电规院专家交流纪要–20230313

电规院从电力能源全局出发，提出了新能源供给消纳体系，新能源供给消纳体系分为新能源供给、新能源消纳和供给消纳体系。第一是新能源供给体系，首先进行目标研判，即3060趋势。第一阶段是目前到2030年，为能源碳达峰时期，新能源装机占比40-50%，发电量占比23-33%，这比现在高100-150%。非化石消费能源占比25- 33%，电能、氢能占终端能源消费的比重分别达36-40%、1-2%。第二阶段是2030到2060年，以电氢为主加速实现化石能源推出，新能源装机占80%以上，发电量占比67-71%。2040年非化石能源消费比重 40-60%，电能、氢能占终端能源消费的比重达到44-50%、5-10%。供给侧不仅要考虑能源结构从旧能源向新能源转变，还要考虑如何进行先破后立，去年下半年开始，能源安全形势变化，先破后立得到更多重视。供给侧改革主要考虑两个要素改革——用地和资本，用地方面，2008年几部委出台了用地和环保的文件，明确了风电用地方式，用地程序和方法实现突破还有一定政策空间。光伏大量用地通过流转拿到，项目生命期结束以后用地如何考虑是一个问题，风电更早遇到这一问题，这也有一定政策空间。资本方面，主要采取银行融资，新能源一次性投资很大，资本成本较为重要，在国家重大项目的推动上可以采用更好的融资方式，提升项目效率。第二是新能源消纳体系，新能源消纳空间取决于物理空间和经济性，物理空间与经济性密切挂钩，还要靠激励政策。电力系统是一个需要时时平衡的系统，需要一定物理空间，即技术、政策、价格等的综合效果，维持经济性的方式是自然发电+储能，系统性灵活性供储电量达到10%以后，系统需要对这些资源予以更大投入，否则会出现局部性失衡。经济性方面，抽水蓄能有明确的政府意见，其他储能还没有明确，抽水蓄能是一种传统储能方式，具有很多优势，政策还没有大范围实 施。按2030年1.2亿的预期目标来计算，电价疏导成本有一定空间，不同区域差别较大。抽水蓄能项目小、电池能力较好的省份，电价影响不大，反之电价影响很大（七八年以后）。激励政策方面，国内有电力市场、绿证市场等，这些市场是割裂的，是否可以打通这些市场是可以考虑的问题。消纳问题还需考虑：1）省内区内以消纳责任权重为重点，实现责权利一体化；2）跨省跨区实现全国一体化，一个送出端电网会影响全局，全国电力输送必须统一考虑；3）储能放在哪一侧合适，价格如何实现的问题，储能疏导至全系统公平服务还是算入特定电源的投资回报体系中，不同地区在采用不同的方式，抽水蓄能文件中提出了适时探索通过市场疏导能量覆盖范围的方式。第三是供给消纳体系，习近平总书记在今年26次会议上提出，建立以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。目前新能源电量已经很高，如果不能同时考虑以上基地、调峰、线路三 点，新项目的推进会很慢。对于全国总盘子来说，2030年前，存量+大基地+保障性+市场化+分布式+海风可以满足碳达峰要求，12亿已经够了，十四五后期还会有新的项目批复，新能源布局、送出、消纳的方向基本已经确定。2030-60年还要新增很多项目，如果2060年碳达峰，新能源项目会有几十亿甚至更高，按2030年20亿算，2060年会有40亿甚至更高。光伏用地较大，集中式提升有限，风电有分布式，海上风电向深远海发展，这三项距60-70亿的目标还是有很大差距。可以考虑：1）中东部陆上开发潜力与供给消纳（近平衡），三北地区农业用地面积很大，可以在三北地区推进风电和光伏发电基地化开发；2）西电东送的潜力与工作需求 （远平衡），西南地区统筹推进水风光综合基地一体化开发；3）海上风电与区域平衡。海风与陆风不同，一个省有风一起有，更需要调控资源，对电量的支撑作用更大，需要综合考虑。