新能源5%消纳红线,已经“名存实亡”
责任编辑:臧超 作者: 2024/3/27 17:07:28 浏览:4831 头条

历经近五年的快速发展,时近“十四五”后期,新能源累计装机已经突破10亿千瓦,行业再次将消纳能力提上关注的日程,5%消纳红线成为行业热议的话题。


但实际上,诞生于中国新能源限电高启时期,即2014年前后行业背景下的5%消纳政策红线政策,与当前新能源电网接入批复空间、以及各省下发的年度新能源指标竞配规模,虽然不能说完全没有关系,但起码在一线实际操作中,处于相对独立的状态。


这一点从各地逐年攀升的限电率是可以验证的。光伏們了解到,“十四五”以来,随着各省风光电站装机规模的快速攀升,限电率也在逐步提高,西北地区不少省份限电率已经超过10%,而去年河南的户用光伏电站拉闸限电也成为了常态,甚至山东新能源电站出现限电的时间也超过了80天。


下一步,行业既不能寄希望于5%红线的放开会带来更多的接入空间,同时也要接纳光伏电站午间限电的常态化。另一方面,随着系统成本的下降与电力市场的逐步成熟,全额保障性收购与5%消纳红线都将退出历史舞台,新能源电站的上网电量与电价,将进一步交由市场决定。


多省份限电率超过5%


实际上,“限电率”一词已经逐步退出了行业舞台,取而代之的是全国新能源消纳监测预警中心每季度发布的风电、光伏发电“利用率”。但是在这个各省平均利用率超过95%的背后,是不少地区新能源限电率持续攀升的现状。


光伏們了解到,早在2-3年前,某西北省份,部分光伏电站年度限电率超过20%已经成为常态,近两年随着该地风光项目的快速投建,限电问题正进一步加剧;在另一西北省份,也有不少场站的限电率已经超过10%,有投资企业反馈称,当前在该地的投资收益率边界,已经默认按照10%限电计算。


在“十四五”前两年风光电站大规模装机之后,限电问题将会进一步凸显。据光伏們了解,2023年陕西全年新能源限电超过5%,而在山东,出现限电的天数超过了80天,河南部分集中式光伏电站的限电率达到20-30%,户用光伏电站也出现了午间2-4h/天的限电情况。


从各省新能源电站的实际运行情况可以看到的是,限电率与利用率并不是相加=100%的关系,其中的问题在于二者统计的基数不同。众所周知,在限电率概念中,投资商测算的分母基数是电站实际利用小时数;而在利用率的统计中,分母则是补贴政策中的保障利用小时数。譬如,以青海为例,在两者统计口径的差别下,实际发电小时数可以达到1800h,但利用率的统计基数可能仅有1500h,而真实的上网小时数可能不足500h。


实际上,各省的限电率只有在本地持有存量在运营电站的业主最为了解,大多公开的数据并不能作为真实投资决策的参考。


各省指标:以消纳责任权重为底线,以合理利用率为上限


尽管限电如此,但这些省份并没有按照5%的消纳红线暂停新能源指标发放以及项目并网接入,甚至西北各省份年度下达指标规模更是达到了10GW的倍数。譬如去年新疆市场化项目规模单批超过50GW,“十四五”以来甘肃新能源累计下发指标已经超过100GW,这足以说明5%消纳红线与实际指标发放、投资企业的投资积极性,并不直接挂钩。


可以说,进入“十四五”以来,5%消纳红线已经与新能源指标,已经基本脱钩。


2021年,国家发展改革委、国家能源局发布《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知(发改能源〔2021〕704号)》,文件明确指出,“十四五”可再生能源发展的总目标是为贯彻落实碳达峰、碳中和任务,实现2025年非化石能源占一次能源消费比重提高至20%左右的目标,路径是从2021年起,每年初滚动发布可再生能源电力消纳责任权重,同时印发当年和次年消纳责任权重,当年权重为约束性指标,各省按此进行考核评估,次年权重为预期性指标,各省按此开展项目储备。


消纳红线1.png

(资料来源:能源研究所ERI)


这意味着,过去几年,各省新能源指标规模的参考依据是国家能源局每年下发的非水可再生能源电力消纳责任权重,而不是5%的消纳红线。


当然,随着各省新能源装机规模的持续攀升,以及系统成本的持续下降,5%限电率的政策导向对于行业而言已经无法发挥其积极意义了。


一方面,从社会用能成本考虑,随着新能源占比逐步提高,电力系统需要更多的灵活性电源来支撑新能源消纳,无论是煤电灵活性改造,还是增加电化学储能、抽水蓄能还是采取其他手段,这都将在一定程度上推高全社会的用能成本。保障可再生能源的消纳不仅技术上面临严峻挑战,而且需要电力系统付出高昂的消纳成本,增加整个电力系统成本。


另一方面,随着电力市场化改革的逐步推进,新能源入市交易进度也在加快,随着风光电站大比例进入市场交易,通过市场手段实现新能源的消纳,将成为下一步的行业重点。近日国家发改委最新签发的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》,也进一步强调了通过市场化方式实现新能源的资源优化配置和消纳,这将为风电光伏参与市场化交易的实践探索提供有力的政策依据。


3月18日,国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》的通知,重点表示科学优化新能源利用率目标,印发2024年可再生能源电力消纳责任权重并落实到重点行业企业,以消纳责任权重为底线,以合理利用率为上限,推动风电光伏高质量发展。


合理利用率“由来已久”


合理利用率一词并不是最近刚出现的,早在2019年,国家能源局就《清洁能源消纳行动计划(2018—2020年)》答记者问时就提到,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。


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来看,清洁能源消纳存在一个经济合理的消纳率范围,如果片面地追求百分之百消纳,将极大提高系统的备用成本,限制电力系统可承载的可再生能源规模,反而会制约可再生能源发展,因此设定合理的消纳率远优于保证可再生能源百分之百完全消纳。


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,再度提到“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”。


国家能源局在《2024年能源工作指导意见》中再次提及“合理利用率”,这意味着从“弃电量”“弃电率”到“利用率”,再到“合理利用小时”“合理利用率”,评估可再生能源消纳的指标已经发生了变化。


对应到行业端,投资企业也认为,是否接受限电以及接受多高的限电应该交由市场来决定,“光伏电站成本下降如此之快,在资源优渥的地方,电站投资是可以适当接受限电的”,一位参与风光大基地规划的设计院业务负责人表示,在大基地的前期规划中,都有关于限电率的测算边界,“一些源网荷储基地项目甚至默认了50%的限电率,尤其是午间限电尤为典型”。


当然,在从政策保障消纳到经济性消纳,新能源还需要政策的引导,以顺利过渡到完全市场化消纳的阶段,但可以确认的是,在新能源的下一个成长阶段,市场化已经不可避免,同时5%的限电要求也已经不再具备行业价值。


值得注意的是,随着新能源大规模进入电力市场交易,对于新能源电站来说,能交易多少电量、交易多少电价完全看各场站的策略水平。


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