跳出“零弃电”执念：系统成本视角下的再审视

文 | 彭立斌

弃风弃光长期被视为新能源发展的『失败指标』，但这一认知值得被重新审视。本文主张：在新能源高渗透率情景下，一定比例的弃风弃光具有经济与技术上的合理性，问题的关键不在于弃电率的绝对值，而在于弃电是否发生在『边际消纳成本高于边际收益』的区间，即是否为成本有效（cost-effective）的弃电。

问题的提出

1、从『弃电即浪费』到『适度弃电』的认知转向

长期以来，『弃风弃光』在我国政策话语与公众认知中几乎等同于资源浪费与转型低效。国家能源局在《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》答记者问中即指出：『弃电量』『弃电率』的说法只关注清洁能源电力的未利用部分，忽视了整个能源和电力系统为消纳清洁能源付出的努力和成本，易引起社会各界的误解。

这一表述实质上已经承认：消纳是一个成本与效益的权衡问题，而非单向的『零弃电』工程目标。

2026年8月印发的《新型电力系统建设『十五五』规划》首次以国家规划形式明确分地区分档利用率指导目标——第一档不低于95%、第二档不低于90%、第三档不低于85%，并提出推动新能源消纳评估由单一利用率指标向综合评价指标体系转变。

这标志着政策层已正式接受『利用率并非越高越好』的逻辑前提。但学术层面仍需回答：合理性的边界在哪里？何种弃电是正当的，何种又是制度失灵的产物？这正是本文的研究起点。

2、 研究命题与边界

本文提出并检验三个递进命题：

命题一（存在性）：给定新能源出力的波动性与系统调节、网架能力的物理上限，边际消纳成本严格递增，故使全社会供电成本最小化的利用率必然小于100%，即『合理弃电』在理论上必然存在。

命题二（可识别性）：现实中的弃电可分解为『经济弃电』与『非经济弃电』两类，前者是成本最优解的一部分，后者才构成真正的效率损失。

命题三（制度性）：分档利用率目标与市场化的结合，能够逼近但不能自动实现最优弃电率，仍需配套的容量补偿、辅助服务与跨区交易机制。

本文不讨论弃电的环境伦理或能源安全价值，而将问题限定为规范性经济学命题：何种弃电安排能使全社会在长期内的供电总成本（含发电、网架、调节、安全与碳减排收益）最小化？

理论框架：从『零弃电』到系统成本最优

1、消纳的物理约束：实时平衡与置信出力

电力系统要求发电与用电在每时每刻精确平衡。风电、光伏边际运行成本接近于零，但其出力受天气决定，具有随机性、波动性与低抗扰能力。『能量转换』相关研究指出，若不计成本追求全额消纳，额外付出的系统成本体现在四个方面：

一是新能源专用输电通道利用率低于常规电源通道；

二是火电深度调峰增加煤耗与设备维护成本；

三是需额外建设储能或调峰气电；

四是需为新能源大规模并网增配电压、频率支撑设备。这些成本最终均摊入全社会用电成本。

关键概念是『置信出力』（capacity credit）：风光在系统容量中最可信的支撑部分。新能源渗透率越高，其置信出力占装机之比越低——因为需要为长时间无风无光预留备用。这意味着风光装机的『最后一千瓦』对系统可靠性的边际贡献趋近于零，却可能带来可观的弃电。

2、最优利用率的边际条件

设系统年总供电成本为 C(η)，其中 η 为新能源利用率。将 C 分解为发电侧成本、网架投资与运行成本、调节成本、缺电/可靠性成本，以及因弃电损失的碳减排与环境收益 B(1-η)。则社会净收益最大化的一阶条件为：

MC_消纳(η*) = MB_弃电(1-η*)

η：最优新能源利用率（消纳比例），即多少比例的新能源电量被电网接纳。

1−η：最优弃电率，即多少比例的新能源电量被放弃。

MC_消纳：边际消纳成本（Marginal Cost of Curtailment Reduction），每多消纳1单位新能源电量所需付出的额外系统成本。

MB_弃电：边际弃电收益（Marginal Benefit of Curtailment），每多放弃1单位新能源电量所避免的系统成本（即"省下来的钱"）。

这个等式的核心逻辑是：

（1）当"多消纳一度电的额外成本"等于"多弃掉一度电所省下的成本"时，系统达到经济最优。

可以这样理解：

如果 MC_消纳 > MB_弃电：多消纳一度电的成本太高，超过了弃掉它所省下的钱 → 应该多弃电、少消纳（降低 η）。

如果 MC_消纳 < MB_弃电：多消纳一度电的成本很低，弃掉它反而浪费了便宜电 → 应该少弃电、多消纳（提高 η）。

当 MC_消纳 = MB_弃电：两者恰好平衡 → 此时的 η* 就是经济最优消纳率。

（2）为什么 MC_消纳 会随着 η 升高而上升？

这是公式成立的关键前提——边际消纳成本是递增的。 当新能源渗透率较低时（比如 η = 90%），系统只需少量调峰资源（火电降出力、水电调节）就能消纳多余新能源，边际成本很低 当渗透率接近100%时（比如 η = 99%→100%），系统需要投入大量昂贵资源：新建储能、跨区输电、需求侧响应、甚至让火电深度调峰到技术极限——每提高1个点的消纳率，成本呈指数级上升。

（3）为什么 MB_弃电 会随着弃电率升高而下降？

同理，边际弃电收益是递减的： 最先被弃掉的是那些"最不值钱"的电（比如中午光伏大发、负荷低谷时段），弃掉它们能省下大量调峰成本 → MB 很高 当弃电率已经很高时，再弃掉的电往往是"相对有价值"的时段，省下的成本越来越少 → MB 下降。

（4）现实政策含义

这个公式解释了为什么新能源利用率不是越高越好： 过去中国执行"95%消纳红线"（弃电率≤5%），但2024年起政策调整为部分资源条件较好地区利用率目标原则上不低于90%原因正是：从95%提高到100%的边际消纳成本极高，可能超过弃电所避免的成本，反而推高全社会用能成本、限制新能源发展规模 国际上提出的"经济弃电"概念，本质上就是这个公式的应用——避免在尖峰时刻为消纳新能源产生超额成本。

这构成了本文最核心的论证：

只要 MC_消纳 严格递增（这在物理上几乎必然成立），『100%消纳』就绝不可能是成本最优解。所谓合理弃电，就是系统在边际上『算过账』后主动放弃的那部分电量。

3、弃电的两种性质：经济弃电 vs 非经济弃电

表1 弃电的二元性质划分

国际可再生能源机构（IRENA）的研究亦指出，新能源发电渗透率存在约30%—40%的临界点：临界值之内弃电率普遍不高，超过后弃电率显著提升。

这一『临界点规律』与边际成本曲线的拐点特征相互印证，说明合理弃电率在新能源高渗透阶段上升并非异常，而是系统结构变化的自然结果。

合理性存在的实证依据

1、国际经验：弃电是全球性常态而非中国特例

人民网财经频道梳理显示，欧美国家均存在不同程度的新能源弃电，2020年风电弃电率普遍处于3%—11%区间；丹麦、爱尔兰长期保持较低弃电率，但随着风电渗透率超过30%，近3年弃电率明显上升。德国、英国、爱尔兰等风电装机较多国家的风电弃电率约在5%左右，且清洁能源的百分之百消纳并非其发展目标——以最小成本提高清洁能源占比、早日实现绿色转型才是核心目标。

（1）美国加州：2024年3月弃光率高达22.3%，且几乎全部为经济弃电，即新能源在现货市场为避免尖峰时段超额成本而主动削减出力。

（2）德国：研究表明，若保障2020年海上风电完全消纳，其发电成本将提高约30%。

（3）丹麦、爱尔兰：风电渗透率超过30%后弃电率显著抬升，印证临界点规律。

这些案例共同支持一个结论：在高比例新能源系统中，经济弃电是市场化配置资源的基本表现形式，而非市场失灵的证据。

2、国内研究：算例层面的定量佐证

国内有学者已从『增量总成本最低』的角度提出新能源送出合理消纳率的计算方法，其核心结论是：综合考虑电网消纳成本、弃电成本与碳排放成本后，存在一个使全社会总增量成本最低的合理消纳率；在该消纳率下，适度弃风弃光可大幅降低电网建设运行成本、提升系统整体效率。

该合理消纳率与单位kW新能源新增电网投资、新能源电量分布形态、系统平均煤耗、碳价、碳排放因子、通道能力等多维因素相关，需具体问题具体分析。

（1）郭剑波院士（中国工程院）指出：可再生能源尖峰出力『功率大、电量小』，保证尖峰出力消纳需调动巨大灵活性资源，未来高比例可再生能源系统中保证尖峰全额消纳代价极大。

（2）电规总院高雷等人以新疆2020年消纳为例，从全社会购电成本角度测算，认为适度弃风弃光有利于降低系统消纳成本、实现全社会成本最小化。

（3）某风电场算例：全年出力超过70%的概率仅约7%，而超过70%部分的电量仅占全年发电量的2.7%——为消纳这2.7%的短时尖峰需投入大量灵活性电源或新增网架，经济性极差。

（4）储能边际成本研究：当连续调节时长需求（SMRD）从4小时增至96小时，无风光时段的度电调节成本从约500元/MWh升至10000元/MWh，增长数倍，说明依靠储能独立支撑长时缺电成本极高。

3、中国的现实位置：90%左右是政策校准而非退步

国家能源局数据显示，2026年上半年全国风电利用率90.9%、光伏利用率91.4%，较2023年（97.3%、98.0%）明显回落，合计受限电量约1216亿千瓦时（系统原因口径）。

但若置于理论框架下观察，这一数值恰落在『十五五』规划设定的全国90%左右目标区间，并与第二档（90%）、第三档（85%）地区的现实约束相吻合。

表2 『十五五』规划分档目标及其经济含义

换言之，政策层对『90%左右』的认可，可视为对最优利用率的一种经验逼近。真正的问题不是全国均值是否跌至90%，而是这一均值是否由大量『非经济弃电』构成——这正是下一章的分析重点。

辨明两种弃电：哪些合理，哪些必须消除

1、应被承认的合理弃电

（1）尖峰时段的经济弃电

当午间光伏集中大发、本地负荷与通道均已饱和时，多消纳一度电需调用高价储能或压减已处于最小出力的煤机。此时市场出清的自然结果是新能源申报地板价乃至负电价，主动下调出力。

中国能源报报道指出，低价现象与弃风弃光本质是同一问题的两种表现：当系统调节能力耗尽时，要么以低价信号引导新能源主动降低出力，要么以行政指令强制停机。

从全球经验看，市场化低价机制更优——它既实现资源优化配置，也为储能、可调节负荷创造盈利空间。此类弃电应被承认为系统最优的一部分。

（2）冗余容量带来的『保障性弃电』

吕建中（原中石油经研院）指出，『先立后破』的转型模式很难避免新能源能力过剩，需辩证看待并允许新能源保持一定冗余。

在保供与消纳之间，适度的冗余度是电力系统韧性的来源——当极端天气、无风无光时段来临时，充裕的新能源装机与储能共同构成容量支撑。这部分为可靠性而『多建』带来的弃电，其价值体现在系统稀缺容量而非发电量上。

（3）就近消纳新业态的弃电

『十五五』规划明确规定：新能源就近消纳新业态项目弃电不纳入新能源利用率统计。这一制度性豁免的逻辑正在于——源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等模式的价值在于就地平衡与减少输配电投资，其局部弃电若换取了更低的全生命周期成本，即为合理，不应被利用率考核『一票否决』。

2、必须消除的非经济弃电

（1）网架与通道刚性约束：送出通道容量不足或建设滞后，使本可外送的电量被迫放弃。这是典型的『可避免弃电』，须靠超前规划特高压与区域互济解决。

（2）机制与市场壁垒：辅助服务补偿标准偏低（三北调峰约0.2元/kWh，仅覆盖煤电调峰新增煤耗的70%；储能更低，约0.1—0.15元/kWh），且跨省交易受省间市场分割限制——蒙西富余储能容量无法直接支援河北调峰，形成『资源浪费与局部紧张并存』。

（3）调节资源配置与调用脱节：新型储能规模已跃居第一大调节资源，但独立储能商业化、调用机制与收益模式尚不完善，『重配置、轻调用』使已建储能未能充分转化为实际消纳能力。

（4）源荷时空错配未被价格信号响应：分时电价弹性不足、需求响应规模偏小，导致负荷未能向午间低价时段迁移，人为放大弃电。

区分的核心判据是：若弃电源于物理极限下的成本最优选择，则为合理；若源于制度摩擦、投资时序错配或可消除的市场分割，则为非经济弃电，是效率损失，应予消除。政策评价应从『弃电率高低』转向『非经济弃电占比』。

从『反弃电』到『控成本、辨类型』的政策框架

1、已有制度基础

(1)《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》：率先指出单一弃电率指标易引发误解，为综合评估埋下伏笔。

(2)国能发电力〔2024〕44号文：明确利用率按『系统原因受限电量』计算，并允许部分资源条件较好地区目标放宽至不低于90%。

(3)发改能源〔2025〕1360号文：将新能源开发消纳划分为5类场景，支持源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等就近消纳新业态。

(4)《新型电力系统建设『十五五』规划》：确立三档利用率目标、推动评估由单一指标向综合指标体系转变、建立『规划—建设—并网—消纳』全周期监测预警机制。

2、四项制度建议

（1）以『成本有效性』重构考核指标

建议建立包含系统弃电、特殊弃电（如安全约束、检修）、经济弃电在内的综合评价指标体系，并设定『非经济弃电率』作为约束性指标——它才是真正需要压降的对象。利用率目标仍保留为区间值，但须与年度系统成本测算联动、动态滚动优化。

（2）让价格承担辨识功能

负电价、分时电价与辅助服务价格应充分反映边际消纳成本：当弃电对应真实低价/负电价时段，视为经济弃电；当存在显著跨省价差却无法交易，则认定为非经济弃电。价格信号的显性化本身就是两类弃电的天然分离器。建议放开现货市场价格弹性、健全容量补偿与转动惯量等新型辅助服务品种，使灵活性资源获得合理收益。

（3）基建与投资『同步规划、同步投产』

将新能源开发与输电通道、调节资源绑定审批，以最优利用率反推可接纳装机规模；在利用率显著偏低的第三档地区，从严控制新增并网规模，避免『装得越多、浪费越多』的自我强化。

（4）激励就近消纳新业态

落实绿电直连（发改能源〔2025〕650号）、零碳园区、算电协同等政策，将源荷匹配度、综合成本、全生命周期运营风险纳入项目评估，使弃电从『被考核的代价』转化为『可被利用的冗余』。

潜在反驳与回应

1、『承认合理弃电会纵容低效投资』

回应：合理性论证恰恰要求更严格的准入。承认弃电在边际上存在，不等于放任弃电率任意上升——命题三强调须通过成本测算锁定 η*，并将非经济弃电作为刚性约束。若弃电长期固化在10%以上且无价格响应，更应怀疑其属于『非经济弃电』，而非援引合理性为其开脱。

2、『新能源已具环境正外部性，弃电即减排损失』

回应：这正是边际分析的意义所在。被弃电量多为低价值尖峰，其边际环境收益（避免的煤电边际排放）有限；而为之调用的储能、调峰、通道具有真实成本与自身排放。最优利用率已内生化地权衡了碳减排收益与系统成本，并非忽视环境价值。碳价与绿证机制若能真实反映环境溢价，自会将最优弃电率向低位推移。

3、『分档目标本身是行政妥协而非最优解』

回应：此质疑成立，但属次优选择。在跨省市场尚未完全一体化、各省利益协调机制不完备的现实下，分档目标是以可操作性逼近理论最优的务实安排；随着全国统一电力市场推进（国办发〔2026〕4号文要求2027年前现货市场基本实现正式运行），最优弃电率将由节点边际价格而非行政档位决定。分档机制应被视为过渡性制度安排。

结论

以全社会供电成本最小化为规范基准，中国弃风弃光现象具有合理性这一命题。其核心结论有三：

1、理论层面：新能源出力波动性与系统调节能力的物理上限，决定了边际消纳成本严格递增；使最后一度消纳电量的边际成本等于其边际收益的利用率 η* 必然小于100%。因此，『合理弃电』在成本最小化意义上必然存在，追求100%消纳在经济学上不成立。

2、实证层面：欧美弃电率普遍处于3%—11%、加州2024年3月弃光率22.3%几乎全为经济弃电，叠加国内关于送出合理消纳率、尖峰电量消纳代价与储能边际成本的研究，共同佐证了合理弃电的普遍性与必然性。2026年上半年全国约91%的利用率，恰处于『十五五』规划90%左右目标的政策校准区间。

3、制度层面：应将弃电二元划分为『经济弃电（应承认）』与『非经济弃电（须消除）』，推动考核指标由单一利用率转向以非经济弃电率为核心的综合评价体系，并依靠价格信号、容量补偿、跨区交易与就近消纳新业态实现二者的自动分离。

最终判断：中国需要的不是更低的弃电率，而是更『干净』的弃电结构——让每一度被放弃的电量，都是系统在边际上算过账后的理性选择。从『反弃电』走向『辨弃电』，是中国新能源从规模扩张迈向系统协同的深层认知跃迁，也是能源转型走向成熟的标志。