“雙碳”目標(biāo)下構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，“先立后破”強調(diào)系統(tǒng)安全穩(wěn)定
1、構(gòu)建新型電力系統(tǒng)是實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的必要條件和重要路徑
在當(dāng)前我國全社會二氧化碳的排放量中，將近 90%來自于能源相關(guān)的活動，主要來自于電力、工業(yè)、建筑、交通四部分。其中電力行業(yè)碳排放占比最高，超過 40%。新能源發(fā)電的碳排放強度遠低于煤炭等傳統(tǒng)能源。因此，加強煤炭清潔高效利用，大力發(fā)展風(fēng)能、太陽能等新能源是實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的關(guān)鍵，電力系統(tǒng)清潔低碳發(fā)展是實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的必要條件。 從“雙碳”目標(biāo)的實施路徑來看，電力作為二次能源，可以由煤、油、氣等傳統(tǒng)一次能源轉(zhuǎn)化，也可以由風(fēng)、光、水、核等清潔能源轉(zhuǎn)化。因此，電力系統(tǒng)不僅有自身脫碳轉(zhuǎn)型的 需求，也可以在實現(xiàn)低碳轉(zhuǎn)型后以“終端用能電氣化+電力系統(tǒng)脫碳”的模式助力其他能源系統(tǒng)實現(xiàn)降碳轉(zhuǎn)型。新能源占比逐漸升高的新型電力系統(tǒng)已成為實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的重 要路徑。
2、堅持先立后破，新型電力系統(tǒng)發(fā)展節(jié)奏有所調(diào)整
近年來，我國新能源發(fā)電量占比逐步提升，但火力發(fā)電仍然占據(jù)著主體地位。國內(nèi)煤炭價格的快速上漲導(dǎo)致火電企業(yè)發(fā)電成本大幅上漲，“市場煤、計劃電”之間的“煤電頂牛”矛 盾凸顯，火電企業(yè)發(fā)電成本難以向下游合理疏導(dǎo)，加之新能源發(fā)電本身具有較強的隨機性、 波動性和間歇性，由此導(dǎo)致我國部分地區(qū)階段性出現(xiàn)電力供應(yīng)緊張的問題。我國能源體系 的不可能三角矛盾凸顯，即難以同時滿足安全性、清潔性和經(jīng)濟性。當(dāng)前時點，我國能源 系統(tǒng)亟需在安全性、清潔性和經(jīng)濟性三方面實現(xiàn)再平衡。
自 2021 年缺電頻發(fā)以來，國家能源政策開始出現(xiàn)調(diào)整。從政策角度看，2021 年 7 月中共 中央政治局首次指出“先立后破” ，強調(diào)能源供給與保障安全。2022 年 5 月，國家發(fā)改委、 國家能源局發(fā)布《關(guān)于促進新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展的實施方案》，提出“加快構(gòu)建適應(yīng)新 能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)”。相較之前“構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”表述， 本次《實施方案》提出的“構(gòu)建適應(yīng)新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)”則反映了對新型 電力系統(tǒng)的新認(rèn)識，不再強調(diào)以新能源為主體，轉(zhuǎn)而強調(diào)新能源占比逐步提高，即需要逐 漸發(fā)展，其節(jié)奏已有所調(diào)整。
源荷時空錯配疊加調(diào)節(jié)資源缺乏，新能源消納風(fēng)險需給予更多關(guān)注
1、消納壓力逐漸顯現(xiàn)，部分區(qū)域風(fēng)光利用率下行
新能源消納情況指的是，在常規(guī)電源裝機、負荷水平、以及電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行約束下，并 網(wǎng)的新能源電源實際發(fā)電量與理論發(fā)電量的對比情況。在“十三五”初，新能源裝機容量 快速增長曾一度導(dǎo)致棄風(fēng)、棄光率上升至較高水平。2015 年，甘肅、吉林、新疆三省的棄 風(fēng)率分別高達 39%/32%/32%。為解決新能源消納問題，發(fā)改委于 2018 年出臺《清潔能源 消納行動計劃（2018-2020 年）》，提出“2020 年，確保全國平均風(fēng)電利用率達到國際先進 水平（力爭達到 95%左右），棄風(fēng)率控制在合理水平（力爭控制在 5%左右）；光伏發(fā)電利 用率 高于 95%，棄光率低于 5%”。受益于政策推動及落實，以及特高壓、靈活性改造以及 新能源交易市場等建設(shè)，2019 年以來我國新能源消納問題明顯緩解，2021 年，我國棄風(fēng)/ 棄光率已分別下降至 3.1%/2.0%。
就全國整體情況而言，2022 年全國風(fēng)電利用率達到 96.8%，光伏利用率達到 98.3%。整體 而言，2022 年全國整體新能源消納情況尚可，但棄風(fēng)率較 2021 年已經(jīng)出現(xiàn)邊際上升。 分地區(qū)對比來看，2022 年部分新能源大基地所在地區(qū)消納率較低。根據(jù)全國新能源消納監(jiān) 測預(yù)警中心數(shù)據(jù)，2022 年蒙西風(fēng)電消納率 92.9%，相較于 2021 年上升 1.8pct；蒙東風(fēng)電 消納率 90.0%，相較于 2021 年下降 7.6pct；甘肅風(fēng)電消納率 93.8%，相較于 2021 年下降 2.1pct；青海風(fēng)電消納率 92.7%，相較于 2022 年上升 3.4pct。內(nèi)蒙、甘肅、青海是新能源 大基地的重點建設(shè)地區(qū)，但目前風(fēng)電消納率均已遠低于《清潔能源消納行動計劃（2018- 2020）》要求水平。
“十四五”中后期，若新能源年新增裝機容量仍保持快速增長，我們預(yù)計新能源消納形勢 將愈加嚴(yán)峻，特別是新能源大基地布局所在的西北地區(qū)。目前第一批大基地風(fēng)光項目尚未 實現(xiàn)全面并網(wǎng)，第二批大基地部分項目已經(jīng)開始開展前期工作與陸續(xù)開工，在特高壓建設(shè) 等外送條件暫時欠缺的情況下，內(nèi)蒙古、甘肅、青海等西北?。▍^(qū)）新能源消納壓力恐將 更加明顯。
2、新能源出力的同質(zhì)性與反負荷特性在裝機占比快速提升后更為顯現(xiàn)，“零電 價”“負電價”頻現(xiàn)
新能源出力具有邊際零成本，同質(zhì)性和反負荷特性，即新能源每多發(fā)一度電的邊際成本為 0；光伏發(fā)電集中在上午 10 時至下午 15 時，風(fēng)電出力集中在 0 點后的夜間；用電負荷端存 在上午工商業(yè)用電高峰和傍晚時刻的居民用電高峰，而新能源難以覆蓋傍晚 17 時至 20 時 的居民用電高峰。因此，新能源出力的同質(zhì)性導(dǎo)致新能源出現(xiàn)“內(nèi)卷”，即在白天光伏同時 出力，導(dǎo)致電力供需供大于求，同時新能源邊際零成本特性使其在電力現(xiàn)貨市場中可以實 現(xiàn)優(yōu)先出清，從而拉低電力現(xiàn)貨市場的現(xiàn)貨價格；傍晚居民負荷晚高峰出現(xiàn)，但新能源的 反負荷特性導(dǎo)致傍晚時刻新能源難以為電力系統(tǒng)提供出力，導(dǎo)致電力供需供不應(yīng)求，從而 抬高電力現(xiàn)貨市場的現(xiàn)貨價格。
早在 2014-2015 年，美國加利福尼亞州已經(jīng)因為居民屋頂分布式光伏的大規(guī)模接入和電力 市場的發(fā)展，出現(xiàn)了有名的“鴨子曲線”，即電力系統(tǒng)凈負荷（用電負荷減去新能源出力后 的負荷需求）在上午逐步走低，至午后 14 時反而出現(xiàn)深谷；在下午 16 時后在 2~3 小時內(nèi) 急速拉升，至 18 時出現(xiàn)尖峰。在電力市場改革推進后，山東、山西等具備電力現(xiàn)貨市場的 新能源大省在現(xiàn)貨電價方面也出現(xiàn)“鴨子曲線”，并因市場規(guī)則的不同出現(xiàn)“零電價”（山西） 和“負電價”（山東）。據(jù)我們統(tǒng)計，山東電力現(xiàn)貨市場 2022 年共有 176 天全天最低電價小 于 0 元/kWh，即出現(xiàn)負電價；其中共有 135 天出現(xiàn)-0.08 元/kWh 的最低負電價。以天計算， 全年負電價出現(xiàn)概率 48%。
對于新能源而言，邊際零成本，同質(zhì)性和反負荷特性的特點在現(xiàn)存“基于邊際成本出清” 的電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下會導(dǎo)致新能源大發(fā)的時刻電價較低，而又難以在高電價時段獲利， 收益率存在下行風(fēng)險。同時，電力現(xiàn)貨市場的“零電價”，“負電價”也表明在山西、山東等新能源大省，已經(jīng)出現(xiàn)新能源裝機較高，部分時段消納壓力較大的情況。分時分地區(qū)的 消納困境已經(jīng)出現(xiàn)。
3、 “消納難”源于源荷時空錯配，且難度伴隨新能源電量占比提升而加大， 其帶來的系統(tǒng)成本也呈現(xiàn)非線性增長特征
新能源發(fā)電的電源側(cè)和負荷側(cè)存在時間錯配的問題。一方面，風(fēng)光發(fā)電存在日內(nèi)尺度上的電力供需錯配，風(fēng)電出力主要集中在傍晚及夜間，約 18 點-6 點；光伏出力主要集中在中 午，約 10 點-15 點。但用電負荷高峰集中在 8 點-10 點和 18 點-22 點。另一方面，風(fēng)光發(fā)電存在季度尺度上的電量供需錯配。由于居民和三產(chǎn)在夏季制冷和冬季供暖需求較高、二 產(chǎn)在年底由于趕工而存在用電旺季，導(dǎo)致用電側(cè)存在明顯的季節(jié)性特征，而風(fēng)電在用電高 峰夏季出力相對較弱，光伏發(fā)電在冬季出力有所不足。因此，新能源發(fā)電源荷時間錯配存 在于日內(nèi)錯配和季節(jié)錯配兩個維度，新能源發(fā)電占比提升或?qū)⒓觿≡春蓵r間的錯配程度， 加大消納難度。
此外，新能源裝機容量在地理上分布不均勻，與用電負荷側(cè)存在空間錯配的問題。我國的 能源資源分布與能源負荷中心呈逆向分布關(guān)系，風(fēng)光資源富集在西部和北部地區(qū)，而能源消費負荷集中在東中部地區(qū)。目前電能大規(guī)模的遠距離直接傳輸仍存在困難，大規(guī)?？缡≥斔团c電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行之間存在矛盾。以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風(fēng)電光伏基地項目自2022年起陸續(xù)并網(wǎng)投產(chǎn)，新能源項目地域分布較為集中，西部和北 部部分地區(qū)消納壓力增大。
當(dāng)新能源電量占比和裝機占比逐漸升高時，系統(tǒng)消納新能源的難度逐漸加大。“十三五”初 期，新能源電量占比僅5%左右時，全國性的風(fēng)電消納的問題曾嚴(yán)重凸顯，平均棄風(fēng)率達 15%以上。國家能源局通過出臺制定解決棄風(fēng)棄光棄水“三棄”問題的實施方案，棄風(fēng)棄光率逐步下降，在 2019 年即被控制在 5%以內(nèi)。但在2022年新能源電量占比已經(jīng)接近15% 時，持續(xù)向下的棄風(fēng)率反而出現(xiàn)邊際升高，表明消納的成本與難度隨新能源滲透率出現(xiàn)同 步抬升。
4、電網(wǎng)與調(diào)節(jié)資源分析： 特高壓建設(shè)慢于電源建設(shè)速度，電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力有待進一步加強
立足于電力系統(tǒng)電力電量平衡的要求和我國新能源源荷錯配的現(xiàn)狀，新能源的利用和消納本質(zhì)上受到全國電力負荷空間、跨省跨區(qū)輸電網(wǎng)絡(luò)建設(shè)情況和平抑新能源波動，匹配電力供需的靈活性資源情況的影響。在經(jīng)濟穩(wěn)中向好，用電量增長穩(wěn)步發(fā)展的情況下，全國電力負荷空間有望保持穩(wěn)定增長，而新增的新能源消納情況在供給側(cè)主要取決于跨省跨區(qū)電 網(wǎng)建設(shè)和靈活性資源的發(fā)展。 作為跨省跨區(qū)電網(wǎng)建設(shè)的重中之重，特高壓電網(wǎng)是電力系統(tǒng)內(nèi)連接能源資源中心與負荷中 心的能源橋梁，通過遠距離電力輸送，實現(xiàn)大范圍資源配置與優(yōu)化。“十三五”以來有賴于特高壓通道支撐，三北及西南地區(qū)外送電量持續(xù)提升，特別是三北地區(qū)的外送電量絕對值 和在總發(fā)電量中占比趨勢上行。 “十四五”期間，國網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)特高壓線路為“24 交 14 直”， 并且在“十四五”后期逐步開展“十五五”的特高壓研究規(guī)劃工作。
在“十四五”期間，大型風(fēng)電光伏基地成為“雙碳”目標(biāo)下新能源建設(shè)的中流砥柱，并在不斷地加速推進。大型風(fēng)電光伏基地大多位于三北和西南地區(qū)，其建設(shè)將擴大上述地區(qū)發(fā) 用電不平衡性?？紤]到特高壓工程建設(shè)周期較長（平均周期為 1.5-2 年），明顯高于風(fēng)電與光伏建設(shè)周期，其建設(shè)工作理應(yīng)更早啟動。
特高壓規(guī)劃較早，但開工建設(shè)工程進度不及預(yù)期。2022 年國網(wǎng)提出年內(nèi)將再開工建設(shè)“十交三直”特高壓工程。但受特高壓專項審計周期較長，及環(huán)評和疫情拖延開工的影響，2022 年特高壓開工進度不及預(yù)期，僅開工“七交”，直流尚未開工，整體建設(shè)節(jié)奏慢于大基地電 源端。 但與此同時，與特高壓工程緊密相關(guān)的電網(wǎng)投資并未因高比例新能源裝機并網(wǎng)而出現(xiàn)階段 性大幅增長，而是依然按既定計劃維持平緩增長。從“十四五”投資總額來看，國家電網(wǎng) 董事長辛保安 2022 年 8 月發(fā)文稱，“十四五”期間國家電網(wǎng)計劃投入電網(wǎng)投資2.4萬億元。 相比于“十三五”國家電網(wǎng)總投資23785.1 億元，同比僅增長 0.9%，遠不能滿足新增西北風(fēng) 光大基地的新能源電力外送需求。從近三年實際投資情況看，實際投資比計劃投資增幅幅 度逐年收窄，由 2020 年的12.9%收窄至2022年的0% ，為近三年最低。相比于光伏產(chǎn)業(yè)鏈的火熱投資情況，當(dāng)前電網(wǎng)投資計劃較為平穩(wěn)，，與新能源投資強度和熱度形成錯配。因 此，在電網(wǎng)投資并未顯著增加，計劃外超額投資逐步萎縮的情況下，特高壓工程建設(shè)推進 恐將滯后于風(fēng)光大基地電源建設(shè)。
調(diào)節(jié)資源方面，我國靈活性資源較歐美先天不足。我國電力系統(tǒng)內(nèi)可用的靈活性資源包括可控電源機組、電化學(xué)儲能、抽水蓄能和需求側(cè)響應(yīng)等。提升調(diào)節(jié)能力是實現(xiàn)新能源大規(guī) 模消納的必要條件。相較于新能源滲透率更高的歐盟與德國（截至 2022年末，歐盟新能源 滲透率達22.9%，德國新能源滲透率達36.7%，我國新能源滲透率僅為 13.7%），我國的 優(yōu)質(zhì)調(diào)節(jié)資源氣電裝機占比較低，調(diào)節(jié)能力較差的煤電裝機占比較高，調(diào)節(jié)能力相對較差。 因此在未來較長一段時間內(nèi)，結(jié)合潛力規(guī)模和經(jīng)濟性來看，我國新能源消納的著力點或應(yīng) 以火電靈活性改造、抽水蓄能電站、電化學(xué)儲能、可調(diào)節(jié)負荷為主加快投資建設(shè)，加快提 升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。
可控電源中，由于我國的煤電裝機占比高達 43.75%，可控電源以煤電為主。然而，煤電的 啟停和爬坡速度較慢，難以滿足秒級/分鐘級的調(diào)峰調(diào)頻需求。同時，頻繁的出力調(diào)節(jié)和啟停還會導(dǎo)致煤電機組設(shè)備受損、壽命縮短。從響應(yīng)能力看，以煤電機組為主的火電僅能滿 足變化緩慢的波動，難以及時響應(yīng)短時電力供需不平衡。因此，針對以煤電機組為主的可控電源，需要進行火電靈活性改造，以適配新能源出力的間歇性和波動性。然而，由于市 場化機制改革滯后，改造成本難以疏導(dǎo)，“十三五”期間火電靈活性改造實際規(guī)模遠低于 規(guī)劃目標(biāo)?！峨娏Πl(fā)展“十三五”規(guī)劃》中提出靈活性改造2.2億千瓦，但“十三五”實際完 成煤電靈活性改造僅約1.6億千瓦，改造規(guī)模與規(guī)劃存在較大差距。2021年，國家發(fā)改委 發(fā)布《全國煤電機組改造升級實施方案》，提出“十四五”期間完成2億千瓦，增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力3000-4000萬千瓦的改造目標(biāo)。但由于市場化改革推進仍然較為緩慢，改造成本疏 導(dǎo)機制和調(diào)峰調(diào)頻費用分?jǐn)倷C制仍未完全落實，發(fā)電企業(yè)對于靈活性改造的積極性或不及 預(yù)期。
抽水蓄能電站是具備調(diào)峰填谷、調(diào)頻調(diào)相、事故備用和黑啟動等多種功能的靈活性資源。 2021年8 月，國家能源局綜合司印發(fā)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035 年）》，提 出“十四五”期間開工1.8億千瓦，2025年投產(chǎn)總規(guī)模 6200萬千瓦，到2030年，抽水蓄能 投產(chǎn)總規(guī)模達1.2億千瓦”的提速發(fā)展目標(biāo)。但抽水蓄能限于其工期較長（5~8 年），自然 條件要求較高（要求有河流有落差），建設(shè)情況較為復(fù)雜（涉及移民拆遷等社會問題），短期內(nèi)或難以實現(xiàn)大幅超預(yù)期的增量發(fā)展。
電化學(xué)儲能方面，短期來看在部分地區(qū)開展獨立儲能租賃業(yè)務(wù)的背景下，鋰電池儲能已具備一定經(jīng)濟性，且受益于新能源強制配儲的政策和建設(shè)速度快的優(yōu)勢下（僅需 3-6 月）， 據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟，2023年預(yù)計新增裝機可達 1500萬千瓦，裝機有望迎來大幅 增長。
然而，目前電化學(xué)儲能受限于較小體量（截止 2022年底，電化學(xué)儲能在運容量僅870萬千 瓦），利用率低，且電化學(xué)儲能的充放時間約 2~6小時，僅能支撐小時級的調(diào)節(jié)，難以解決 電力系統(tǒng)日以上時間尺度的電力電量平衡問題，在當(dāng)前時點下仍難以實現(xiàn)大規(guī)模推廣。 此外，電化學(xué)儲能的進一步發(fā)展仍限于其高企的成本。目前鋰電池儲能度電調(diào)峰成本仍在0.5 元/kWh 以上，相比于火電靈活性改造0.1元/kWh 和抽水蓄能0.2 元/kWh 的調(diào)峰成本仍 有較大差距。長期而言，電化學(xué)儲能的發(fā)展仍需要技術(shù)進步、持續(xù)降本帶來經(jīng)濟性提升， 以及相關(guān)市場化機制實現(xiàn)成本的疏導(dǎo)轉(zhuǎn)移。
需求側(cè)響應(yīng)目前仍在發(fā)展初期，且由于我國電力市場化改革尚在進程中、市場化交易機制 尚未成熟、補償收益尚不到位。即便在2025年，全國電力系統(tǒng)需求側(cè)響應(yīng)可以達到尖峰負 荷的3%~5%，負荷參與積極性、調(diào)節(jié)效果及相關(guān)補償情況仍有待觀察。
5、風(fēng)光制造成本下降與系統(tǒng)性成本上升情況
得益于技術(shù)進步和硅料成本下降，新能源產(chǎn)業(yè)鏈成本在過去十年實現(xiàn)了快速下降。據(jù)國際 可再生能源機構(gòu) (IRENA) 報告顯示，十年內(nèi)，光伏的電力成本下降了85%，陸上風(fēng)電的成 本下降了56%，海上風(fēng)電的成本下降了48%。作為過去制約光伏產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展的瓶頸，硅料 產(chǎn)能不斷實現(xiàn)逐步釋放，實現(xiàn)硅料價格的快速降低。同時，規(guī)?；a(chǎn)的PERC光伏產(chǎn)業(yè) 鏈不斷提高組件生產(chǎn)效率，與硅料產(chǎn)能共同推進光伏組件的降本。目前，風(fēng)電光伏均已實 現(xiàn)平價上網(wǎng)（即風(fēng)電光伏保障性收購價格為當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價）?；诖耍醒芯坑^點認(rèn)為， 當(dāng)前新能源在大量接入電網(wǎng)時仍可繼續(xù)實現(xiàn)快速降本，從而為電網(wǎng)建設(shè)和靈活性資源投資 讓渡利潤。
我們認(rèn)為，高比例新能源接入下的電網(wǎng)將面臨系統(tǒng)性成本快速抬升的問題，輔助服務(wù)費用或?qū)⒊霈F(xiàn)指數(shù)式的上升。以國內(nèi)情況為例，2019年全國新能源電量占比為7%，國家能源 局公布全國輔助服務(wù)費用占全社會電費比例為1.47%；而根據(jù)山西電力現(xiàn)貨市場的經(jīng)驗， 在2022年新能源電量占比達到 16%時，其輔助服務(wù)電費占全社會電費比例為5%左右。因 此，在新能源滲透率翻一番時，輔助服務(wù)費用即系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本出現(xiàn)了接近翻兩番的情況， 呈指數(shù)性抬升。 展望2023年，雖然硅料產(chǎn)能有望實現(xiàn)進一步釋放，但硅料價格對于組件降價的邊際影響或 將逐步減弱，反觀系統(tǒng)的容量備用與調(diào)節(jié)性等成本卻伴隨新能源占比提升而快速增長，并 呈現(xiàn)非線性特征。同時， PERC光伏產(chǎn)業(yè)鏈的生產(chǎn)效率提升已經(jīng)逐步趨緩，再進一步通過 技術(shù)進步與規(guī)?；a(chǎn)實現(xiàn)降本的空間相較過去有限。因此，我們預(yù)計風(fēng)光降本速度較過去將會逐步減緩，降本出讓的利潤空間可能難以覆蓋非線性上升的系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本。
理性看待消納空間
1、新能源消納空間測算
新能源消納空間主要受電力負荷空間、跨省跨區(qū)輸電網(wǎng)絡(luò)建設(shè)情況和靈活性資源情況三者 約束。計算新能源消納空間需要以電力系統(tǒng)生產(chǎn)模擬法，模擬電力系統(tǒng)實際生產(chǎn)運行狀態(tài)， 以每個時段（顆粒度可為5分鐘、1小時等）進行電力平衡分析，分析接入一定風(fēng)電和光伏發(fā)電裝機情況下，系統(tǒng)全年所產(chǎn)生的棄風(fēng)棄光電量，得到在保證新能源利用率不低于 95% 的情況下接入新能源裝機，即為系統(tǒng)新能源消納空間。電力系統(tǒng)生產(chǎn)模擬法需要考慮的約束眾多，包括電力電量平衡約束，機組爬坡和出力約束，火電機組啟停時間約束，水電出力約束，強制開機約束等。
綜合考慮新型電力系統(tǒng)構(gòu)建在電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、負荷側(cè)各種邊界條件的實際情況和變化趨 勢，通過逐年生產(chǎn)模擬模型計算“十四五”期間逐年新能源消納空間。據(jù)測算，2023年在保持新能源棄電率不低于5%的情況下，電網(wǎng)角度下全國新能源消納空間基本穩(wěn)定在1-1.2億千瓦左右；2025年新能源消納空間保守測算將逐步提高至 1.4-1.7億千瓦左右。若考慮 額外配建新型儲能，火電靈活性改造推進的情況，2023年新能源消納能力預(yù)計可以提升到 1.3-1.5億千瓦左右。2025年逐步提升到 1.7-1.9億千瓦左右。再疊加計算無需大電網(wǎng)提供 消納的一般工商業(yè)分布式光伏（以2022年裝機2587萬千瓦，年均增速10%計算），2023年新能源消納能力預(yù)計可提升到1.6-1.9億千瓦左右。2025年預(yù)計逐步提升到2-2.2 億千瓦左右。
資本市場對于新能源發(fā)展的預(yù)期，同時來源于自上而下的“碳達峰，碳中和”目標(biāo)下的能 源轉(zhuǎn)型頂層設(shè)計，和自下而上的新能源成本下降而引發(fā)的內(nèi)生需求。2021年以來，雙碳目標(biāo)基本已經(jīng)成為經(jīng)濟工作的剛性約束。隨著光伏和風(fēng)電的平價上網(wǎng)落地，新能源產(chǎn)業(yè)依賴財政補貼形成的周期性正在迅速下降，而其受益于技術(shù)進步形成的成本優(yōu)勢使得其需求持 續(xù)上行，因而，新能源行業(yè)的成長屬性取代周期屬性而成為主要屬性。在此種背景下，二 級市場對于新能源的發(fā)展預(yù)期較高，甚至遠超電力系統(tǒng)的實際接納能力。 從新能源裝機預(yù)期增速及預(yù)期增量的角度看，市場多數(shù)研究觀點認(rèn)為，“十四五”期間風(fēng)電光伏合計新增年均裝機將保持 2 億千瓦及以上，并呈“前低后高”形勢發(fā)展，即“十四五”期間新能源裝機將保持每年高增量的發(fā)展，或較為樂觀。
我們認(rèn)為，2023至2025年新能源消納空間在1.6-2.1億千瓦/年。受限于消納空間以及非線性上漲且難以疏導(dǎo)的系統(tǒng)成本，新能源新增裝機年均保持 2 億千瓦及以上的市場預(yù)期實際可能難以實現(xiàn)。 而“十四五”之后電力系統(tǒng)消納空間將主要取決于“十四五”末特高壓工程建設(shè)推進情況，以及存量火電靈活性改造和新型儲能等靈活性資源發(fā)展情況。中遠期特高壓與靈活性資源的建設(shè)節(jié)奏存在一定的不確定性，若實際推進進度不及預(yù)期，則“十四五”之后的新能源消納壓力恐將進一步加大。
2、消納困境或悄然將至，產(chǎn)業(yè)鏈在高增長預(yù)期下的產(chǎn)能擴張或引發(fā)階段性過剩
如前所述，新能源接入系統(tǒng)的速度受到電力系統(tǒng)消納空間的限制，市場多數(shù)觀點認(rèn)為的線性高裝機增速或?qū)㈦y以實現(xiàn)。同時，高比例新能源接入下的電力系統(tǒng)或?qū)⒚媾R系統(tǒng)性調(diào)節(jié)成本非線性攀升的情況。在目前降本速度逐漸平緩的情況下，新能源難以為系統(tǒng)性調(diào)節(jié)成本讓渡足夠的利潤空間；疫后復(fù)蘇背景下，為維持二產(chǎn)制造業(yè)成本優(yōu)勢，電力系統(tǒng)性調(diào)節(jié)成本向下游用戶側(cè)疏導(dǎo)的可能性較低。因此，相對有限的消納空間疊加非線性上漲且難以 疏導(dǎo)的系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本或?qū)⒆璧K新能源新增裝機并網(wǎng)，如果新能源線性高裝機增速的預(yù)期難 以實現(xiàn)，進而或?qū)ο嚓P(guān)產(chǎn)業(yè)鏈造成嚴(yán)重沖擊。 目前，光伏風(fēng)電設(shè)備產(chǎn)業(yè)鏈仍在加速擴張的階段。在建設(shè)新型電力系統(tǒng)的背景和新能源裝機持續(xù)高增長的樂觀預(yù)期下，大量社會資本涌入相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈，包括硅料、組件和輔材等產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展熱度較高。據(jù)我們不完全統(tǒng)計，2020-2022 年國內(nèi)多晶硅環(huán)節(jié)投資分別為 162 億、 2200 億和 4500 億元，呈高速上漲態(tài)勢；電池與組件環(huán)節(jié)投資過百億元項目數(shù)量分別為 14、 7 和 11 個。老牌光伏產(chǎn)業(yè)企業(yè)開展一體化發(fā)展，隆基、晶科、晶澳等老牌光伏組件企業(yè)開始逐步統(tǒng)合多晶硅，硅片，組件及電池，以及光伏玻璃等環(huán)節(jié)；而包括國家電投集團、山 煤國際、平煤神馬集團、陜煤集團等煤炭電力領(lǐng)域企業(yè)作為新興參與者也開始大舉投資硅 料及組件產(chǎn)業(yè)。但在消納空間受限的情況下，一旦裝機高增速難以持續(xù)，仍在加速擴張中的光伏風(fēng)電設(shè)備產(chǎn)業(yè)鏈或?qū)⒃跀?shù)年內(nèi)面臨產(chǎn)能相對過剩的局面。
同時，若保持新能源裝機并網(wǎng)高增速，在新能源消納空間有限的情況下，新能源消納率或?qū)㈦y以維持在95%的高位。若新能源消納率下降，新能源項目的實際經(jīng)濟性可能較可研測算值出現(xiàn)較大偏差。此外，在新能源持續(xù)高比例接入的情況下，分?jǐn)傊列履茉炊入姵杀旧?的輔助服務(wù)費用或?qū)⒂瓉碇笖?shù)級增長，需要綠色價值補償機制的進一步推進，通過綠電、 綠證等交易方式為新能源運營商帶來一定的補償收益。若難以抵消上漲的輔助服務(wù)費用和 降低的發(fā)電收益，新能源運營商的項目收益率或?qū)⒋嬖谳^大的下行風(fēng)險，進而影響運營商再投資的能力、拖累后續(xù)裝機并網(wǎng)節(jié)奏。
原標(biāo)題：新能源發(fā)展的消納風(fēng)險研究
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