电改趋势专家交流要点-0712 ——————————— ���电源侧-消纳问题 在今年以前,装机量与电网测算给出的风光装机消纳空间基本一致,消纳问题不算特别严重;今年开始问题凸显,以电网基于各类消纳能力、锚定 95%的利用率管控线测算,今、明年光伏的装机量在160、180-190GW(如果明年配储比例上升,会有光伏超预期空间)。大概率出现的情况:每年最后一周会出现大量的集中并网出现,不 电改趋势专家交流要点-0712 ——————————— ���电源侧-消纳问题 在今年以前,装机量与电网测算给出的风光装机消纳空间基本一致,消纳问题不算特别严重;今年开始问题凸显,以电网基于各类消纳能力、锚定 95%的利用率管控线测算,今、明年光伏的装机量在160、180-190GW(如果明年配储比例上升,会有光伏超预期空间)。 大概率出现的情况:每年最后一周会出现大量的集中并网出现,不会造成当年的消纳问题(体现到第二年)、满足当地政府的建设目标,滚动性每年装机量超过电网测算消纳能力上限。 储能:取消强配的可能性不大,25年新能源要成为主力电源,配储比例一定会进一步提升。 大部分新能源电站的真实情况是用电低谷期无法消纳、用电高峰期对应本身风光发电量也不会太高,储能主要为了解决低谷期负荷转移。 ���用户侧-负荷管控问题 1、微电网(增量配网):电价差是盈利关键,微电网最大问题是电源来自可再生能源的比例高,因此需要大量配储/从电网买电,需要有足够的价差实现盈利。 2、虚拟电厂:国网从去年开始,计划3年时间投资150亿元做负荷管理系统,但国网能做的只是接入大用电客户,小用电用户需要第三方自发建小系统,电网会开放系统接入通道,第三方自行帮助小用户建设电力传感器&负控单元。 分类型看,虚拟电厂第三方主体将包括:1)长期帮助电网做软硬件的实施商(用户数据多):如朗新;2)电源型,光储运营商;3)设备供应商,如南瑞、许继等。 测算至25年市场空间200亿以上:以电源为基数,假设25年户用光伏合计200GW装机,50%参与虚拟电厂,200-300元/KW虚拟电厂建设成本。 ���未来电价变化 电力现货挂钩用户电价,最佳启动时间在供大于求的时候,但现在缺电。现在电力现货的比例10%,未来可能会到15-20%。 预计未来部分省份可能会有10%左右的工商业用户参与挂钩日内实时电价。 未来电价预计总体会上涨,主要由于给火电/水电的容量补偿、辅助服务费用等成本转移给终端,且电网系统运行费用上升,带来总成本上升。