导语：近期有消息称，国内电网有望放开新能源消纳红线，各省将根据实际情况确定消纳合理指标，最终可能统一到国网的92%左右消纳红线。这将解决国内风光装机与电网消纳的矛盾，并推动新能源市场化进程。预计今年风光装机增量将达50GW，其中中东部地区将成为主要增长区域。值得注意的是，新能源消纳成本可能分摊到每度电0.1-0.15元，有利于全社会以更为合理经济的方式接纳新能源。这一消息对于投资者和新能源行业来说，意义重大！
#国内电网有望放开95%消纳红线，各省根据实际情况核定消纳合理指标，最终统一到国网可能92%左右消纳红线，年中可能出台相关政策。
#驱动力：
1）解决国内风光装机快速增长和电网消纳的矛盾。23年光伏利用率98%，今年1-2月下降明显，光伏发电利用小时数同比下降15%；国内今年要做到至少持平去年的风光装机，就需要解决消纳问题。
2）学习国外，向新能源市场化逐步迈进。
#对风光装机影响：
根据测算，利用率下降1%，风光装机增量15-20GW，若消纳红线从95%降低到92%，今年预期新增装机增加50GW；25年电网边际条件改善，利用率下降1%，风光装机增量30GW。考虑到各省弃电率和收益率差异（西北配储收益率6.5%，中东部收益率9%左右），预期今年装机增量更多来自于中东部的分布式光伏和风电。
#对现存电站收益率影响：
1）早期的老项目采用按标杆电价全额收购；近几年的新项目签订政府授权的差价合同，保证小时数，去年整体保障率70%（西北部分地区30%-、中东部70+%），保证的部分按标杆电价，剩下的通过新能源长协、现货交易，通常低于标杆电价。
2）去年光伏发电利用小时数1220小时，假设放开后利用小时数下降10%到1100小时，原来国网收益率8.5%，放开后下降到6.8%，下降1.7pct；局部地区利用小时数下降20%，则收益率下降3pct+。因此会反作用于各省利用率制定指标，但中东部光伏项目收益率高，预计影响不大。
#对新型电力系统影响：
为了解决消纳，之前年成本500亿，去年提高到600亿，成本包括调峰调频调压以及电网建设。现在新能源渗透率16%+，25年目标20%，预计电网建设和辅助服务近10万亿+，分摊到每度电成本0.1-0.15元。放开消纳有利于全社会以合理经济方式接纳新能源。
暂无评论内容