新能源消纳的原因及现状交流电话会纪要–20220815

主题交流Q1：新能源消纳问题出现的原因？ 从负荷侧看：二产的用电负荷曲线较为平稳，但其用电量占比逐年降低；三产及居民的用电负荷曲线波动大，用电量占比不断提高。因此总的负荷曲线的波动性（峰谷差率）逐年加大。 从电源侧看，能源转型导致电源结构变化，过去我们国家以煤电、核电、水电等可控电源为主”而近年来不可控的新能源占比越来越高，可控的火电、水电占比越来越低。 负荷侧波动加大，而电源侧可控性降低，导致电力供需的实时平衡越来越难。 当电源侧灵活调节能力不足以跟随负荷及新能源的实时变化时，就会难以完成电力系统实时的供需平衡，出现弃风弃光等问题。 Q2：我国当前的消纳形势如何？ 十二五、十三五时期，我国也出现过弃风弃光上傲严重的现象，通过政府、电网公司和发电企业三方努力，才逐渐将缓解消纳问题。十三五后期，我国新能源消纳率逐步上升，最终基本都达到95%以上。 但是，新能源消纳率提升的背后，是政府、发电集团、电网做了很多工作，已经把能够调用的资源，包括压低火电最小开机、加强抽蓄调峰等有利于新能源消纳的手段用尽，才达到目前96%、97%的消纳率水平。 十四五时期”各区域调峰形势会越来越困难。 从区域看”华北、华东、东北等区域的调峰困难时段在逐步延长：华北地区，以前仅冬季供暖期火电压低出力的能力不足导致调峰困难，但现在春季、秋季也会出现调峰困难情况； 华东地区，调峰能力一部分来自于对西南水电外送华东的功率的调节，华东地区新能源消纳率虽然尚能维持100%，但近年来也观察到，当十一假期期间西南水电大发时，华东也出现调峰困难。 从调节时段看十三五时期消纳问题主要针对风电，风电出力高峰主要在午夜，此时用电负荷较低，遇到风电大发就会调峰困难，因而出现弃风现象。 现在从午夜的单时段调峰困难逐渐变成低谷+午间双时段调峰困难，中午光伏大发，带来系统调峰困难，出现弃光等问题。 总体而言，当前新能源消纳率看似在不断提升，较十二五、十三五有明显改善，但实际上整个系统从调度层面看，目前正在逐步用尽已有可调节手段，未来将会产生更多时段、更多季节的调峰缺口。 整体来说新能源消纳在不断往更加困难的方向发展。 Q3：大基地所在省份的消纳情况？ 大基地所在省份主要是送端地区、消纳水平相对较差。 受端地区消纳能力相对更好，例如华东地区利用率保持在100%的水平。 如果大基地新能源增长较快，而外送通道、储能等配套措施建设不足，大基地的消纳压力无疑会进一步增加。 青海、甘肃、内蒙等地的本地用电量也不够大，负荷增长也不如华东等地区多，新能源无法在本地完全消纳，因此当外送通道不足时，会导致新能源消纳率进—步降低。 未来将通过更多外送通道的规划建设，以及全国统一电力市场带来的跨区电力交易提升，支撑送端地区新能源消纳改善。同时，新能源消纳率的考核要求可能也会昭氐。 Q4：结合目前大基地的电源、电网规划来看消纳压力会进一步偏紧还是改善？会进一步偏紧。 因为之前做的十四五电力规划中并没有考虑第一批、第二批大基地，因此目前比较紧迫的问题在于如何彳各大基地建设与十四五原有规划的电力通道建设、灵活性资源建设实现协调统一。 解决这一问题的关键在于宏观层面、政策层面的衔接，如果无法做到大基地和通道以及配套的灵活性资源的同步规划、同步建设、同步投产，送端大基地的新能源消纳未来肯定还会逐步变紧。 Q5：我国未来的消纳空间如何？ 按照十四五电力规划进行测算，如果规划的火电灵活性改造、储能、抽蓄能够按期足量完成每年1.2-1.3亿干瓦新增新能源可以消纳。 未来最大变数在于风光大基地以及配套的通道、灵活调节电源建设，大基地大规模建成可能在十五五初期，如果配套措施未跟上，会出现更严重的消纳问题。 Q6：新能源所需的新型储能的配置比例是多少？ 如何看待各省对于新型储能的规划规模已超过30GW的国家目标？ 储能是新能源消纳的核心。 根据测算，理论上每单位新能源需要配置15%-25%容量的储能（假设储能的安全性、调节时长与抽蓄相当）。各省政府基于产业发展等诉求，会制定较高的目标。 虽然各地规划的新型储能较多，但我们仍维持比较保守的预期”即30GW，主要考虑目前的储能可能无法发挥出预期的作用：①大部分地区目前按照2小时配置储能”时长较短，无法对标抽蓄（调节时长＞6小时，存在3倍差距）；②并未充分考虑储能的寿命及衰减状况。 各地政府出台的新能源配储政策并未对储能的寿命、安全性等技术参数做出明确要求。 在当前储能成本上升的背景下，储能电站的建设可能会出现”劣帀驱逐良帀”的现象，实际上会使得储能的效果大打折扣。 Q7：火电灵：舌性改造对于发展新能源的支撑作用如何？ 当前我国火电规模较大（截至21年底煤电装机容量11.1亿千瓦厂在十四五及十五五初期肯定是电力系统调节的主力。火电灵活性改造是用存量资源就可以实现的灵活性提升，综合考虑技术经济性，是最优良的一种调节资源。 但却在实际推进时遇到了一些问题：①目前对电力系统调节作用的定价不足，灵活性改造的成本难以疏导；②煤炭价格高，煤电企业出现大面积亏损，投资意愿低，企业对于火电灵活性改造的积极性非常低。 十三五期间，国家规划了2.2亿的火电灵活性改造，实际完成度不到一半，预计十四五期间会更加吃力。 Q8：从开发形式上看，如果重点发展分布式，是否会有更多装机增长？ 分布式主要是在中东部地区（华北、华东、华中地区）发展分布式光伏与分散式风电。 从现状来看，这些地区的新能源消纳仍有余力（华东新能源消纳率100%，华中新能源消纳率99%以上）。 从未来趋势看，虽然很多产业在向西部转移，但预期十四五及十五五期间用电量的增量主要还是会集中在中东部地区（用电量增长能够提供新增消纳空间）。 从系统最优与成本最低的角度考虑”在中东部地区发展分布式电源是最经济性的选择。 布局方式可以是本地的分布式电源结合微电网等来实现本地的电力电量平衡，如果不够再从外地输送。总的来说，十四五期间中东部地区应该承担更多新能源发展的任务。 Q9：消纳率考核要求从95%下降到92%-93%对新能源装机的影响？ 根据测算”假设不一刀切要求95%消纳率，不同地区根据实际高兄灵活调整，比如西北部低一些，中东部消纳率维持在96%-97%，十四五期间新能源装机规模可以累计增加100GW，平均每年增加20GW。 Q10：消纳压力逐步加大的趋势下，电力行业未来会出现哪些变化？会有哪些投资机会？ 灵活性资源、储能、抽蓄值得关注。 ①灵活性资源：目前灵活性资源稀缺，其价值应该会被重估，在电力系统中不断体现与凸显。 ②储能：目前的储能尚不能完全契合电力系统需要，未来可能需要根据电力系统的调度特性和出力要求来设计储能系统，实现与电力系统运行的紧密结合，相关的企业将得到发展机遇。 ③抽蓄：当前新能源发电项目收益率持续降低，很多央企逐渐开始看好抽蓄的发展。 Q&AQ1：电化学储能系统哪些参数可改进墟应电力系统调节需要？ 储能电池不同于电动汽车的动力电池，后者存在频繁启动、刹车带来的频繁充放电的需求，而前者的充放电需求可能长期保持在一天1、2次，比较稳定。 从电池特性来说，相对固定的充放电需求，可能为电池寿命的优化提升带来一定突破和改善的可能。 对于储能系统的未来改进方向，在于不止像现在一样做新能源出力的平滑，而应与新能源进行更好地配合，具备像煤电等常规电源一样的出力控制能力。 比如风光大基地，配套储能应当不仅是将多余的新能源发电量存储，未来更需要在风光不足的时候，如长期无风或夜间无光的情况下，保持较长时间的出力，持续满足向中东部供电的输电通道上的功率需求。 Q2：电网对新能源发电功率预测未来是否会有更高要求？ 未来电网对整个系统的预测精度要求会越来越高”出力控制的要求也会越来越高，不会像现在一样无条件消纳。未来灵活性资源的需求可能会逐层分解，包括源网荷侧分解。 海量的分布式新能源和储能接入，肯定是会加大调度和管理的难度。 因此对新能源并网特性的要求会逐步升高，例如要求其配置储能、对新能源出力特性进行修正，综合呈现出的出力特性曲线满足电力系统要求。 Q3：随着新能源发电占比的提升，保障利用小时数是否会下降？保障利用小时数会下降。 新能源占比逐年提升，消纳压力加大，可能会驱动保障利用小时数下调。 此外，电力市场化是长期趋势，新能源占比越高越需要通过市场化的手段解决消纳问题。 而构建一个经济高效的电力市场需要逐渐推动全电量市场化交易”保障小时数较多时不利于形成全电量交易的市场。具体可参见蒙西、山西等地已下调保障利用小时数。