新能源消纳形势如何？

我国电力系统调峰能力暂未耗尽， 新能源新增装机具备阶段性上行空间。

1.用电负荷曲线：形态类似，高低不同

由于我国的全国用电负荷曲线不披露，故对德国用电负荷曲线（Energy-Charts 披露）进行分析，进而结合我国用电特性进行调整，生成我国用电负荷曲线。 德国2023年用电负荷曲线展现出以下特征：一是四季用电量/用电曲线存在明显 差异，冬季（12-2月）>秋季（9-11月）>春季（3-5月）>夏季（6-8月），冬季用电 负荷较夏季高出约15%。我们分析认为与德国纬度高、冬季采暖负荷大、夏季制冷 负荷相对有限有关。二是节假日用电量/用电曲线较工作日明显偏低，约20%。三是 日内用电负荷呈现“双峰”特征。一为午间11-12点，一为傍晚18-19点，下午用电 负荷有所降低，后半夜为全天最低。四是工作日峰谷差率约33%，节假日约27%。

我们对德国用电负荷曲线进行修正，模拟我国负荷特性。一是根据中国与德国 月度用电量差异对德国负荷曲线进行修正；二是考虑到中国1-2月存在春节长假影响， 故对1-2月的用电曲线进一步修正。

基于修正后的负荷特性和2023年我国全社会用电量（9.29万亿千瓦时），由此 构建全国用电负荷曲线如下图所示。分季节来看，曲线冬夏两季用电量大、用电负 荷高，符合夏季制冷负荷、冬季采暖负荷较多的用电特征；分工作日与节假日来看， 工作日较节假日用电负荷高约200GW。

2.光伏出力曲线：春夏秋大发，冬季偏低

CAISO披露了美国加州光伏逐时出力情况。由于近年来加州出现了明显的光伏 消纳压力，如2023年光伏出力系数（即单位装机的逐时发电功率，由发电功率除以 当月光伏装机得到）曲线中午间被削峰明显，故基于2014.5.1-2015.4.30加州光伏出 力系数曲线进行后续研究。曲线个别月份午间出力系数超过1，或因当年光伏装机统 计不全所致，由于后续会基于光伏出力系数曲线和光伏利用小时数生成出力曲线， 故我们更为关注光伏不同月份出力系数的相对值，其绝对值对后续测算无影响。 光伏出力系数曲线显示：春夏秋三季，光伏出力高，午间大发时段可持续近6小 时；冬季，光伏出力较少，午间大发时段持续约4小时。

美国加州光伏利用小时超2000，根据上述出力系数曲线和我国光伏利用小时 1200，可生成我国光伏出力曲线。

3.风电出力曲线：春季>冬季>秋季>夏季

EIA披露了美国风电逐时出力情况，其季度出力特征与我国类似，春季>冬季> 秋季>夏季，故根据两国风电利用小时差异，生成我国风电出力曲线。

4.基于净负荷测算剩余调峰能力：不超过 200GW，春季低至 120GW

将负荷曲线，减去风电光伏出力曲线，得到净负荷曲线。分季节来看，春季由于风光均处于大发状态，故净负荷曲线最低；分工作日和节假日来看，由于当前节 假日用电负荷低于工作日约200GW，故节假日净负荷曲线系统性低于工作日。

当净负荷曲线低于电力系统中的可控装机出力下限时，即会发生弃风弃光现象， 出现新源消纳问题。我们基于国家能源局披露的2023年底我国各类装机情况，估计 其日内开机比例和最低、最高出力比例，测算我国电力系统剩余调峰能力。例如，气 电估计日内开机比例为90%，因为火电每年平均检修时间约1个月；其最低最高出力 比例0-100%，因为气电能够实现启停调峰。

根据1-12月工作日和节假日用电负荷情况，假设备用率5%，根据日内最大用电 负荷+备用容量要求，减去该时刻风光最小出力（风电一般10%，光伏为0%），再减 去储能和其他可控电源该时刻最大出力，测算煤电开机容量。 根据煤电开机容量，测算煤电及其他可控电源、储能的日内出力最小值，与净 负荷最小值进行比较，测算我国当前剩余调峰能力。 测算显示：节假日的剩余调峰能力系统性低于工作日；春季剩余调峰能力最少， 4-5月节假日剩余117-119GW、工作日剩余146-171GW，其余月份剩余200GW左右。

需要特别说明的是，上述估计较实际情况乐观，原因有二：一是未考虑电网阻 塞，前述研究的隐含假设为全国用电负荷和电源、储能全部接在同一个节点，但实 际上我国幅员辽阔，发电量常远距离传输，存在电网阻塞。二是采用了简化模拟测 算，我们采用了各月风电、光伏平均出力作为研究对象，未进行8760小时（365天×24 小时）整体模拟，会导致低估弃电率。例如采用风光平均出力测算不弃电时，并未把 握风光大发时的消纳压力情况，此时可能已出现弃电。但作为对消纳形势的趋势性 研究，上述测算偏差对结论影响较小。结合前述测算结果，我们估计剩余调峰能力 可能只有150GW。

5.消纳形势仍然严峻，新能源新增装机具备阶段性上行空间

根据国家能源局披露数据，2023年我国风电新增装机76GW、光伏217GW。测 算2024年的边际变化： 边界条件假设：用电量增长5%，煤电增40GW，气电增15GW，生物质发电增 3GW，抽蓄增6GW，常规水电增3GW，核电增3GW，新型储能新增装机翻倍至 100GWh。 若新能源新增装机与2023年持平，测算显示，2024年春夏秋三季节假日剩余调 峰能力约下降30-40GW，冬季及春夏秋的工作日提高约30-40GW。造成上述现象的 主要原因是，气电、抽蓄、新型储能调峰范围明显高于煤电，日内调节时将优先开 机，伴随三者装机占比提高，可控电源的最小出力将有所降低。在前述边界条件下， 各日最高用电负荷确定，可控电源开机情况确定，由于2024年与2023年相比，工作 日最低净负荷均在夜间风电大发时段，最低净负荷下降幅度不及可控电源最小出力 降幅，故显示为剩余调峰能力提高。而节假日用电负荷低，最低净负荷位于午间光 伏大发时段，最低净负荷因光伏新增装机多且出力集中而快速下降，降幅高于可控 电源最小出力降幅，故显示为剩余调峰能力下降。

若新能源新增装机较2023年提高20%，即光伏新增260GW、风电新增91GW， 测算显示，2024年春夏秋三季节假日剩余调峰能力约下降50-70GW，冬季及春夏秋 的工作日提高约30-40GW。

若新能源新增装机较2023年提高30%，即光伏282GW、风电99GW，测算显示， 2024年春夏秋三季节假日剩余调峰能力约下降60-80GW，冬季及春夏秋的工作日提 高约30-40GW。

（四）中测算结论“春季剩余调峰能力最少，4-5月节假日剩余117-119GW、工 作日剩余146-171GW，其余月份剩余200GW左右”，考虑到当前新能源弃电主要发 生在节假日，故我们能够得到下述结论： 若2024年保持2023年新增新能源装机规模（即光伏新增217GW、风电新增 76GW），则2024年春夏秋三季节假日剩余调峰能力约下降30-40GW，存量调峰空 间预计3-5年消化完毕。 若新能源新增装机较2023年提高20%（即光伏新增260GW、风电新增91GW）， 则2024年春夏秋三季节假日剩余调峰能力约下降50-70GW，存量调峰空间预计2-3 年消化完毕。 若新能源新增装机较2023年提高30%（即光伏新增282GW、风电新增99GW）， 则2024年春夏秋三季节假日剩余调峰能力约下降60-80GW，存量调峰空间预计2-3 年消化完毕。 进一步考虑到前述因未考虑电网阻塞+简化模拟测算导致剩余调峰能力测算偏大问题，实际存量调峰空间消耗速度将快于上述估计。 综上，我国当前新能源消纳压力较大，2023年新增新能源装机规模下，电力系 统剩余调峰能力已快速消耗。若希望持续提高2024及后续年份的新能源新增装机 （如20%-30%），我们判断在现行条件下仅能持续1-2年；若能够大力提高调峰能力 （火电灵活性改造、建设储能等）、降低电网阻塞（加强输配电网扩容），则有望 持续更长时间。