并网专家交流纪要–20220913

要点总结：1、消纳压力：（1）整体来看消纳压力还是挺很大（2）不会影响明年的装机量（3）需要新手段对增长进行消纳，抽蓄、电化学储能、建跨省跨区通道；2、要求风光企业建10%-20%储能配套：（1）度电成本会高一毛钱，并不能产生很大的价值（2）上网电价不会提高 （3）从原来不可控的垃圾电变成具有一定可控性的电。 3、电站预期收益规划不确定性大：（1）收益来自政府补偿、绿证绿点、配额（2）解决措施是技术进步，成本得到快速下降；4、今年的装机预期：装机增速不会降下来，会超过市场预期的80GW、100GW；5、分布式/集中式电网稳定性：（1）集中式和传统模式差别不大；分布式会使原来系统设计思路、运行方式全部都改变（2）从稳定性角度，发展集中式是最好的（3）大趋势是去中心化，从原来大一统的集中式电力系统变成分散型，是风光的特性决定的（4）目前来看集中和分布并举，至少在未来五年是必然的。 Q：刚才提到消纳压力急剧增加，压力到了什么程度？影响大吗？ A：影响挺大的。 之前一直觉得消纳利用率在不断攀升是由于当时用电增长，风光增长容易消纳。电网这块通常会留一些余量，风光多发时利用余量消纳掉。 这两年疫情我们国家率先生产反弹，使得去年上半年用电反弹，形势看起来比较好。随着风光装机继续高增速，需要新手段对增长消纳。 建抽蓄，但抽水蓄能电站周期要8-10年或5-6年。 煤电灵活性改造，希望风光来摊这个钱，也造成压力。 电化学储能，由于安全事故，国家出台安全措施要求离住宅密集区一定距离，给选址安装企业带来很大影响。 建跨省跨区通道，有建设周期问题，基地就算建起来，如果用电量增速不达预期5%-6%以上，东中部也消纳不了。 现在电力紧缺，煤电之前被看衰，现在国家强调煤电在相当长时间内继续保持发展；这些措施加到一起能支撑多少目前没有让人信服的方案，整体来看消纳压力还是挺很大。 Q：以现在电网消纳能力，每年120-130GW没有问题。 持续一两年后，如果电网不做大规模改变，会出现比较明显的瓶颈问题？ A：已经好几年很艰难了，现在都过来了。 一方面四季度大投产，1亿的装机并没有1亿的电量，电量并没有增长多少；另一方面20多个省出台政策要求风光企业建10%到20%电化学储能配套，现在的新举措是发电侧储能企业去建，最终调度由电网公司统一调，相当于提升电网调节能力，这个模式西部地区有省在做，如果模式得到认可推广，很大程度上能够缓解新能源发展消纳能力。 Q：推进时会有难度？ 比如电网一层层下去，建储能即便配套，也要建在比较好的节点上面才方便调度？ A：应该不至于。 电网是走变压器连接起来形成网，很多是在自己台区内互相调节。 相当于这一片有光伏电站，储能电站就可以把这一片都调节了，并不用进入到最高电网再返回来。 Q：如果要配储能10%-20%，对电站来说，回报率水平？A：度电成本会高一毛钱。 并不能产生很大的价值，只改善了频率特性，频率响应需求会降低。目前来看只给发电增加了成本。 但现在在搞需求响应，虚拟电厂，峰谷电价，这种模式下把储能配大一点，可以挣峰谷电价、参与系统互动和需求响应，可能会从单纯的成本增加变成既有成本还有营收的模式。 Q：如果配了10%-20%储能，上网电价会有提高吗？A：没有。 政策最多优先保证你的发电。 去年新疆让这些企业配了之后会给一些额外小时补偿。 Q：如果度电成本多一毛钱的话达不到平价，多发多亏？ A：对，但现在大趋势这样的。 储能成本比较高，大概1.6-1.7元/瓦，而且利用小时非常低。跟电网互动基本不太现实，差不多有30%-40%的天数。 电网年浮动曲线有高峰和低谷，北方地区主要夏高峰和冬高峰，冬高峰越来越高，其他低的时候就不需要储能参与系统互动。增加成本但改善处理质量，从原来不可控的垃圾电变成具有一定可控性的电。 Q：电站规划要看20年回报率，是怎么考虑长期电价的？A：前几年有的是靠国家给的补贴，比如协鑫。 现在有些是为了战略，像国企发电集团先占坑，配套其他的补偿。 还有的是看中未来，很多产品出口需要绿证，很多企业会花高价买绿电。现在新能源上网保障一部分来自国家，一部分来自市场。 市场的溢价是高6%-8%；一旦供应量上来，反倒造成报低价出清。 所以现在市场化改革最大的问题是预期变得模糊，要么跟地方政府谈能不能得到补偿，不行就从绿证、配额方面去找补。现在不确定性更大。 Q：绿电交易具体推进的措施或者计划？A：一大特点是证电合一，使得追根溯源、补贴落地、对外贸易出口能够衔接起来，北京电力交易中心正在推。Q：收益率预期很模糊的尴尬情况还会持续相当一段时间？ 还是开完大会后新型电力改革会把不协调的全部拉通？怎么对时间做预期？ A：一方面新能源受到矿产资源的约束，现在光伏成本反弹等，近期受国际上的影响会有成本的不确定性，使得收益不确定性更大；另一方面现在很多新能源企业为了多发电，宁可把协议电价降下来。 这些方面都一定程度伤害新能源收益率，这是竞争期的一些困难。 希望通过技术进步，成本快速下降，不光自己发展，还要帮整个系统分担，比如前面提的新能源加储。长远来看我们国家碳排放全球占三分之一，做出了国际承诺，体系在不断完善推进落实。 如果竞争期的经济、外贸、资源、成本、市场机制问题得到改善，那么形势还是会好的。Q：现在五大集团基本所有项目都以6%的IRR作为门槛，他们会系统性下调最低收益率要求？A：对五大集团来说，现在补贴都取消了，整体来说6%还是不错的。 Q：6%能保住吗？A：指望经济复苏反弹，用电量快速增长。这是解决所有问题的根本。 Q：要新能源发电背这么多的成本，但是溢价不到位，没有动力，像阳光、华为国内市场都放弃了，怎么办？A：这两年形式困难不去投，等过两年形势好转就会失去很多机会。 像这种中长期项目的投资，既要看当前的困难，也要看未来。Q：市场化电价有没有更大的突破？A：现在都把所有问题往市场电价推，但它并不具备这个功能。 市场供大于求时可以打破不对称壁垒，寻找优化价格，优化市场配置，但现在不是这个状况。现在新能源如果想从市场中找到很好的生存，短期来看困难大于希望。Q：您对今年装机是怎么样的预期？ A：装机会继续走。 国家政策是从上向下的，政府在推，很多资源有优先级。所以装机增速应该不会降下来。 Q：市场预期80GW、100GW您觉得能装到这个量吗？ A：今年肯定会超。 今年上半年就装了4000多万，去年上半年差远了。 Q：大基地是什么趋势？年底能装很多吗？ A：大基地的建设受制于很多方面的因素，风光建，配套电源建，输电通道建。第一批基地现在只是全面启动，并没有建成。 今年下半年分布式装机还会保持比较好的发展态势，现在也在研究分布式加储能的商业模式、盈利可行性。目前在很多地区已经开始具有一定经济性，有很大潜力。 Q：消纳问题会不会直接影响明年的装机量？A：应该不会。 虽然之前有些大的地面集中式电站并网电网公司被要求出示消纳证明材料，但现在国家还是要求电网公司全力配合。消纳应该不会成为大的约束。 Q：电网侧这边会不会出推动储能的政策？A：一直有，电网对储能蓄能在加大投资建设力度。 但还是需要电源侧，发电集团，用户侧，虚拟电站，需求再响应，综合能源系统微电网，各种方式贡献力量。 Q：这两年分布式增长比集中式更快，它对电网稳定性的影响跟集中式是一个概念吗？A：不是。 集中式是一级一级升压，并到大电网，跟传统模式差别不大。 原来的配电网变电台区往下分几条线到10KV，再往下分到380V到居民。 分布式现在的模式是变电站是电源点，一直到用户末端，每个用户末端考虑负荷大小、电压，电压偏差不能超过10%。 大量分布式装在用户侧后，会使原来的推荐系统设计思路、运行方式全部都改变，因为原来单线流情况下只需要简单保护，到末端电压是符合的，现在加分布式后，如果还是原来的模式，末端的电压肯定会越线，返送保护的运行模式也会发生改变。 所以它会带来原系统运行保护、调控多方面的不确定性。电网公司这几年的投资很大一部分走向配电网。 将来的用户不光是消费者，如果屋顶加光伏跟电网互动就变成双向的，所以配电网本来也要改。现在所有的用户都能监控得到，整个来说运行模式都不一样，是将来发展的重点。Q：从电网稳定角度，更多希望发展集中式还是分布式？ A：系统越简单越稳定，从这个角度，发展集中式是最好的，它跟原来的系统没有大的差别；分布式大规模变了之后，一方面整个配网要全部重建，问题一是要大规模投资，二是配网利用率低。 所以十年前美国电科院就在研究终端用户如果自己建分布式、微电网，要承担一部分配电网的容量费。 另一方面互动多了之后操控的东西多了，原来电源侧把大电网操控到成片区的，方便调控，现在是千家万户的，会对系统规划带来很多不确定。现在大的趋势是去中心化，从原来大一统的集中式电力系统变成分散型，是风光的特性决定的。 尤其集中式风光就分布在三北地区，人口少，经济落后，消纳不了，送到东部地区有电网配套和安全性的问题。 为了更快完成碳达峰碳中和，只能集中式分布式一起干，但输电通道、电网的改造扩建周期慢于风光建设的速度，所以国家大规模推动东中部集中式。 目前来看集中和分布并举，至少在未来五年是必然的。Q：未来电网侧接入独立储能电站形式会不会成为储能发展的主导的方式？A：看价格机制。 如果能像抽水蓄能一样给它容量电价、电量电价，只要能够把把成本疏导出去，谁建谁用都无所谓。如果没有这个机制，还是有一定困难。 因为电网公司经营比较困难，要它去背更多的东西也很难。如果电网侧价格机制能解决，那电网建起来也是有积极性的。