如何缓解新能源消纳压力？

经济性支撑+工商业配储缓解消纳压力。

1.问题：新能源占比提升，加剧消纳压力

电力系统平稳要求发电厂产生的电力与负荷端消耗的电力保持实时平衡，若不平衡会导致 电力系统无法平稳安全运行，甚至大规模停电。与火电、水电等人为可控、出力稳定的能 源相比，光伏、风电为代表的新能源装机出力具有随机性、波动性、间歇性的特点，且出 力时段与用电负荷匹配度较低，新能源装机大比例提高会导致电力供给与电力需求时间错 配，局部时段存在弃风弃光的问题。 随着新能源占比提升，反映电力系统净负荷（净负荷=实际负荷-可再生能源发电出力）的 “鸭子曲线”变得更加陡峭。如美国加州地区，随着光伏装机不断增长，白天（鸭腹）净 需求减少，日落后（鸭颈）净需求急剧增加，“鸭子曲线”变为更加陡峭的“峡谷曲线”， 新能源消纳压力加剧。

2023 年我国新增光伏、风电合计装机创历史记录达到约 300GW，占全年新增装机超过 80%， 累计装机占比约 36%，新能源装机占比提升加剧消纳压力。

2023 年全国全社会用电量 9.22 万亿千瓦时，同比增长 6.7%，中电联预计 2024 年全社会 用电量 9.8 万亿千瓦时，同比增长 6%左右，全国统调最高用电负荷 14.5 亿千瓦，比 2023 年增加 1 亿千瓦左右。随着全社会用电量不断增长，用电负荷快速提高进一步导致电力系 统供需不平衡，功率波动问题更加突出。 此外，我国风光装机主要集中在西北、华北等地区，与经济相对发达的中东部地区相比用 电负荷较低，导致用电供给与用电负荷存在空间错位现象，进一步加剧新能源消纳压力。

2.分时电价、参与电力现货市场：成本下降提供经济性空间

考虑到新能源装机及发电量占比持续提升，电力系统的综合调节能力是影响新能源持续发 展与消纳的关键，需要推进电力市场化改革、建立适配高比例新能源的新型电力系统。 2015 年国务院印发 9 号文正式启动新一轮电力体制改革，2022 年中共中央、国务院印发 《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出目标在 2025 年初步形成全国统 一电力市场体系、2030 年基本建成全国统一电力市场体系。 2023 年以来电力现货市场建设步伐明显加快，9、10 月国家发改委、能源局先后发布《电 力现货市场基本规则(试行)》、《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，明确电 力现货市场要依序开展模拟试运行、结算试运行和正式运行，为多地现货市场建设明确了 时间表，提出推动分布式新能源上网电量参与市场，探索“新能源+储能”等方式。

随后，围绕完善新型电力系统建设、及以“高比例市场化”为核心的新一轮电改的相关国 家和地方政策密集出台，主要包括：国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用 的通知（征求意见稿）》、广东省能源局下发《关于 2024 年电力市场交易有关事项的通知》 （要求 220kV 以上电压等级并网的风光电站未来全部参与现货交易）、湖北省发改委发布 《关于征求工商业分时电价机制有关意见的通知》（将光伏出力高峰的 10-15 点电价从高 峰调至低谷）、浙江省发改委发布《浙江省电力中长期交易规则（2023 年修订版）》（提出 分布式光伏发电企业与周边用户原则上参与直接交易，也可通过聚合形式参与交易）。 目前各地电力现货市场建设进度不一，第一批 8 个现货试点省份已启动，其中山西、广东 电力现货市场于 2023 年末率先转入正式运行，蒙西、山东、甘肃处于长周期不间断结算 试运行阶段，福建 2023 年底前开展长周期结算试运行，浙江 2024 年 6 月前启动现货市场 连续结算试运行，四川结合实际持续探索适合高比例水电的丰枯水季相衔接的市场模式和 市场机制。第二批 6 家现货试点单位均开展了现货市场试运行，其中湖北、江苏、安徽开 展了短周期结算试运行；辽宁、河南、上海开展了调电试运行。

分时电价：对工商业分布式项目收益率影响可控，有助于发挥光伏经济性优势转移其他灵 活性发电资源。 当前各省对于新能源参与电力现货市场交易的要求不一，但主要集中于集中式光伏项目， 分布式光伏项目并无入市要求： 1） 四川要求优先发电量以外的电量须直接参与市场交易，浙江要求各类发电企业直接参 与交易，广东要求 220kV 以上电压等级并网的风光电站全部参与现货交易； 2） 山东要求参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏）全电量参与现货市场， 未参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏）10%的预计当期电量参与现货 市场；辽宁要求 2024 年除分布式新能源、结算电价（不含财政补贴）高于煤电基准价 的风电机组外其他项目原则上均参与；甘肃对新能源发电企业年度成交电量占比提出 要求； 3） 江苏、河南、湖北、福建、安徽、江西等省份以平价项目自愿参与为主。 工商业分布式项目中“自发自用”部分按照用户侧峰谷电价结算，峰谷电价调整一定程度 上影响工商业分布式项目收益率。近期山东、浙江、江苏、河北等分布式装机大省逐步调 整峰谷价格对应的时段，如山东省将 11-14 点电价调至深谷，浙江省将 11-13 点电价调至 低谷。

将光伏主要出力时段设为低谷电价有助于转移该时段其他灵活性发电资源、提升消纳能力， 是将光伏降本红利向需求端消纳能力提升传导的必要手段。2023 年光伏组件价格大幅下 降带动系统成本下降，2024 年 1 月组件价格已下降至 0.9/W，按照分布式系统初始投资 2.75 元/W 测算，对应 LCOE 已下降至 0.17 元/kWh，仍显著高于目前最低的深谷电价（山 东省 0.2254 元/KWh）,分时电价对工商业分布式项目收益率影响有限。

我们以山东省为例，测算午间实行深谷电价后工商业项目的收益率情况，其中发电及电价 假设如下： 自发自用比例 70%，自发自用电价优惠比例 80%； 山东省脱硫煤上网电价 0.3949 元/KWh；2024 年 2 月山东省尖峰、高峰、平时、谷时、深 谷电价 1.1865/1.0349/0.6807/0.3267/0.2254 元/KWh，根据光伏出力曲线，假设对应发 电比例 13%、0%、25%、25%、38%； 据此假设，分布式等效自用电价约 0.3878 元/KWh，分布式等效电价约 0.3899 元/KWh。

其他核心基本假设如下： 组件价格 0.9 元/W，对应系统单位成本 2.75 元/W； 年有效利用小时数 1200 小时，设备运营 20 年，运营费用率 1.5%； 贷款比例 60%，采用等额还款，贷款期限 15 年，贷款利率 5%。

按照如上假设，测算工商业分布式项目 LCOE 0.17 元/KWh，IRR 18.64%，投资回收期 5 年， 即使在深谷电价调整后仍具有较高的投资收益率。 参与电力市场现货交易：LCOE 下降提供经济性支撑，“全额上网”模式受影响更大。 随着光伏发电规模快速增加，部分省份分布式光伏直接抵消用电需求导致净负荷的“鸭子 曲线”更加陡峭，光伏主要发力时间段电力现货市场竞价愈发激烈，如 2023 年五一假期 期间山东省用电负荷下降、日间时段新能源大发，严重的供大于求使得电力现货实时交易 累计出现 46 次的负电价。目前分布式按照固定电价结算（“自发自用”部分按照用户侧峰 谷电价结算，“直接上网”部分按照当地燃煤发电机组基准价结算），而参与市场交易的集 中式光伏承担负电价，造成了集中式与分布式项目之间的不公平，中长期看，分布式光伏 逐步参与电力市场交易是新型电改的必经之路。

2023 年光伏产业链供给释放导致组件价格快速下降，目前光伏组件价格较高点已下降 1.08 元/W，对应组件价格、系统成本降幅 55%、28%，按照分布式系统初始投资 2.75 元/W 测算，测算典型东部地区分布式系统 LCOE 较 2023 年初高点已下降约 0.06 元/kWh 至 0.17 元/kWh（利用小时 1200 小时），进一步提升了光伏发电的竞争力。在新能源电力消纳压力 逐步凸显的背景下，这部分成本下降，可以通过高比例配储、或支付火电调峰成本、甚至 以高比例弃光的形式，打开光伏发电广阔的消纳空间，从而支撑装机量的增长。

同样以山东省为例，我们定量分析分布式参与电力现货市场交易对其收益率的影响，这里 考虑上网电价（参与市场化交易后电价下降）、利用小时数（弃光比例提升）两个维度。 对工商业分布式项目（自发自用、余电上网模式），我们仍沿用上文基本假设及“自发自 用”部分电价假设，测算上网电价及利用小时数下降对 IRR 的影响，测算结果如下： 1）电价敏感性分析：在利用小时数为 1200 小时/年的假设下，上网电价自 0.3949 元/kWh 下降至 0.1 元/kWh，对应工商业分布式项目 IRR 下降 9.2 PCT 至 9.4%；即在弃光率未显 著提升的背景下，因“自发自用”部分具有电价优势，在当前系统成本下，工商业分布式 项目可在上网电价大幅下降的背景下仍具有较高的收益率。 2）利用小时数敏感性分析：在上网电价为 0.3949 元/KWh 的假设下，利用小时数自 1200 小时/年下降至 960 小时/年（弃光率提升至 20%），对应工商业分布式项目 IRR 下降 8.1 PCT 至 10.5%；即在上网电价未显著调整的背景下，工商业分布式项目可在弃光率显著提 升的背景下仍具有较高的收益率。

对户用分布式项目（全额上网模式），我们仍沿用上文基本假设，新增屋顶租金假设：屋 顶租赁价格 6 元/平/年，单位面积功率 150W/平，在此假设下，测算户用分布式项目 LCOE 0.20 元/kWh，IRR 15.3%，投资回收期 6 年。 测算上网电价及利用小时数下降对 IRR 的影响，测算结果如下： 1）电价敏感性分析：在利用小时数为 1200 小时/年的假设下，上网电价自 0.3949 元/kWh 下降至 0.32 元/kWh，对应户用分布式项目 IRR 下降至 7%，若继续下降，则较难达到投资 方收益率要求；即在弃光率未显著提升的背景下，户用分布式项目可承受的电价下限约为0.32 元/kWh。 2）利用小时数敏感性分析：在上网电价为 0.3949 元/KWh 的假设下，利用小时数自 1200 小时/年下降至 960 小时/年（弃光率提升至 20%），对应户用分布式项目 IRR 下降 8.7PCT 至 6.6%；即在上网电价未显著调整的背景下，户用分布式项目在弃光率显著提升至 20%时 仍具有可接受的收益率。

通过对典型东部地区的敏感性分析，组件价格下降带来的经济性提升为分布式采用分时 电价、后续参与电力市场化交易、甚至提升弃光率提供了较大操作空间，可一定程度上缓 解当前面临的消纳问题。 但在此过程中，仍面临较多问题，需要开发企业、电网企业、地方政府多部门协调探索： 1）需要考虑新老项目差异性：上述经济性测算仅针对建设成本已大幅下降的新增项目， 对于前期已建设完成、且建设成本较高的存量项目，采用分时电价、进入电力现货市场、 提升弃光率等将会较大程度降低其收益率，相关政策推行时，应全面考虑新老项目差异， 针对新老项目提出不同的方案。但考虑到早期分布式项目具有补贴，退补后部分项目享受 了较高电价，此部分项目建设初期收益率也在较高水平，预计部分项目已收回大部分成本。 2）积极推广绿证等多样化收入：光伏项目参与电力现货市场后电价不确定性较大（如部 分时段可能出现负电价），收益端不确定性将影响新增项目建设的积极性，因此，一方面 参与电力现货市场需要分步推进，同时可通过绿证交易等配套措施提升新能源发电资源的 盈利能力。

3.工商业储能：系统价格下行、峰谷价差拉大显著提升经济性

随着光伏装机占比及电量占比提升，近年部分地区因消纳困难出现限电问题： 2023 年 1 月，山东省能源局、国家能源局山东监管办公室联合下发《关于做好 2023 年春 节及全国两会期间电力供应保障工作的通知》，提出按照“先整站控制后平滑调节、先集 中式后分布式、先非户用后户用"原则，做好春节期间新能源调峰工作；部分地级市随后 给项目公司下发了《春节期间低压分布式光伏参与调峰告知书》，指出春节期间电网已无 法满足新能源全额消纳需求，需安排压分布式光伏参与调峰，全省统一调峰时间为国家发 改委 1 国家发改委月国家发改委 19 国家发改委日 0 国家发改委时至 1 月 28 日 0 时共计 9 天。2021、2022 年春节期间山东也曾发过类似文件。 近期河南户用分布式光伏项目也出现限电，河南电力新安县供电公司给用户发送信息通知 称，近期全省新能源消纳供需失衡，存在发电量大于用电量的情况，计划安排低压分布式 光伏用户参与调峰。 在此背景下，可使用工商业储能系统帮助分布式调峰。工商业储能为用户侧储能，主要有 峰谷电价套利、提升供电可靠性、改善分布式光伏消纳等作用。

2023 年以来国内光伏项目大量并网使得不少省份电网消纳压力陡增，多个省份开始对分 布式光伏要求配储，未来新能源项目配置更高比例储能已成为必然的发展趋势。

当前国内工商业储能主要受经济性驱动，峰谷价差套利是国内工商业储能最主要的盈利 来源。工商业储能系统将电力储存在电池中，通过在低谷期购买电力、在高峰期将其出售 获得收益。除了峰谷价差套利外，国内工商业储能的盈利来源还包括参与电网调节，包括 需求侧响应、需量管理、辅助服务等。

2022 年至今各地工商业储能政策密集发布，地方招商产业需求较为旺盛。目前工商业储 能补贴方式主要以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主，1）容量补贴整体在 100-300 元 /kw；2）放电补贴标准 0.2-0.8 元/kwh；3）投资补贴比例在 2%-20%，单个项目补贴限额 在 30-500 万元。

储能系统价格下行、多地峰谷价差拉大使得工商业储能经济性大大增强。 2023 年以来碳酸锂价格下降带动储能系统中标价格不断下行，2h 储能系统中标均价由 23 年初的 1.47 元/Wh 下降到 24 年初的 0.74 元/Wh，同比下降约 50%。此外，2023 年全国峰 谷价差相较去年呈现持续扩大的趋势，特别是近期进入夏季用电高峰后，共有 20 省市（去 年同期 15 省市）开始执行尖峰电价，超九成地区峰谷价差环比增大，其中广东、湖南、 海南、重庆、上海峰谷价差超过 1 元/kWh，进一步扩大工商业储能盈利空间。

根据测算，“两充两放”模式下储能收益率普遍较高，目前浙江、广东、江苏、重庆、海 南、安徽、上海、湖南、湖北、河南、陕西等省市可在理论上实现储能电站每天“两充两 放”，其中东部省份因工业用电需求高、峰谷价差更大，工商业储能收益率及投资积极性 最高。根据中关村储能产业技术联盟统计，2023 年 6 月份全国备案的工商业储能项目中， 江苏、浙江和广东三地项目数量占比达到 81%。随着储能成本下降，更多地区的工商业储 能项目将具备经济性。

此外，山东工商业储能电站虽然只能实现每天“一充一放”，但由于当地峰谷价差较大， 夏季峰谷价差达 0.85 元/kWh,春秋冬三季因白天存在 2-3h 深谷电价，峰谷价差高达 0.95 元/kWh，项目也具有较高经济性。根据测算，当储能建设成本低于 1.4 元/Wh 时，山东地 区工商业储能税后全投资 IRR 可达到 9%以上。

我们按照当前工商业储能建设成本 1.3 元/Wh 测算，国内大部分“两充两放”省市的税后 全投资 IRR 可达到 8%以上，山东作为唯一一个具备经济性的“一充一放”省份，项目税后 全投资 IRR 可达到 9.83%。

4.隔墙售电、虚拟电厂提供多样化解决方案

“隔墙售电”帮助实现就近消纳。 “隔墙售电”即分布式发电市场化交易，分布式光伏电站通过配电网将多余的电力直接销 售给周边的用户，实现就近消纳，而不再是先低价卖给电网再由用户从电网高价买回。“隔 墙售电”主要有三方面优势： 1）随着新能源装机的增加，“隔墙售电”能够帮助实现新能源消纳； 2）分布式能源项目不再只绑定一个用户，拥有更多种选择，持有方能够更好的经济效益； 3）让能源消费者转变为“生产投资型消费者”，同时可促进电网企业向平台化服务的战略 转型。 2017 年 10 月国家发改委、能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》， 通过明确分布式发电试点市场化交易的项目规模、交易模式以及过网费核定原则等方式启 动“隔墙售电”。2019 年 5 月公布首批 26 个分布式发电市场化交易试点名单，试点项目 均为风电、光伏项目，交易规模限额为 165 万千瓦，其中新建项目共计 147 万千瓦。2021 年起政策密集出台鼓励分布式发电参与市场化交易，创新发展新能源直供电、隔墙售电等 模式。

在首批试点的省份中，江苏进展相对领先。2020 年 12 月江苏省常州市天宁区郑陆工业园 5MW 试点项目成功并网，成为全国首家成功投运的分布式发电市场化交易试点项目。2023 年 4 月 9 日，全国首个“一对多”分布式光伏发电市场化交易试点项目在苏州工业园区落 地，其所产生的清洁电力，可直接出售给同在一个 110kV 变电站内的用电企业，实现就近 消纳。此外，在政策指引下，浙江、广东、湖南、山东、海南等省份也陆续出台了相关政 策，鼓励开展、探索“隔墙售电”。

尽管从中央到地方有关“隔墙售电”的政策频繁下发，分布式光伏发电市场化交易实际落 地项目有限，当前“隔墙售电”进展不及预期主要面临以下问题： 1）“过网费”机制有待优化：“过网费”是指电网企业为回收电网网架投资和运行维护费 用、获得合理的资产回报而收取的费用。分布式发电项目接入电网电压等级越接近用户接 入电压等级，过网费越低，同电压等级下消纳按价差法测算过网费有可能为零，电网企业 利益一定程度上受损。 2）电力输配成本分担有待完善：当前的电网（输配电）投资是按照用户的最大负荷设计 的，虽然“隔墙售电”交易双方减少了网购电量，但电网投资并没有减少，因此“隔墙售 电”实际上造成了电网企业收入的缺额。按现行政策，此部分缺额通过电价调整解决，这 也意味着未参与“隔墙售电”的用户将分摊更多的输配成本。 3）辅助服务价值计算有待解决：新能源电力具有波动性、间歇性，参与市场化交易需要 承担对电网的安全责任，目前根据规定隔墙售电的电量所产生的交易偏差要由电力调度机 构去负责平衡，辅助服务的价值如何计算也亟需解决。 随着电力市场化改革全面推进，“隔墙售电”有望配合虚拟电厂推广逐步完善，帮助缓解 分布式光伏消纳压力。

虚拟电厂增强电网调节能力。 虚拟电厂应用数字化技术、控制技术、物联网技术与通信技术，将分布式电源、储能、与 可调负荷等分布式资源进行聚合管理与优化，既可以作为“正电厂”向电力系统供电，也 可以作为“负电厂”消纳系统的电力，起到助力电网系统保持平衡的作用。

虚拟电厂有两大核心作用： 1）对电网：风光装机与发电量逐年攀升，出力曲线进一步拉大峰谷差，间歇性与波动性 容易造成短时供需不平衡，负电价与实时电价波动会降低收益与增加风险，虚拟电厂可一 定程度为电网调节提供空间，保障新型电力系统“源网荷储”的互动运行。2）对用户：需求侧响应结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资 源共享互济，为虚拟电厂市场化运行提供条件。

虚拟电厂发展主要分为三个阶段：邀约型阶段——市场型阶段——跨区域自主调度型。 1）邀约型阶段：主要由政府部门或调度部门牵头组织，各个聚合商参与，共同完成邀约、 响应和激励流程，主要通过需求响应资金池推动，我国主要仍处于此阶段。 2）市场型阶段：在电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场建成后，虚拟电厂聚合类 似于实体电厂的模式，分别可以参与这些市场获得受益。 3）跨空间自主调度型阶段：随着聚合种类越来越多，数量越来越大、空间越来越广，其 中既包含可调负荷、储能和分布式能源等基础资源，也包含由这些资源整合而成的微网、 局域能源互联网。

我国虚拟电厂正由邀约模式向市场化交易模式转型，“十四五”期间多地开展相关试点。 在市场化交易模式下，虚拟电厂聚合商将以类似于实体电厂的模式，在分别参与电力现货 市场、辅助服务市场和容量市场等细分市场的运行当中并获得相应收益。“十三五”、“十 四五”期间，我国江苏、上海、浙江、广东等地开展了电力需求响应和虚拟电厂的试点， 2015-2019 年以邀约型阶段起步，2020 年后正逐步实现向市场型阶段跨越。随虚拟电厂建 设推进，有望进一步提升电网调节能力，帮助缓解新能源消纳问题。