绿电消纳专题报告：西南地区水电消纳问题启示.pdf

绿电消纳专题报告：西南地区水电消纳问题启示。能源低碳转型本质以发电量及消费量为导向，装机量是过渡考核指标。“十四五”规划和“双碳”目标以发电量和消费量为导向。“十四五”规 划提出，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%， 《2030年前碳达峰行动方案》中，非化石能源消费比重达到20%左右， 单位国内生产总值能源消耗比2020年下降13.5%。在“双碳”目标首次提 出后的2020年新能源累计装机量大幅增长29.5%，新增装机量是1.22 亿千瓦，是2018、2019年新增装机量的总和，2023年新能源新增装机 量为2.93亿千瓦，是2020年新增容量的2.4倍。

新能源整体渗透率持续增长，电力系统消纳压力加剧

2023年我国新能源渗透率为12.4%，已有17个省新能源渗透率超过 10%，部分省份即将进入第三、四阶段，意味着电网承受的消纳压力加剧， 且由于负荷与电源不匹配，部分地区省间和省内消纳已存在困难。2024 年1-6月的弃风弃光率持续上升，分别达到3.9%和3%，比2023年高 1.2、1个pct。部分地区虽然装机容量低导致弃电量较小，但实际上消纳 能力较弱，少量风光增量都会对消纳造成压力。

新能源消纳政策变化，市场化程度逐步加深

2006年至2024年，我国对可再生能源的“全额保障性收购”概念经历了三 次修订，对新能源项目的保障性收购从硬性指标变为弹性指标，保障性收 购电量电价两部分均收缩，增量部分新能源项目将进入以“市场化交易电 价”为主的新时代，存量部分新能源项目也将逐步进入市场交易。

用电增速与水电机组投产节奏不匹配，西南地区水电曾面临严重的弃水问题

四川和云南具备水电装机比例大、水电丰多枯少的特性，汛期存在较大的 发电压力，“十二五”后期开始，由于两地水电机组集中投产、用电量增长 大幅低于预期、输送通道能力受限等因素影响，弃水矛盾日益突出。云南 省从2014年起开始出现较为严重的水电弃水，2016年弃水电量达到历 史峰值315亿千瓦时，占省内用电量的22.3%；四川省从2012年开始出 现弃电，近10年弃水量区间维持在26~202亿千瓦时。两地区在电力供需形势、能源资源结构等多方面存在共性，弃水问题产生的主要原因有： 水电快速发展与电力需求增长缓慢不匹配、系统调节能源需优化，缺少控 制性（调节性）水库电站、局部网架薄弱和特高压输送通道能力受限、风 电装机规模迅速增长占用部分水电市场空间等因素。

两方面改善西南地区弃水：增加省内用电市场、增加外送比例

云南省积极协调增加外送电量，通过市场化交易机制增加外送电量促进水 电消纳，2023 年云南省外送电量达到1345亿千瓦时，其中送广东1163 亿千瓦时。同时，云南省积极培育省内用电市场，大力支持工业企业用电 需求，以较低的水电价格吸引高铝、硅等高耗能产业落地，2019 年是云 南省近年来电价洼地，全省市场化结算电价为0.1725元/千瓦时，水电市 场化结算电价为0.1652元/千瓦时，极低的用电成本使得全省用电量快速 增长。四川省并没有像云南省一样，弃水问题基本在“十二五”期间解决， 并且解决路径中没有采取云南省高度市场化的超低电价策略，但四川省也 同样通过“西电东送”的外送通道的不断建设外送富裕水电，并推动省内水 电消纳示范区，利用电价优惠引入大数据、多晶硅、新型电池、电制氢等 高载能产业，成渝地区双城经济圈建设也促进水电及后续增量新能源的消 纳。

三个方向改善绿电消纳，低电价将成为优势

当前，新能源机组大幅增长带来的弃风弃光率增加与水电发展有相似之 处，绿电消纳改善需要等待输配电网建设提速至与电源投资建设相匹配， 同时随着度电成本的下降，绿电较低的电价优势也将逐步体现，使得用电 侧资源向其倾斜。但不同之处在于，新能源与水电的调节需求不同，水电 调节需求周期更长，单机组容量更小的风光机组则需要较短周期的调节能 力，水电、火电等稳定性电源以及储能需要满足绿电的调节需求。因此， 我们认为通道建设、电力需求、系统调节能力是改善绿电消纳的三个重要 方向。