3月18日，国家发展改革委印发《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（以下简称《监管办法》）明确，2024年4月1日起，风力发电、太阳能发电、生物质能发电、海洋能发电、地热能发电等非水可再生能源发电项目的上网电量，由电力市场相关成员承担保障性收购电量的收购义务，由售电企业和电力用户等共同承担市场交易电量的收购责任。文件实施后，我国可再生能源发电将正式告别电量100%消纳的“大锅饭”时代，真正走上独立道路。
同样在这段时期，有关于可再生能源电量“95%消纳红线要放开”的猜测，正在业内传得沸沸扬扬。一份至今未能查明来源的调研报告表示，当前，我国相关部门正考虑撤销电网公司多年遵循的可再生能源95%的消纳红线，为风电、光伏发电等可再生能源项目进一步扩大规模提供更多便利。此消息一经传开，立刻引发资本市场狂欢。不仅风电、光伏板块一路拉升，A股新能源赛道更是在3月11日出现了久违的全面飘红的“盛世”景象。
我们不禁要问，可再生能源电量消纳，是否需要有限度？这一近年来快速扩张并将持续扩大的电量规模，到底该由谁来负责？
过去：消纳红线从何而来
消纳红线的历史，其实并不算漫长。
伴随风电、光伏在“十二五”时期陆续步入规模化发展阶段，原本只是“小兄弟”的风电、光伏发电行业装机规模快速提升，发电量持续扩大，并开始对原本负荷相对较低且多位于电网末端的西北地区电网造成压力（早期，我国风电、光伏电站主要于自然资源禀赋优越的陕西、甘肃、宁夏等地区投产）。
在这种情况下，我国弃风、弃光现象日渐加剧，并在2016年达到顶峰。根据国家能源局发布的数据，2016年，我国弃风电量497亿千瓦时，相当于三峡当年全年发电量（935亿千瓦时）的53%。其中，全国弃风较为严重的甘肃弃风率更超过了43%、弃风电量104亿千瓦时，引发业内乃至全社会的广泛关注。
为引导可再生能源行业健康有序发展，2017年末，国家能源局发布《关于建立市场环境监测评价机制引导光伏产业健康有序发展的通知》，要求统筹考虑各省级行政区域的开发市场环境和投资运营风险，并根据监测评价结果的不同等级决定第二年的地区年度新增建设规模。
2018年，国家发展改革委发布《清洁能源消纳行动计划（2018―2020年）》，对2018―2019年风电、光伏、水能利用率进行了明确划定，并要求到2020年确保全国平均风电利用率达到国际先进水平（力争达到95%左右），光伏发电利用率高于95%，全国水能利用率95%以上。自此，95%被业内视为判断我国可再生能源电量消纳是否达标的“消纳红线”。
幸运的是，在主管部门及各相关方的共同努力下，我国风电、光伏发电利用形势日渐好转，利用水平持续上升。截至2023年底，全国风电平均利用率从2016年的82.4%上升至97.3%，光伏发电平均利用率从2016年的90%上升至98%，均达到世界领先水平。
现时：可再生能源电量如何消纳
近年来，伴随装机占比的快速飞升，我国风电、光伏等可再生能源电量根据消纳责任主体的不同，主要可分为保障性收购和市场交易电量两大部分。
保障性收购，主要是国家在早期为支持行业发展，由电网企业负责消纳的电量。前期由于风光装机规模相对较小、电量规模也较小，电网企业基本能完成全额收购责任。伴随装机规模的飙升，难以“掌控”的新能源电量开始对传统电网的有序运行造成巨大挑战。
新能源配储曾被认为是解决风光消纳问题的一剂良方。然而，尽管储能项目的建设成本在近年已实现了大幅下降，尚未成熟的商业模式、相应提高的项目整体建设成本及目前相对较低的储能项目利用率，却让新能源配储发展面临窘境。根据中国电力企业联合会2022年发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配储能项目的等效利用系数仅为6.1%，大大低于电化学储能项目12.2%的平均等效利用系数。建而不用让多数储能项目沦为摆设，而开发商也只能为强制配储买单。
通过输电通道实现负荷中心与能源基地的优势转化，已被证实是扩大消纳空间的一条有效途径。但是，当平均超过1年的特高压建设周期与一般仅需几个月的风光项目（1个20兆瓦的地面光伏电站甚至只需要3个月即可建成）放在一起，特高压建设的相对滞后对可再生能源行业发展的消极影响逐渐显现。当下，超速发展的风光装机增长速度已远超电网的规划、建设进程，消纳矛盾突出，通过市场调节实现可再生能源电量的优化配置，成为推动行业健康发展的必然选择。
2017年，作为可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，我国可再生能源参与电力市场交易的第一种模式――绿证开始试行核发及自愿认购。2019年，国家发展改革委、国家能源局明确，自愿认购绿证对应的可再生能源电量可等量记为消纳量，绿证由自愿认购转向强制交易。2021年，我国绿电交易试点正式启动，首批合计成交电量近80亿千瓦时。2023年，绿证核发范围进一步扩大，基本覆盖全部可再生能源电量。数据显示，从2021年至2023年，我国新能源参与电力市场化交易的比例从22%攀升至44%，市场的规模、参与主体数量及活跃度都实现了明显提升。
与此同时，风光参与电力市场交易的过程中也出现了一些小插曲。以2023年山东电力交易中心出现的“负电价”为例，2023年4月29日至5月3日，山东电力现货实时交易累计出现了46次“负电价”，其中5月1日―2日，山东电力市场现货交易中心实时“负电价”时段更长达22小时，国内电力现货市场“负电价”时长创下新高。
业内人士指出，这一情况的出现是山东新能源装机大幅增长及“五一”小长假期间用电大户负荷大幅降低相叠加的结果，实属市场自发调节的正常运行结果。然而，当时仍引起业内一片哗然。
为持续挖掘风光项目参与电力交易的积极性，国家相关主管部门相继推动多项政策落地。2022年，国家发展改革委、国家能源局即表示，新能源报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核；本次发布的《监管办法》再次明确，“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”。这两项条款的明确，在一定程度上绕开了相关部门对地区弃电率的计算，导致部分项目业主承压，“被迫”选择放弃全额收购转而投入交易市场。自此，我国可再生能源电量参与电力市场的规模有望进一步扩大，弃风率、弃光率两个概念或将成为历史名词。
未来：消纳与利用绝不是零和博弈
2021年，我国风电、光伏发电行业正式迈入平价上网时代。与预想不同的是，尽管告别了中央财政补贴支持，两大行业的前进步伐却并没有变缓。截至2023年底，我国风电、光伏发电合计装机规模已突破10亿千瓦，相较2020年底风光合计装机翻一番。
面对如此庞大的装机规模，面对仍在飞速扩大的可再生能源电量，建设本已滞后的大电网安全压力与经济压力倍增。此时，想要继续完成可再生能源电量100%全额消纳的任务，已非易事，更需付出高额成本。而电网企业是否应该为了维持相对较高的消纳水平“赔本赚吆喝”的讨论，也早在业内上演多轮。
此时，我们不禁要问，由电力系统承受更多压力以全力保障风光水等可再生能源实现更高比例消纳，与在优先保障电网安全运行的基础上有限接纳可再生能源电量，到底哪个选择更合理？
细究下来，无论是哪个选项，其实都是把可再生能源电量消纳与电力系统平衡放在了非A即B的对立位置。然而，实际上，两者之间不是、也绝不应该成为一场“你死我活”的零和博弈。
早在2019年，国家能源局电力司相关负责人就《清洁能源消纳行动计划(2018―2020年)》答记者问时就已明确表示，“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消纳最好”。在风电、光伏等装机和发电量比重快速提升的同时，我国2019年的清洁能源利用水平就已逐步接近并部分超过国际公认的平均合理水平。
在考核已达标的基础上，算笔行业发展的经济账就成必然。来自于国网能源研究院、电力规划设计总院等研究机构的多位专家曾多次在公共场合表示，当下，能源消纳问题已逐步演化为经济性决策问题，应当从全社会购电成本的角度计算可再生能源合理利用率；并指出，适度的弃风弃光有利于降低系统消纳可再生能源的成本，实现全社会成本最小化。国家能源局新能源相关负责人也在今年初发表的一篇署名文章中表示，2024年，将“以消纳责任权重为底线，以合理利用率为上限，有序推动风电光伏发展”。
综合以上因素，我们可以看出，未来一段时间内，我国风电、光伏发电等可再生能源电量的消纳工作，仍会是推动行业健康发展的重点任务之一，但不再会是影响行业发展节奏的决定性因素。从单纯由电网企业兜底，到发电企业、电网企业等多方共同承担消纳责任，可以说，可再生能源电量消纳想要形成一个相对稳定、成熟的运行模式，路还很长。
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