 4 个，分别为西藏 28.3%、青海 8.8%、甘肃 8.3%、新疆 5.1%。

从地区分布看，以 2023 年弃风弃光率、装机量、利用小时数测算弃电电量的绝对值： 风电方面，“三北”地区加上陕西、河南两地全年弃电量在 5 亿 kWh 以上，新疆、甘肃、 内蒙古、河北是弃风量最多的地区。光伏方面，主要集中在西北地区，青海、甘肃、宁 夏、河北是弃光量最多的地区。部分地区虽然装机容量低导致弃电量较小，但实际上消 纳能力较弱，少量风光增量都会对消纳造成压力。

2. 新能源消纳政策变化，市场化程度逐步加深

 保障性收购范围缩小，推动新能源参与市场交易

为支持新能源产业发展，我国长期实行新能源保障性消纳政策，“全额保障性收购”分别 在 2006 年的《可再生能源法》、2016 年《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》、 2024 年的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》提到，并根据实际情况对其概念 进行重新修订。 阶段一：2006 年《可再生能源法》，国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。 本法中可再生能源包括风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石 能源。 电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备 案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术 标准的可再生能源并网发电项目的上网电量，发电企业有义务配合电网企业保障电 网安全。

阶段二：2016 年《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，全额收购规划范围内可 再生能源发电项目的上网电量，首次提出“保障性收购利用小时数”概念，鼓励超过该 部分范围的电量参与市场交易。 本办法适用范围包括风力发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能发电、海洋能 发电等非水可再生能源。水力发电参照执行。 该办法在《可再生能源法》的基础上更新了“全额保障性收购”的含义，是指电网 企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数， 结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购 规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。

可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。 其中，保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电 合同（实物合同或差价合同）保障全额按标杆上网电价收购；市场交易电量部分由 可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度 原则执行发电合同。 十三五期间，我国发布了《可再生能源发展“十三五”规划》，新能源发展开始提速，2015 年、2016 年前后，在电价补贴叠加技术降本的推动下，国内风电、光伏装机非常迅猛， 为新能源场站带来高收益的同时，也出现了许多“超前建设”的情况，导致弃风弃光问 题突出，2015 年和 2016 年我国弃风率分别为 15.2%和 17%，弃光率分别为 12.6%和 10%。西北区域尤其严重，2016 年，陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆五省弃风弃光率达 到 33.34%、19.81%，此时，新能源项目成本都还很高，高弃电率严重影响项目收益。

阶段三：2024 年《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，保障性收购电量范围再 次缩小，由依托“保障性收购利用小时数”更新为按照“可再生能源消纳保障机制、比 重目标等”等相关规定。 可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量： ① 保障性收购电量：指按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定，应 由电力市场相关成员承担收购义务的电量，这也意味着保障性收购电量会随着上述 标准的调整而变化。 ② 市场交易电量：指通过市场化方式形成价格的电量，由售电企业和电力用户等电力 市场相关成员共同承担收购责任。对未达成市场交易的电量，在确保电网安全的前 提下，电网企业、电力调度机构可按照相关规定，采用临时调度措施充分利用各级 电网富余容量进行消纳。 “合理”弃风、弃光部分电量：因可再生能源发电企业原因、电网安全约束、电网 检修、市场报价或者不可抗力等因素影响可再生能源电量收购的，对应电量不计入 全额保障性收购范围，电网企业、电力调度机构、电力交易机构应记录具体原因及 对应的电量。

2019 年 5 月 10 日，国家发改委、国家能源局颁布了《关于建立健全可再生能源电力 消纳保障机制的通知》，规定国家按照省级行政区为单位，设定每个区域的可再生能源电 量比重，包括总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重，从而促进各省级区域优先消纳 可再生能源，形成可再生能源电力消费引领的长效发展机制。该权重自 2021 年起以年 为周期考核和更新，2024 年 8 月 6 日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司发布《关 于 2024 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，下发了 2024 年和 2025 年各省可再生能源电力和非水电消纳责任权重和预期目标，并首次对特定行业—电解铝 行业下发绿电消费比例要求。

《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》最核心的两个变化：一是进一步将新能源 消纳交还给市场，市场交易电量通过市场化方式形成价格，由售电企业、电力用户等市 场成员共同承担收购责任；二是发电企业未能参与市场交易的弃电量，由企业自己承担， 不纳入保障性收购范围。这两个变化进一步弱化了保障性收购的“保障”含义，使得新 能源入市进程又前进了一大步。

 新能源补贴电价退坡，保障性收购电量电价均收缩

我国可再生能源发电项目上网电价标准经历的四个阶段，补贴电价首次在 2009 年提出， 后逐年递减，因此保障性收购电量电价两部分均收缩，增量部分新能源项目将进入以“市 场化交易电价”为主的新时代，存量部分新能源项目也将逐步进入市场交易。

阶段一：早期新能源上网电价标准实行政府定价和政府指导价两种形式。 根据 2006 年《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，风力发电项目的上 网电价实行政府指导价，电价标准由电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成 的价格确定；太阳能发电、海洋能发电和地热能发电项目上网电价实行政府定价， 其电价标准由国务院价格主管部门按照合理成本加合理利润的原则制定。

阶段二：新能源标杆上网电价时期，分资源区制定新能源上网电价。 风电发电项目的电价补贴政策先于光伏发电项目出台，在 2009 年 7 月出台《关于 完善风力发电上网电价政策的通知》、2013 年 8 月出台《关于发挥价格杠杆作用促 进光伏产业健康发展的通知》中，分资源区制定陆上风电和光伏电站（集中式和分 布式）标杆上网电价，电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫 等环保电价）的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴。新能源电价补贴政策根 据产业技术进步和成本降低情况，周期性地对标杆上网电价进行调整。

阶段三：新能源上网电价转变为指导电价时期。 为科学合理引导新能源投资，实现资源高效利用，促进公平竞争和优胜劣汰，2019 年 4-5 月，国家发改委出台《关于完善风电上网电价政策的通知》、《关于完善光伏 发电上网电价机制》，将陆上风电、海上风电、集中式光伏、分布式光伏的标杆上 网电价改为指导价。 新增新能源电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导 价；指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘电价）的地区， 以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。 阶段四：新能源平价上网时期，按当地燃煤发电基准价执行。 2021 年6 月，国家发改委发布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》， 是新能源平价上网的重要文件。自 2021 年起，新备案集中式光伏电站、工商业分 布式光伏项目和新核准陆上风电项目，上网电价按当地燃煤发电基准价执行，可自 愿通过参与市场化交易形成上网电价。 2019 年 1 月，国家发改委、国家能源局下发《关于规范优先发电有限购电计划管理的通 知》，提出优先发电价格按照“保量保价”和“保量限价”相结合的方式形成，前者有电 网企业按照政府定价收购，后者电量电价通过市场化方式形成，政府定价部分比例逐年 递减，当同类型机组大部分实现市场化方式形成价格后，取消政府定价。因此，新能源 项目只有在保障小时数内才能以“燃煤基准价”收购，保障小时数以外的电量要参与市 场化交易。随着电力市场化交易的不断推进，各地对新能源以“燃煤基准价”收购的电 量，并不是按照国家发改委 2016 年发布的保障小时数，而是在此基础上逐渐减少。