观察者网：减少供需不平衡、反内卷无疑需要在供需两方面入手。2024年2月全国弃风弃光率重新突破5%，6月国家能源局《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》也首次提出“对部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%”。从您的角度看，新能源供电消纳受限的问题能否在一两年内得到快速突破？能否介绍一下我国的相关政策与规划？

金鑫：很难，应该说非常难。现在要分东部和西部来看：“136号文”出台后，对整个行业冲击极大，新建地面电站装机几乎停摆。要解决消纳，先得把增量停下来；可现在西北一些大基地还在建设。增量一边猛涨，一边又想解决消纳问题，根本行不通。

此外，还存在一个更深层次的问题——“136号文”对工商业光伏的直接影响较小，自发自用对终端电价影响没那么大，市场感受不强；但是问题在于，东部没地建大电站，却有屋顶、有工业、有消纳能力，而这些地方其实不愿意用西部来的电，它们更想要自己建工商业电站，让GDP、税收和就业效益都留在本地，所以各类激励政策蜂拥而至，本地的工商业装机被拼命推高。也就是说，东部虽然能消纳，但实质上挤占了西部的外送份额，这意味着西部和东北的弃风弃光问题很难解决。

“136号文”出台后，西部和东北的大电站建设虽然明显放缓，但并未完全停工；而东部的消纳空缺又在本地建设下加速被本地能源填补。所以想在两年内靠行政手段解决消纳能力，几乎不可能。

136号文

发展的问题靠发展解决，从发展角度讲，解决产能问题无非看“供”和“需”两端。需求端要看 GDP增长，过去两年工业增速稍微高于5%。一般用电增速比GDP高约2个百分点，如果今年GDP能维持5%，全国用电增速大约5%–7%，也就是全国可新增消纳电量80–100 GW。但是去年全国新增装机270 多GW，而今年上半年因“136文”引发抢装又干了180 多GW；下半年即便归零，装机增速依旧远高于消纳能力，所以想在一两年内快速解决问题非常难。

国家也很着急：一边控产能，一边大推电动化，希望把电用起来。但工业用电跟大环境走，短期难有大变化；居民用电只占全国约10%，即便电动车全面普及，但基数也小，贡献也有限。而且居民的用电消费，也是大家关注的一个问题，居民端近几年年均增长8%–10%，由于基数小，贡献依旧有限。服务业用电靠消费，但是消费在降级，增速亦受限。综合看，总用电量增长前景并不乐观，两年内化解难度极高。

展望3–5 年，我估计或许有实现消纳能力的机会。前提是国家通过价格调控把电价压到较低水平，把装机扩张彻底抑制住。这对行业打击很大，也很残酷，但是别无选择。

当然还有一些办法，比如加快电力改革：部分省份虽然光伏+风电等新能源渗透率超过15%，但总体而言全国渗透率不到15%，而光伏+风电等新能源发电占发电比例在不考虑新型电网的情况下，电网的承载极限普遍认定在15%左右。但是我们现在看到，中国的电网还未到极限就出现弃风弃光了，说明电网互联互通和电力市场机制依旧不畅。

若要大规模消纳风、光，就得靠储能。然而现在储能商业模式模糊，国内储能的市场化交易无论是在网侧、源侧、用电侧都不友好。政府正在加紧起草相关政策，但政策从出台到发挥效用仍需时间。综上，一两年内前景并不乐观，预计需3-5年相关问题才可能得到根本解决。

观察者网：我们都知道，各地存在地方保护主义，这为全国消纳光伏造成了问题，这也要求我们加快全国统一大市场的步伐。全国统一大市场需重构电力资源配置机制，如何通过跨省绿电交易平台、配额制强制考核、特高压基建统筹，实现“光伏发电全国化消纳”？我们未来是否会设计省际利益补偿机制处理相关问题？

金鑫：你提到的几件事都很有价值，可是从“概念上有意义”到“实践上有意义”之间隔着一道鸿沟。先说跨区统筹和利益平衡，无论外部再怎么协调，也很难在地方GDP和税收利益之间实现平衡。

投资体量那么大，只靠电价补偿能补多少？中东部、西部各地都面临财力收紧的问题，经济不好以后，连经济基本盘最好的浙江如今财政压力都很大。你要平衡，钱从哪里来？难道让西部补贴东部？国家再反向给东部补贴？为什么相对贫困地区要补贴富裕地区？仅仅是因为我要用你的电吗？这听着都很别扭。而且补贴额度与GDP总量相比几乎微不足道。

特高压基建是很有意义的，但是要真正解决消纳，不仅要有特高压，更要重构整个电力系统。特高压需要将省际的电力运送网络搭起来。过去特高压侧重“西电东送”，但是从光伏发展的角度看，其实南北也失衡了。北方的光伏发展较早，如今山东电价已过低，需要将电力往南送，因此亟须打通南北线路。

省内同样失衡，例如广东各个地市、江苏南北城市节点电价差距大，这不仅与供需有关，还说明省内电网也不平衡。所以还要对省内中压和中高压电网进行调整优化。

再往下细分，市一级配电网也要重构。传统上电网主要靠火电，发电厂向用电单位和住户的线路是条单向线路。如今乡村居民自建光伏，发的电村里用不了，理论上需要往城里送。但是不好意思，村里到城里没有电网线路。火电厂到村里有现成线路，但是如果需要从村里向城里运送电力，需要先到火电厂，再转到附近的高压电站升压之后转运到城里。这个线路损耗颇大，带来的潜在的社会效益和消纳会大打折扣。

村一级到市一级到省一级到特高压的电网体系重构的设想已经提出很多年了，电网也在很努力地做这个事情，但是这个周期真的非常长。

又比如与电动车相关的高压充电，一个800V的高压电桩功率可以达到大几百千瓦，现在比亚迪又推出了兆瓦级充电桩。这对于电动车推广和充电便利性有益，但同时也大大增加了电网负荷压力。因为这种充电桩不可能放在远郊，只能放在城里方便大家使用。这也就意味着整个城市的配电网要重构了。这放在整个中国就意味着要更新整个中国电网的布局，而新型电力市场和新型的电网结构的重构是一个以十年为周期的工程，至少也要以五年为周期，整个过程没那么快。

强制配额考核已经说了很多年了，大家普遍认为这是最简单的办法，实际上却是最难实施的。整个经济基本面都这样了，如果你需要搞电力方面的强制配额，实际上是在加税。而现在越是高耗能的大企业生存越难，它们多是大宗基础工业品企业，成本线被压得极紧。如果你给这些企业搞强制配额就等于全社会加税，对经济命脉冲击巨大。

正因如此国家一直未下决心，然后转向今年“136号文”，选择用压电价、首先遏制增量。通过存量与增量的市场化交易先发现合理价格；同时在发现价格的过程中，科学地配置资源。找出比如哪些市电价差大，那就先将这两个市的省内电网架起来；哪些省间差距大，就优先修那几条特高压。毕竟特高压之类的电网，不可能真的全国大干快上几百条同时开建，需要有优先顺序。

我们可以根据一些线索更加科学地统筹这些事情，但是这需要时间。而且市场化体系建设就像90年代的“价格闯关”，从计划经济向市场经济过渡的过程一样，非常痛苦。有时候我们会发现半市场不如计划。这个过程若处理不好，可能对行业和企业产生负面影响。

比如现在的一些政策，对分布式光伏企业并不友好，因为现行市场化交易平台不考虑距离，会出现一个问题，明明我的光伏发电站就在用户屋顶上，但是我的电价又和几十公里外的大型电站的电价进行市场化交易一同竞价。事实上变成了电网的集采平台，这显然不太科学。

毕竟客户物理上用的就是屋顶电，却要跟几十公里外的火电厂或者地面光伏站竞价，这反而抑制了分布式光伏的发展和本地消纳。因为消纳首先应该鼓励用电侧，但是现在这种情况让发电侧更加舒服了。

入户光伏

然后发电侧投资增速很快，因为央企投资很快，所以装机速度能不能刹住又成疑问，这甚至可能影响资源配置科学程度。所以我们需要一个体系性的政策，需要发改委、能源局、工信部、财政部、税务等多部门协同规划，可以预见这一过程将是极为漫长且充满挑战。

观察者网：之前在和您沟通过程中，您提到光伏行业面临几个非常实际的问题，其中包括劳务税的直接征收过高、各地要求成立项目公司、工程型项目不能异地缴税的问题。这些问题对我们光伏产业的具体影响有哪些？

金鑫：我之前提的这几个问题，核心的意思是无论是我们的财税政策，还是各地保护主义下的市场经济问题，归根到底涉及市场的资源配置问题。市场化交易的本质目的是实现科学的、市场化的资源配置，并且在资源配置以后能够有效地解决消纳等问题。但如果因为上述原因导致的成本过高，那行业的优质资源配置效率就会下降。

那反内卷是什么呢？国家希望在经济面不好的情况下，提出全行业降税，其中很大一部分就是电力税，或者说电价下降本质上其实就是一种降税。那么，我们把光伏、风电的电价降下去以后，还要不要发展相关电力？当然还要发展，但发展下去的前提是资源要有效配置。

电价降低了，那么电力行业的投资成本也要跟着往下降。如果因为税收、地方保护主义、项目公司等问题，导致我的成本降不下去，那么电力行业就不会有装机市场以消纳产能。

如果没有新增装机，上游也就没有必要谈反内卷，因为没有地方去消纳。去年装了270GW，上半年装了180GW，装完以后下半年整个行业就直接休克了，休克的时候上游再怎么反内卷都没有意义，毕竟下游的100GW需求都没了。这就是个大问题。

而且你要谈消纳的问题，你就需要抑制装机，这里面又是各种冲突。但如果能通过储能和电网结构优化，全国实际上可以维持一定的装机量，这对上游的价格反弹是有帮助的，对制造端也是有帮助的。

现在一方面电价在降，另一方面市场化交易机制又不够科学健全，反而会进一步抑制装机，上游反内卷就会很痛苦。我们最近跟上游的同事、朋友聊，大家普遍都是这个观点。