“十四五”新能源消納形勢分析與建議

劉世宇 陳俊杰

(電力規劃設計總院)

“十四五”期間，我國新能源將迎來更大規模、更高速度的發展，消納利用壓力將持續增長。為保證新能源合理水平的消納利用，防范棄風棄光反彈，有必要總結“十三五”消納基礎，研判未來五年消納形勢，積極采取有效的應對措施。

一、“十三五”新能源消納持續向好，但基礎仍不牢固

自2000年起，我國新能源行業發展正式起步，先后經歷了示范探索、產業化初期、規模化發展的三個階段。在此期間，行業發展所面臨的主要矛盾也在發生變化。2010年以前，新能源裝機規模整體較小，面臨的主要矛盾是設備接網等技術性問題。2010年以后，新能源進入規模化發展階段，并網裝機容量快速增長。由于新能源發電的間歇性、波動性、隨機性等特性，棄風棄光開始出現，并在2016年前后出現高峰。新能源發展的主要矛盾，也逐步轉為系統消納問題。其中，棄風棄光主要集中發生于“三北”地區以及冬季供暖期，問題集中體現在“三北”地區的系統調峰能力、跨省區外送能力無法支撐本地區新能源的大規模開發，以及由此帶來的“三北”與中東部地區之間的新能源開發布局優化問題。

從“十三五”期間的新能源發展情況來看，前四年在穩定的政策支持下，新能源裝機增幅整體上較為平穩，年均新增約6000萬千瓦左右。2020年，受國家財政補貼退坡政策的影響，新能源全年新增并網裝機超過1.1億千瓦，創下歷史新高，這也直接帶動“十三五”年均新增裝機提升到7100萬千瓦，達到了“十二五”時期的2.5倍。截至2020年底，全國新能源累計并網裝機達到5.35億千瓦，占全部發電裝機的比重達到24.3%，新能源年發電量的占比也提升到了9.5%。

在裝機規模快速增長的同時，新能源的開發布局也在不斷的優化調整。“十三五”期間，新能源開發布局的主導因素由資源條件轉向消納條件。消納條件較好的中東部地區，新能源裝機占比持續提升。其主要原因有兩點：一是在較高的棄風率、棄光率下，消納利用情況成為決定新能源項目收益水平和開發企業投資決策的關鍵，通過市場機制引導新能源開發布局優化;二是在新能源消納預警機制的嚴控下，“三北”限電嚴重地區的新增建設規模受限，通過政策機制引導新能源開發布局優化。在兩方面因素的綜合作用下，“十三五”期間，中東部地區的新能源裝機占比由26%穩步提升至38%。

從消納情況來看，“十三五”期間，在各方的共同努力下，特別是電網企業持續深挖大電網的靈活調節潛力的支持下，全國新能源消納形勢持續向好。從全國來看，新能源利用率持續提升，風電平均利用率由2016年的83%提升至2020年的96.5%;光伏平均利用率由2016年的90%提升至2020年的98.0%，均處于較高水平。從重點地區來看，新疆、甘肅、內蒙古、黑龍江、吉林等消納困難省區，新能源就地消納能力與外送能力不斷提升，棄電率也由“十三五”初期的20%～40%，逐步下降至“十三五”末的10%以下，全面完成了利用率控制目標，新能源消納壓力大幅緩解。

需要注意的是，雖然當前消納形勢較好，但是支撐新能源未來持續高效消納利用的基礎還不牢固。分析來看，重點體現在兩個方面：一是系統調節能力建設總體處于滯后狀態。“十三五”期間，火電靈活性改造、抽水蓄能、調峰氣電的規劃新增目標，分別僅完成了40%、50%、70%左右。新型儲能的成本仍然較高、安全性還有待提升，當前總體規模仍然較小。二是新能源跨省區輸送比例偏低。由于配套電源建設滯后或受電網安全穩定運行的限制，部分跨省跨區通道的新能源電量占比低于30%，跨省區消納能力還有待提升。考慮當前大電網特別是“三北”地區的新能源消納空間裕度不大，如果出現新能源裝機短期大幅增長、用電負荷增速明顯下降等情況，新能源消納的平衡狀態極易被打破，棄風棄光存在著發生反復的潛在風險。

二、“十四五”新能源消納難度大幅增加，壓力整體較大

“十四五”期間，是碳達峰的關鍵期和窗口期，對新能源的更大規模發展提出了外部需求。同時，“十四五”也是新能源發展由補貼驅動轉為市場驅動的轉折期，新能源自身的度電成本持續下降，為更大規模發展提供了內部支撐。初步預計，2025年全國新能源并網裝機將達到10.5億千瓦左右。“十四五”期間，新能源將保持年均1億千瓦左右的高速增長，這個規模是“十三五”時期的1.4倍;如果不考慮2020年底短期集中并網的特殊情況，實際上達到了1.8倍。與此同時，新能源消納的關鍵在于提升發電量。“十四五”期間我國新能源新增發電量占全部新增電量的比重，將由“十三五”期間的25%快速提升至45%。到2025年，新能源的年發電量占比，也將由2020年的9.5%快速提升至17%，接近翻一倍。整體來看，“十四五”新能源消納利用的難度將大幅增加。

從2021年情況來看，根據1～6月的行業統計數據，局部地區已經出現了棄風棄光短時增長的現象。其中，青海棄風率11.8%、棄光率11.7%，同比分別增加8個百分點、3.5個百分點，蒙西地區棄風率10.5%，同比增加0.7個百分點。初步分析，可能有以下原因：一是青海上年度新能源集中新增并網規模較大，裝機同比增長55%，消納壓力在本年度集中體現;二是內蒙古自治區本年度執行了嚴格的能耗雙控政策，影響了用電負荷增長，對消納情況產生了一定影響;三是今年來風資源情況普遍偏好，客觀上造成了較大壓力。在多種因素的綜合作用下，造成了上半年局部地區棄風率棄光率短期內有所回升。結合青海、蒙西等地區的負荷增速、調節能力和外送能力情況，預計本年度新能源消納仍然存在著較大壓力。這也進一步說明，新能源消納問題尚未永久解決，一定情況下棄風棄光極容易發生反復，存在較大的潛在風險。

從未來五年情況來看，全國新能源消納的壓力整體較大。初步研究，“十四五”期間，為合理消納新能源，在抽水蓄能、調峰氣電按預期投運的基礎上，還需要新增火電靈活性改造1.2億千瓦;依托存量特高壓通道、火電點對網通道以及新建西電東送通道，新增跨省區輸送新能源1.3億千瓦;同時，建設新型儲能3000~5000萬千瓦(≥2小時)。以上措施如果落實到位，各地區的新能源利用率可以保持在合理水平范圍。但是，考慮當前火電靈活性改造缺乏有力的市場激勵機制，新型儲能的建設成本仍然較高，新能源跨省區外送涉及到送受端網源協調和建設工期等問題，未來三到五年，以上措施落地實施還有較大的不確定性。如果未能落地實施，初步判斷，“三北”地區的新能源消納可能面臨較大壓力，部分地區有可能再次出現新能源消納困難的問題。

同時，還需要提前關注中東部地區的光伏消納問題。當前，中東部地區消納空間相對較大，但新能源開發面臨土地環保等因素的制約。初步分析，“十四五”期間，結合建筑、交通、農業等跨領域的建設條件，中東部地區的分布式光伏將進一步加快發展。隨著光伏裝機占比的持續提升，電力系統的運行特性將發生變化，部分地區有可能出現中午時段光伏消納困難的新問題，要求電力系統具備更加快速、靈活的調節能力。為此，對于浙江、江蘇、山東、河北等光伏裝機規模大、建設布局集中的地區，需要根據系統消納能力合理控制發展節奏，提前防范有可能出現的棄光限電問題。

海上風電是未來五年中東部地區消納壓力增加的另一個重點領域。一方面，在廣東、山東、福建、廣西、江蘇等地區，近海風電開發提速。初步預計，“十四五”期間新增投產規模有望達到3000萬千瓦以上，匯集送出和并網消納的難度將不斷加大，登陸點和輸電通道等資源將更加緊張。另一方面，“十四五”期間，海上風電的開發將由近海走向深遠海。深遠海風電的離岸距離更遠、集約化規模更大、接入電壓等級更高，匯集并網難度更大，與大電網的聯系也更加緊密。需要加大與中東部地區電力規劃的統籌協調，采取有效措施應對匯集送出和并網消納問題。

三、關于“十四五”新能源消納的幾點建議

一是打通關鍵政策堵點，保障各項消納措施落地見效。建議完善電力輔助服務市場機制，創新火電與新能源協同運行的市場化收益分配機制，推動“三北”地區火電加快靈活性改造，引導自備火電積極參與系統調峰和新能源消納。儲能方面，建議推動“新能源+儲能”一體化開發模式，盡快完善電網側儲能的價格疏導機制，根據新能源消納的調節能力需求，合理布局建設新型儲能項目。分布式新能源方面，建議加快完善就地消納的技術標準、交易機制、支持政策，推動分布式新能源的就地開發、高效利用。

二是推動技術與模式創新，開展新型電力系統的試點示范。一方面，建議通過新能源高效發電、長時間尺度高精度功率預測、智慧調度控制、新型儲能等技術，試點建設一批高可靠性、高靈活性的新能源綠色電站，在實現自身高效消納利用的同時，還可為電力系統提供一定的靈活調節能力，適應匹配主體電源的功能定位。另一方面，建議按照“風光儲”“風光水儲”一體化開發利用模式，探索建設百分之百純可再生能源的新型西電東送輸電通道，最大化促進新能源電力的跨省區消納，實現全局資源優化配置。

三是持續開展新能源消納監測預警，助力行業高質量發展。一方面，依托全國新能源電力消納監測預警平臺，常態化監測、及時分析全國新能源消納情況，研判未來消納形勢，服務行業主管部門的管理決策。發揮新能源開發建設工期相對較短、布局相對靈活的優勢，通過優化制定各地區的新能源合理利用率、消納責任權重等宏觀政策，引導優化新能源的開發布局和發展節奏。另一方面，向行業提供新能源開發和消納的綜合解決方案，在新能源發展規劃和項目策劃階段實現網源協調，提高新能源項目的消納利用率和收益水平，服務行業高質量發展。