新能源95%消纳红线放开？影响几何？

热点报告—工业硅 新能源95%消纳红线放开？影响几何？ 走势评级：工业硅：震荡 报告日期：2024年3月13日 ★95%的消纳红线：过去与未来 近日，网传在大力推动新能源发展背景下，电网公司或放开95%的消纳红线，以接入更多的新能源。 2017年以前中国光伏行业存在较为严重的弃光问题，因此国家管理部门采取一系列措施限制弃光问题。1）确定了部分省市的最低保障性收购电量；2）对全国不同省份光伏发电市场环境进行打分，弃光率过高、判定为红色的地区，不下达下一年建设指标；3）《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》提到“2018-2020 有年确保光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%。”这也成为 色5%弃光率的来源。 经过多年的发展，我国光伏消纳问题已经取得了良好的进展。金2023年全国光伏发电利用率为98%。步入新发展阶段，消纳问题属需要得到再认识。一方面，新能源度电成本持续降低，而消纳的 系统成本快速上升，从全额保障性收购到经济性消纳是新能源进 入新发展阶段的必然趋势。另一方面，中央要求加大新能源装机。2021年后国家更强调新能源的“合理利用率”，消纳红线的科学化、合理化是大势所趋。 ★若红线放开，影响几何？ 23年以来组件价格大幅下跌，电站收益率快速提升。从电站收益率角度具备放松一定弃光率的基础。根据我们的测算，若弃光率限制从5%放松到10%，全国平均集中式电站收益率下降1.78pct，但依旧能保有不错的收益水平。弃光率红线的放开或能进一步打开光伏装机空间。若未来消纳红线在一定程度上放开，我们认为国内装机增速有望上修至10-15%。光伏装机的超预期也将缓解产业链的产能过剩问题。 ★风险提示 光伏需求波动风险，政策不及预期风险。 孙伟东首席分析师（有色金属）从业资格号：F3035243 投资咨询号：Z0024605Tel:63325888-3904 Email:weidong.sun@orientfutures.com 重要事项：本报告版权归上海东证期货有限公司所有。未获得东证期货书面授权，任何人不得对本报告进行任何形式的发布、复制。本报告的信息均来源于公开资料，我公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含的信息和建议不会发生任何变更。我们已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，报告中的信息或意见并不构成交易建议，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。 有关分析师承诺，见本报告最后部分。并请阅读报告最后一页的免责声明。 1、95%的消纳红线：过去与未来 近日，网传在大力推动新能源发展背景下，电网公司或放开95%的消纳红线，以接入更多的新能源。在此，我们对光伏消纳红线问题进行探讨。 2017年以前中国光伏行业存在较为严重的弃光问题，其中以新疆、甘肃等西北地区最为严重。彼时，光伏的度电成本较高，高弃光率影响了光伏项目收益，因此国家管理部门采取一系列措施限制弃光问题。 图表1：中国光伏弃光率 资料来源：智汇光伏，东证衍生品研究院 2016年5月，国家发展改革委和国家能源局发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，确定了部分省市的最低保障性收购电量，超出最低保障收购年利用小时数的部分应通过市场交易方式消纳。 2017年12月13日，国家能源局正式下发《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》，对全国不同省份光伏发电市场环境进行打分，并分为红、黄、绿三个区域。打分体系中，弃光程度占30分。若总分低于60分即变为红色区域。弃光率超过10%，直接判定为红色区域。评价结果为红色的地区，不下达下一年建设指标。以此为基准，2018-2020年，国家能源局每年发布光伏市场环境监测报告，新疆、甘肃等地都曾因红色区域而被暂停新项目开发。弃光率也成为影响光伏装机的重要因素。 2018年4月10日，全国新能源消纳检测预警中心在国家能源局指导下挂牌成立。10月 30日，国家发改委、国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，其目标提到“2018-2020年确保光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%。”这也成为95%红线的来源。《行动计划》于2020年到期，95%的利用率则被行业默认沿用至今。 图表2：2016-2018年消纳红线相关政策梳理 时间 政策 内容 2016年2月5日 《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》 促进华北、东北、西北地区风电、光伏发电等可再生能源消纳，充分挖掘可再生能源富集地区电能消纳潜力和电力系统辅助服务潜力，着力解决弃风、弃光问题。 2016年3月24日 《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》 国务院能源主管部门会同经济运行主管部门对可再生能源发电受限地区，根据电网输送和系统消纳能力，按照各类标杆电价覆盖区域，参考准许成本加合理收益，核定各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数并予以公布，并根据产业发展情况和可再生能源装机投产情况对各地区各类可再生能源发电保障性收购年利用小时数适时进行调整。 2016年5月27日 《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》 目前实际运行小时数低于最低保障收购年利用小时数的省（区、市）应根据实际情况，制定具体工作方案，采取有效措施尽快确保在运行的风电、光伏电站达到最低保障收购年利用小时数要求。 2017年12月13日 《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》 对全国不同省份光伏发电市场环境进行打分，并分为红、黄、绿三个区域。打分体系中，弃光程度占30分。若总分低于60分即变为红色区域。弃光率超过10%，直接判定为红色区域。评价结果为红色的地区，不下达下一年建设指标。 2018年10月30日 《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》 2018年，清洁能源消纳取得显著成效；到2020年，基本解决清洁能源消纳问题。2018-2020年确保光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%。 资料来源：国家能源局，国家发改委，东证衍生品研究院 经过多年的发展，我国光伏消纳问题已经取得了良好的进展。根据消纳监测预警中心数据，2023年全国光伏发电利用率为98%，总体保持了较高的利用水平。其中，西藏、甘肃、青海等部分西部省份个别月份利用率低于90%，其他地区全年基本在98%以上。步入新发展阶段，消纳问题需要得到再认识。 图表3：中国光伏利用率图表4：2023年中国分省份光伏利用率 资料来源：全国新能源消纳检测预警中心，东证衍生品研究院资料来源：全国新能源消纳检测预警中心，东证衍生品研究院 一方面，新能源度电成本持续降低，而消纳的系统成本快速上升，全额保障性收购难以为继。尤其是2023年，随着光伏组件价格较年初下跌近50%，光伏装机成本大幅下降，全国大部分地区光伏发电的度电成本已低于0.2元/Wh。无论是电化学储能还是火电调峰，成本都高于光伏度电成本。因此保障性消纳从全社会经济性角度考虑是不划算的，从全额保障性收购到经济性消纳也是新能源进入新发展阶段的必然趋势。 另一方面，中央要求加大新能源装机。2023年11月，中美两国发表《关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明》，提出“努力争取到2030年全球可再生能源装机增至三 倍”。初步测算，2030年风光装机规模将达到22亿千瓦以上。2024年2月29日，中共中央政治局就新能源技术与我国的能源安全进行�十二次集体学习，中共中央总书记习近平在主持学习时强调“以更大力度推动我国新能源高质量发展”。这也需要减少消纳对于装机需求的限制。 从国家能源局的发言和政策中，我们能看到国家对新能源消纳的态度有所转变。2021年，国家能源局在中国可再生能源发展有关情况发布会上表示“要科学制定新能源合理利用率目标”，这是官方首次明确提出“合理利用率”的说法。2022年1月18日，国家发改委、国家能源局下发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确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。电力市场化交易提升的背景下，弃光率概念也在被弱化。2024年1月29日，《中国电力报》刊发了国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军的文章《锚定“双碳”目标推动可再生能源高质量跃升发展》中提出“分省明确风电光伏合理利用率，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”。可见，消纳红线的科学化、合理化是大势所趋。 图表5：2021年至今消纳红线相关政策梳理 时间 政策 内容 2021年3月30日 国新办中国可再生能源发展有关情况发布会 要科学制定新能源合理利用率目标，要形成有利于新能源发展和新型电力系统整体优化的动态调整机制，各个地方风光资源不一样、负荷情况不一样、系统电网结构不一样，要因地制宜，制定各地区的目标，充分利用系统消纳能力，积极提升新能源发展空间。 2022年1月18日 《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》 提升电力市场对高比例新能源的适应性。建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制，引导新能源签订较长期限的中长期合同；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；在现货市场内推动调峰服务，新能源比例较高的地区可探索引入爬坡等新型辅助服务。 2024年1月29日 《锚定“双碳”目标推动可再生能源高质量跃升发展》 印发2024年可再生能源电力消纳责任权重，配合有关部门分省明确风电光伏合理利用率，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。 资料来源：国家能源局，东证衍生品研究院 2、若红线放开，影响几何？ 多年前光伏的度电成本较高，高弃光率对电站收益率有明显影响。23年以来，组件价格大幅下跌，单晶PERC组件双面（166mm）平均价从23年年初的1.8-1.9元/W下降到 0.9元/W左右，下降幅度达50%，在此背景下，电站收益率快速提升。我们基于上网电价0.37元/千瓦时、年发电利用小时数1286小时测算，当组件价格从1.9元/W下降到 0.9元/W时，集中式光伏电站自有资金收益率从4.91%提升至11.9%。 图表6：中国组件价格图表7：集中式光伏电站自有资金IRR测算 资料来源：SMM，东证衍生品研究院资料来源：国家能源局，CPIA，东证衍生品研究院测算 从电站收益率角度具备放松一定弃光率的基础。根据我们的测算，对于一类地区而言，当弃光率达到15%时，投资收益率仍然高于6%，当弃光率达到20%时，投资收益率达5%左右。二类地区对于弃光率的容忍度最高，当弃光率达到20%时，平均仍能获得超过6%的投资收益率。对于三类地区而言，压力相对较大，但如果弃光率在10%左右，也能维持5.87%的投资收益率。总体来看，若弃光率限制从5%放松到10%，全国平均集中式电站收益率下降1.78pct，但依旧能保有不错的收益水平。 图表8：集中式光伏电站收益率测算参数设置 项目 单位 数值 组件价格 元/瓦 0.9 其他成本 元/瓦 2.2 自有资金占比 / 20% 贷款利率 / 4.9% 还款周期 年 15 建设周期 年 1 运营周期 年 25 折现率 / 5% 残值率 / 0% 逆变器折旧年限 年 10 组件等折旧年限 年 20 首年衰减率 / 2% 年衰减率 / 0.7% 双面增益 / 5% 资料来源：国家能源局，中国光伏行业协会，东证衍生品研究院 图表9：集中式光伏电站自有资金IRR测算 资源区 上网电价 利用小时 弃光率 0% 5% 10% 15% 20% 一类地区 0.2957 1604 11.80% 10% 8.28% 6.62% 5.02% 二类地区 0.3582 1495 16.70% 14.50% 12.39% 10.35% 6.11% 三类地区 0.3960 1100 8.91% 7.37% 5.87% 4.41% 2.99% 资料来源：国家能源局，中国光伏行业协会，东证衍生品研究