新能源发展的消纳风险研究.pdf

新能源发展的消纳风险研究。“双碳”目标下构建新型电力系统，“先立后破”强调系统安全稳 定。构建新型电力系统是实现“双碳”目标的必要条件和重要路径： 电力行业碳排放占比较高，清洁低碳发展是实现“双碳”目标的必要 条件；“终端用能电气化+电力系统脱碳” 是实现“双碳”目标的重要 路径。坚持先立后破，新型电力系统发展节奏有所调整：自 2021 年 缺电频发以来，国家能源政策开始出现调整，不再强调以新能源为主 体，转而强调新能源占比逐步提高，即需要逐渐发展。

源荷时空错配叠加调节资源缺乏，新能源消纳风险需要给予更多关 注。消纳压力逐渐显现，部分区域风光利用率下行。2022 年全国整 体新能源消纳情况尚可，但弃风率较 2021 年已经出现边际上升，部 分新能源大基地所在地区消纳率较低。新能源出力的同质性与反负荷 特性在装机占比快速提升后更为显现，“零电价”“负电价”频现，在 现存“基于边际成本出清”的电力现货市场环境下会导致其大发时电 价低而又难以在高电价时段获利，收益率存在下行风险。 “消纳难” 源于源荷时空错配，且难度伴随新能源电量占比提升而加大，其带来 的系统成本也呈现非线性增长特征。

电网与调节资源分析： 特高压建设慢于电源建设速度，电力系统调 节能力有待进一步加强。新能源消纳情况在供给侧主要取决于跨省跨 区电网建设和灵活性资源的发展。特高压电网可以通过远距离电力输 送，实现大范围资源配置与优化。其规划较早，但 2022 年开工建设 工程进度不及预期，且相关电网投资并未因高比例新能源装机并网而 出现阶段性大幅增长，仍维持平缓增长。调节资源方面，我国灵活性 资源相较欧美先天不足。电化学储能体量较小，利用率低，且仅足以 支撑小时级调节，其发展仍需要技术进步、持续降本带来经济性提 升，及相关市场化机制实现成本的疏导转移；抽水蓄能限于工期较 长，自然条件要求较高，建设情况较为复杂，难以实现超预期发展； 煤电的启停和爬坡速度较慢，且火电灵活性改造成本尚难疏导，积极 性或不及预期。需求侧响应目前仍在发展初期，市场化交易机制尚未 成熟。风光制造成本下降与系统性成本上升情况：随着硅料产能逐步 释放，其价格对于组件降价的边际影响逐步减弱；产业链生产效率提 升速度逐步趋缓，进一步通过技术进步与规模化生产实现降本的空间 相较过去有限。反观系统的容量备用与调节性等成本却伴随新能源占 比提升而快速增长，并呈现非线性特征。

理性看待消纳空间。据测算，2023 年在保持新能源弃电率不低于 5% 的情况下，电网角度全国新能源消纳空间基本稳定在 1-1.2 亿千瓦左 右；2025 年新能源消纳空间保守测算将逐步提高至 1.4-1.7 亿千瓦左 右。若考虑额外配建新型储能，火电灵活性改造推进的情况，2023 年新能源消纳能力预计可以提升到 1.3-1.5 亿千瓦左右。2025 年逐步 提升到 1.7-1.9 亿千瓦左右。再叠加计算无需大电网提供消纳的一般工商业分布式光伏（以 2022 年装机 2587 万千瓦，年均增速 10%计 算），2023 年新能源消纳能力预计可提升到 1.6-1.9 亿千瓦左右。 2025 年预计逐步提升到 2-2.2 亿千瓦左右。目前，市场多数观点认为 “风电光伏合计新增年均装机将保持 2 亿千瓦及以上”，或较为乐 观。消纳困境或悄然将至，产业链在高增长预期下的产能扩张或引发 阶段性过剩。相对有限的消纳空间以及非线性上涨且难以疏导的系统 成本或将阻碍新能源新增装机并网，新能源线性高装机增速的预期或 难以实现，仍在加速扩张的光伏风电设备产业链或将在数年内面临产 能相对过剩的局面。