文 | 华夏能源网
对于新能源利用率数据，一直是行业里的争议话题。
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华夏能源网获悉，6 月 3 日，全国新能源消纳监测预警中心 （下称“ 预警中心”） 公布了 2025 年 4 月各省级区域新能源并网消纳情况：全国风电、光伏利用率分别为 92.4%、94.0%，同比分别下降了 3.7 个百分点、3.1 个百分点 （2024 年 4 月，全国风电、光伏利用率分别为 96.1%、97.1%）。
1-4 月整体来看，全国风电、光伏利用率分别为 93.2%、93.9%，同比分别下降了 2.9 个百分点、2.4 个百分点 （2024 年 1-4 月，全国风电、光伏利用率分别为 96.1%、96.3%）。
预警中心公布的新能源利用率数据，与行业企业、从业者的真实“ 体感” 差距巨大。全国整体高于 90% 的利用率，与各地此起彼伏的弃风、弃光问题形成了鲜明对比。另外有两组数据可以作为对比：
中电联数据显示，全国层面 2025 年 1-4 月的光伏利用小时数，比照 2020-2022 年的历史值已经下降了 14%，这是预警中心公布的 7% 降幅的整整两倍。
国家能源局数据显示，今年 4 月单月全国新增光伏装机近 50GW，同比增长 215%；1—4 月，中国新增光伏装机规模更是达到惊人的 104.9GW，同比增长 75%，创下新记录。
一边是新能源装机马不停蹄的突飞猛进增长，一边是数据真实感存疑但整体是在大幅下滑新能源利用率，这在新能源圈引发广泛的警惕与担忧。
那么，中国新能源的真实利用情况到底是什么样的？新能源利用率大幅下滑背后原因是什么未来趋势如何？已经下调过一次的利用率“ 红线”，应该要死守还是适当放宽以开放更多新能源装机空间？诸多问题值得深思。
“ 体感失真” 的利用率数据
中国的新能源利用率数据，由设立在电力规划设计总院的全国新能源消纳监测预警中心发布。该中心成立于 2018 年 4 月 10 日，时任国家能源局党组成员、副局长綦成元出席成立仪式并讲话。
官方对该中心的定位是：建立全面科学准确的全国新能源消纳监测预警体系，搭建开放共享的信息平台，全面监测全国新能源消纳状况，建立多方会商的工作机制，科学预测评估未来新能源消纳水平，分析查找制约新能源消纳的关键因素，为新能源的优化布局和行业政策制定提供参考，促进我国新能源高质量发展。
作为这样一家专业机构，其权威性是不容置疑的。但是，新能源业主方和行业从业者，从实际感受出发对新能源利用率数据并不“ 感冒”，普遍认为统计数据是大大低估了弃风弃光、限电限上网的严重程度。
例如，某电力央企所持有存量电站统计数据显示，今年一季度，新能源电站平均限电率达到 17%，各区域限电率都有所提升。其中，西北地区的平均限电率基本达到了 30—40%，新疆部分区域甚至超过了 50%；山东、江苏苏北等区域部分场站的限电率甚至也达到了 30%；西南地区的限电率开始趋近 20%。
另外，新能源限电限发的现象，也反映在了上市公司财报中。
中广核新能源 （HK：01811）2024 年年报披露称，由于“2024 年的限电同比增加”，风、光平均利用小时减少分别减少约 3.1%、16.8%、光伏加权平均电价同比大幅下降 12.5%；节能风电 （SH：601016） 称，2024 年公司因弃风限电损失电量 14.1 亿千瓦时，新疆 （18.3%）、甘肃 （16.9%）、青海 （14.6%） 成重灾区。
与上市公司财报数据遥相呼应的，是肉眼可见的新能源场站限电停发。
例如，从 2023 年起，拥有 2000 万千瓦光伏、1000 万千瓦风电的青海省，中午高峰时段电网已经要求新能源场站停止发电三到四个小时。青海的情形并非孤例，西北新能源大省都有类似遭遇，且有逐年恶化之趋势。
中东部分布式新能源也一样难逃限电之苦。以分布式光伏大省河南为例，进入 2024 年，新安县分布式光伏用户接电网通知，9 时到 13 时停发，限电 4 个小时；漯河地区光伏用户 10：00—16:00 停发，限电 6 个小时；商丘柳河镇光伏用户 9:00—16:00 停发，限电 7 个小时……
华夏能源网研究发现，之所以会出现统计数据与行业体感差距巨大的问题，主要在于统计口径的不同。
国家能源局发布的 《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》（国能发电力 〔2024〕44 号） 明确，“ 统一新能源利用率统计口径”，“ 新能源利用率按仅考虑系统原因受限电量的情况计算。”
而所谓的系统原因受限电量，是指光伏、风电电站受电力系统用电负荷及调峰能力、网架约束、安全稳定运行等因素影响可发而未发出的电量。其计算方法为：因系统原因受限电量=可用发电量-实际发电量-特殊原因受限电量。
特殊原因受限电量，包括七种情况，不仅包括自然灾害、检修，还包括因光伏电站出力超出电站备案容量 （即交流侧容量） 未能发出的电量、市场化方式并网光伏电站因未落实并网条件导致未能发出的电量、因光伏电站市场化交易决策不当导致未能发出的电量等。
可以看出，预警中心统计的新能源利用率，统计口径是极小的，这也就能理解为什么到现在全国利用率还有 90% 几那么高，为什么大家的感受反超那么大了。
持续下滑的新能源利用率
抛开统计口径选取合理性的问题不谈，全国新能源利用率在持续下滑是不争的事实，这是需要引起行业和监管机构重视的问题。
预警中心公布的数据显示，今年 1—3 月，风电、光伏利用率下降明显，全国范围内下降了 3% 左右，河北、蒙西、陕西、甘肃、青海等地区的光伏利用率基本都降到了 90% 以下。
光伏利用率不达标低于 90% 的地区包括：西藏 68.1%、甘肃 87.6%、青海 87.6%、蒙西 85.0%、陕西 88.1% 以及河北 89.0%。与之形成鲜明对照的是，前两年，各地区的新能源 （包括光伏、风电） 利用率一直是在 95% 以上。
新能源利用率的大幅滑坡，首当其冲的原因，主要还在新能源装机增速过于迅猛。由于光伏抢装潮等原因，今年 1—4 月，我国光伏新增装机已经突破 100GW，单是 4 月单月新增光伏装机就将近 50GW。这么快的装机增速，什么样的电网能一下子接住呢？
还不止是今年，“ 双碳” 目标提出以来，2021 年至今的 4 年多以来，中国的新能源装机增长都是过快的。
在“ 双碳” 目标提出的 2020 年底，中国风光新能源总装机合计才 5.3 亿千瓦，截至 2024 年底，合计 14.1 亿千瓦。也就是说，短短 4 年间，中国风光新能源装机年均增长超过 2 亿千瓦。
这么快的增速，这么大规模的绝对装机量，任是铜墙铁壁的电网，也是不容易接得住。于是，新能源利用率的大幅下滑，也就自然而然发生了。
此外，近年来，中国的新能源市场化消纳在迅速扩围。此前，新能源消纳是电网全电量保量保价保障性收购，所以，那时新能源利用率甚至接近百分之百，更是远高于 95% 消纳红线。
新能源部分电量入市、消纳市场化后，交易当中有一条规则是，新能源电量报价报量或者报量不报价参与市场，未能在市场中中标的那部分电量，不会计入新能源利用率的考核，也就是说视为电站方主动弃电了。正是这一条规则的作用下，伴随着过去两年新能源交易比例的逐步扩大，新能源利用率也随之大幅走低。
有观点认为现货市场能缓解新能源消纳问题。现在，全国正式进入现货长周期运行的五个省中，除了广东，其余四个 （山西、山东、甘肃、蒙西） 的光伏弃光率仍然偏高，分别达到 11%、13%、23%、26%。这也再次说明，现货市场不是万能钥匙。在电源结构不协调、供需曲线错配、电网安全约束未得到有效缓解的情况下，单凭市场机制也难以实现新能源消纳比例的大幅提升。
今年 2 月发布的“136 号文” 提到，未来新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核，随着新能源入市进程的骤然加速，未来新能源利用率还会加速滑坡，已是大概率事件。
死守还是放宽消纳红线？
对于新能源利用率，一直有一条 95% 的“ 红线”。
2018 年，为缓解愈演愈烈的弃风弃光问题，国家发改委、国家能源局联合印发的 《清洁能源消纳行动计划》 提出，要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），弃风率控制在合理水平 （力争控制在 5% 左右）；光伏发电利用率高于 95%。
这便是 95% 这条“ 红线” 的来历。在这个硬指标下，全国的弃风弃光问题得到了明显缓解。但该政策也有“ 一刀切” 的弊病，毕竟各个省区的资源、消纳情况差别非常大。
于是，在 2024 年 6 月，国务院印发的 《2024—2025 节能降碳行动方案》 中明确提出，“ 科学合理确定新能源发展规模，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至 90%”。随后，国家能源局印发 《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，对国务院文件做出具体落实，从而将新能源消纳红线降低到 90%。
实际上，官方政策是有意通过放宽新能源利用率，来换取新能源项目和装机增长的空间。正是在上述政策背景下，全国的风电、光伏平均利用率都从 95% 以上降低到了 94% 以下。
如今，随着利用率靠近 90% 的红线，外界密切关注的话题是，为了保障新能源装机的持续快速增长，官方会不会再度下调新能源利用率“ 红线” 到 90% 以下？果真如此的话，那么未来新能源利用率大幅滑坡的情形会不会愈演愈烈？
实际上，现如今青海、新疆、陕西、蒙西、甘肃、陕西等省份 （地区） 的光伏利用率已经低于 90% 新“ 红线”，这些省份无一不是“ 资源条件较好地区”，光是已经立项上马建设的新能源项目就极为庞大，更无论还持续有新项目放出来。
且政策在放宽新能源利用率目标的时候，用语是“ 原则上不低于 90%”。既然是“ 原则上”，那么，未来伴随着新能源项目的持续上马落地，综合各种情势来看，新能源利用率“ 红线” 是极有可能进一步被“ 松绑” 的。而上有政策下必甚焉，届时，新能源利用率的进一步下滑也将难以避免。
事实上，对于中国新能源的持续健康高质量发展来说，在持续释放新能源装机的同时，更加重要的工作，是加快构建新型电力系统，以持续提升系统针对新能源的消纳能力。
2024 年，德国装机占比 65.5% 的风光新能源贡献了接近 50% 的发电量。而中国，风光新能源装机占比为 42%，但是发电量占比却只有 18%。在具体到各省，2024 年，光伏第一大省山东，近 50% 的新能源装机，发电量占比仅为 13%；西部新能源大省新疆，66% 的新能源装机，发电量占比仅为 20%……
德国能做到的，中国也一样能够做到。中国新能源的消纳空间是极其广阔的，中国新能源的高质量发展，需要从过去的重装机模式向重消纳的模式有效切换。提升中国新能源消纳水平的努力方向之一，中国工程院院士、南方电网专家委员会名誉主任委员李立浧提出，电网需要“ 无条件” 接纳新能源。
李立浧认为，所谓的风光新能源的随机性、间歇性、波动性，仅是感性的描述，从技术角度来看可将新能源“ 三性” 归结为不可预测性。这就意味着，新型电网的柔性智能，首先必须针对新能源实现高精度预测，有了高精度预测，电网才能够走向“ 无条件” 接纳新能源。
只有确保并有效提升新能源消纳能力，中国的“ 双碳” 目标才能如期的高质量实现。站在这个角度看，红线的死守还是放宽就意义不大了。毕竟，数字游戏总有玩到头的一天，只有消纳能力提升了，中国新能源装机的空间才能进一步打开。
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