一、综述

1．光伏消纳能力及其对新能源行业的影响

深入剖析消纳概念，它涵盖了将新能源产生的电力通过电网传输至用户端并被有效利用的过程。当电网传输能力受限或用户用电需求较低时，新能源电能的消纳便会受到影响。在综合考量多种边界条件，包括火电灵活性改造、抽水蓄能设施的充放电性能、新型储能技术应用、电网传输效能以及用户用电负荷等因素后，若要确保90%以上的消纳率，今年新能源装机容量的合理消纳空间应在200GW以内。

2．光伏政策放宽背景下的消纳预测分析

受益于政策驱动，光伏行业的整体成本显著下降，部分区域尤其是中东部地区的内部收益率己超过10%，因此投资策略逐渐由追求高收益转向增加装机规模，以实现碳达峰和能源结构转型等长远目标。面对电网消纳压力增大与新能源行业稳定发展的需求，新能源市场化交易比例预计会有所提升，这也成为推动相关政策出台的关键因素之一。预期新版政策上半年推出，并可能适当下调消纳利用率指标，从原来的95%降至92%-93%。此举新增50+GW新能源装机的空间，尽管具体政策时间和细则尚待明确，但准备工作在进行中。

3．光伏消纳政策调整及挑战探讨

鉴于地方政府低碳目标的要求与整体能源转趋势，行业可能出现年底集中装机的现象，类似去年的情况，这种集中安装可能挤占次年市场空间。若不放宽消纳能力，今年的增长幅度可能较去年回落10%-20%。这与国家低碳发展的战略期望不符，但新能源装机不会被强制要求维持高速增长。

通过模型预估，在将消纳率从95%适度下调至90%的前提下，今年理论上可新增约15-16GW的消纳，实际效果或许优于模型预测。

4．光伏电价变化及展望

对于光伏项目业务而言，面临的首要问题是市场化交易导致的收益率波动性加大，尤其在标杆电价受日显。此外，业主还担忧电力市场化交易价格偏低、地方政府消纳问题解决方案的有效性及电力需求峰值时间缩短等问题对光伏电价带来的潜在影响。

市场化机制方面，光伏业主应正确看待新能源在电力市场的调度优先级，长期来看，新能源项目仍将保持良好的经济效益，市场应给予新能源投资项目合理的回报。同时，除了现货交易外，长协绿电交易等方式也将发挥关键作用。

长期收益保障上，虽然存在市场不确定因素，但从长远视角看，随着新能源逐步成为主力电源，电力系统必须为其提供稳健的回报，确保新能源项目的长期经济效益。无论是基于经济性考虑还是政策制度设计，国家都倾向于保护和支持新能源产业的发展。

5．光伏消纳政策变化及影响深度解读

政府部门仍会对各省消纳率进行考核，考核标准并非固定95%这一阈值，而是根据各地实际情况进行灵活调整。若某省气电率未达到内部设定目标，仍会被纳入考核范畴。

今年光伏装机消纳预测：预计2023年新增可消纳装机量为200GW，若至92%则可能再增50GW至250GW。加上去年结转的90GW，今年实际可能的装机总量约为160GW（250减去90）。考虑到年初至今己安装近20GW，按照每月安装20GW的速度，到8月份就可能完成预定装机目标。值得注意的是，降低弃电率可能有助于提高今年的消纳能力，以满足更多的装机需求。

与其他发电方式对比：尽管新能源发电装机不断增加，火电目前仍为主力电源，占比高达70%。新能源发电增量虽相对火电总量影响有限，但在新能源集中的西北地区，如：甘肃、宁夏、青海和新疆等地，可能会对火电调频产生较大影响。但从全国范围看，新能源新增装机对火电整体格局影响较小。

6．经济性与政策因素的权衡决策

当前，发电企业特别是国企和央企在投资新能源项目时，决策考量并不完全依赖于经济性，而是在广义战略层面兼顾环保、政府政策导向等多元因素。在中东部地区，企业仍然以经济性为主要量依据。

这类投资行为深受政策导向影响，例如陕北地区的新能源项目即使回报率仅5%，由于市场火热，投资者竞相争夺，项目投放依然活跃。

在经济性不足以保证盈利的情况下，央企等机构会寻求其他途径实现收益回报，如抢占稀缺资源项目、提升运行效率等，其收益率会在一段时间后反弹，表明经济性并非唯一决策要素。

7．2025年光伏投资营销压力及消纳政策变革前瞻

尽管特高压和灵活性改造工程预计于2025年下半年，全年销售压力依旧较大。总体来看，2025年情况预计将好于今年，但仍面临不小压力。新增风光装机空间或将维持在略高于300GW的水平，与今年持平。预计当年消纳量将达到约2.2，风光新能源新增装机量至少不低于今年水平。

消纳率的调整旨在设置更合理的利利用率，而非消除考核。考核方式可能发生的变化包括：地方电网企业的直接考核或者由国网统一执行，但最终决定权仍在中央政府，具体实施则由地方政府负责，并接受国资委与能源局的双重考核。

合理利用率的设定需要充分考虑运营商的经济效益，因此政策制定将根据不同区域特性进行差异化调整。如果中东部地区降低利用率考核，可能会对其在该区域的投资积极性造成一定影响。

8．光伏消纳政策演变及产业影响深度分析

近年来，光伏消纳政策中的三大核心指标（并网率、利用小时数、并网装机占比）考核范围发生了变化，非规划内的项目己不在考核之列。另外，适度放宽消纳率（例如放宽5%-8%），可能带来一定的市场变化，特别是在消纳压力较大的地区。

关于考核范围的具体规定，有可能在2025年修订的可再生能源法中进一步明确阐述。然而，该法律可能只会提出原则性指导，而不涉及具体考核细节。

在预见2024-2025年可能出现消纳压力高峰的背景下，现行政策旨在通过合理扩大装机规模，确保产业平稳过渡，维护光伏产业链的健康发展。同时，政府正逐步调整装机布局，应对逐年上升的消纳压力。

9．光伏消纳政策变化对储能行业的影响

光伏利用率的提升可能对储能市场产生间接影响。一旦光伏利用率本身得到提高，储能的需求紧迫性就会相应减弱，这可能导致原定的储能新增目标无法达成。当前估计今年新增储能规模可能达到50GW，但若新政策落地，这一目标可能难以实。

对于电力公司来说，自发电量增长时，尤其是在无法即时并网的情况下，可能会更多地采用储能手段储存电力，待适当时机再并网输出，从而保持较高的利用率。在这种情况下，放松光伏利用率限制理论上对储能行业形成利好。

然而，强制配储政策与放宽弃光率政策之间存在一定程度上的矛盾。在配储比例较高且利用率较低的情形下，放宽光伏利用率有利于提升光伏的实际利用率，但目前储能技术及设备的质量参差不齐，可能限制了储能的大规模应用。

二、Q&A

Q：消纳的定义是什么？

A：消纳指最终用户真正利用上的电量，而非电网消纳新能源。电网负责转运电力至用户。

Q：目前光伏装机的消纳瓶颈多大？

A：根据模型，今年整体风光新增装机应在200GW以内。实际装机规模超出了电网消纳能力。

Q：改变光伏消纳政策的主要驱动因素是什么？

A：光伏技术成本显著下降、电网困境、新能源市场化进程加速。

Q：新规政策何时出台，具体调整是什么？

A：预计上半年出台，可能从95%降至92%-93%。

Q：消纳政策放宽后，对新增装机量的影响？

A：模型预测，光伏利用率从95%降至94%，可能新增15GW装机量。降至92%，可能新增50GW。

Q：关于光伏消纳空间的问题，如果红线不放开，今年的空间约为200GW，那么今年是否会遭受压力？

A：如果红线不放开，今年的消纳空间可能只有200GW级别，这将形成一定压力。

Q：能否详细解释消纳模型，以及不运用？

A：模型考虑电网客户和各种类型电源的新增投入，负荷预测以及电网架构的变化等。

Q：现在电量越来越多地参与市场化交易，长期收益率是否难以测算？

A：投资主体既考虑政策因素，也考虑市场因素。技术成本下降提升了项目的收益预期。

Q：电力市场化交易的价格较低，对光伏电价形成压力？

A：新能源作为未来电力系统的主力电源，电力市场会优先调度新能源。

Q：关于去年局部地方可能不再将吸光电率作为红线来进行考核，您认为去年的新增装机量是否已经体现了对此政策的放松？

A：国家相关部门对大型集团制定并执行一个集团级的考核。95%的目标会按实际情况分解至各个省。

Q：关于去年年底可能有九十多兆瓦的装机量集中在最后并网，我看国家能源局公布的数据好像没有那么多，这两个统计口径之间是有什么差别吗？

A：数据应该是相符的。可以对比11月份和全年的数据。

Q：对于组件价格下降使得即使某些地方面临吸光电时，这对于其它的像火电这样的电源会产生怎样的收益率如何保障？

A：新能源的大力投入对火电会有一定的电量影响，但从全国整体上看，这个新增的电量对火电基本没有影响。

Q：刚刚您提到，可消纳的新增是200GW，如果那个降到就指标降到92的话，就再GW。然后去年他结转了90GW过来，那就说不考虑今年，比如说12加50GW，月份再往后新增装机量，今年可装机的消纳量其实就是250减90，是这么算吧？

A：是理论值，如果把去年结转的90GW加进来，确实可以这样理解。然而，实际情况并非如此。

Q：请教一下，您怎么看待一年新增2-3万GW新能源装机量的情况，电网需要投入多少的资本开支才能保证这些装机能力被消纳？

A：我并未严格计算过这方面的问题。电网的基建投资并不完全根据新能源的需求来决定。

Q：对于未来5年的销量预测，您怎么看待这个问题？

A：2025年的新增装机空间会保持在300G稍微多一点的水平，可能跟今年持平。

Q：对于销售率的放宽，您有何理解和思考？

A：销售率的放宽我认为更好的提法是合理的利用率的设置。它应当是放宽或者优化调整，而非完全取消。

Q：销售率放宽是否会影响到能源集团对未来投资的积极性？

A：销售率放宽是分省制定的，不代表所有地方都要调低。

Q：在销售率放宽的情况下，对已投资项目的收益率有什么？

A：对于已经投资了的项目，未来是否会继续关注指标。这个过程有可能是指标上升，也有可能是指标下调。

Q：关于今年的光伏销量能再确认一下吗？

A：今年的光伏销量是130-140G。风能和光伏加在一起，总销量应该是260G。

Q：关于度电消纳率95%的考核范围，这两年有没有发生变化？

A：现在并未听到分布式基地不在考核范围内，一些大型基地确实可能会被剔除在考核范围外。

Q：大型基地的项目，如分布式和其他的，是否在95%的消纳率考核范围内？

A：关于大型基地的考核状态我不完全清楚，但在实际的计算过程中是有一部分涵盖进去的。

Q：在修订2025年的可再生能源法案时，会对考核范围有所明确吗？

A：在修订的新能源法中，将涵盖一些关于如何合理利用、动态调整利用率的原则性内容。

Q：对于大规模的装机量，是因为5GW的运营商在年底进行考核吗？ 

A：年底装机量的增加只是其中的一部分原因，更重要的可能是像河北那样的地方正在对仓库进行节奏控制。

Q：关于今年1-2月份国内的光伏装机量，以及考虑到去年已经达到每月15GW的装机量基数，未来几个月的增长如何看待？

A：在一年周期内，光伏装机量通常在6月和2月会有明显的增长。

Q：请问光伏消纳政策中弃光率的提高对储能的影响是什么？

A：储能业的发展一定会受到弃光率提高的影响。今年新建储能设预计在30GW左右。

Q：弃光率放开后，储能的价值会体现在哪些方面？

A：如果光伏发电厂可能因为电网接纳问题导致电量弃置不用，那么储能设备的存在可以将这部分电量储存起来。

Q：强制配储政策与弃光率政策放开是否互相冲突？

A：近期的强制配储政策与弃光率放开在一定程度上的确有一些冲突。

Q：储能是否能解决消纳问题？

A：储能设备有助于解决消纳问题，其意义并非只有配套新能源而已。