新能源消纳什么意思

根据《国家发展改革委 国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），在各地测算的基础上，我们统筹提出了各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重，现印发你们，请认真组织落实。

一、各省级能源主管部门会同经济运行管理部门要切实承担牵头责任，按照消纳责任权重认真组织制定实施方案，积极推动本行政区域内可再生能源电力建设，推动承担消纳责任的市场主体积极落实消纳责任，完成可再生能源电力消纳任务。各地要在2021年2月底前向国家发展改革委、国家能源局报送2020年可再生能源电力消纳责任权重完成情况。

二、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司要切实承担组织责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重组织调度运行部门和交易机构等，认真做好可再生能源电力并网消纳、跨省跨区域输送和各类市场交易。国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司所属省级电网企业和内蒙古电力（集团）有限责任公司要在2021年1月底前向省级能源主管部门、经济运行管理部门和能源派出监管机构报送2020年本经营区及各承担消纳责任的市场主体可再生能源电力消纳量完成情况。

三、国家能源局各派出机构要切实承担监管责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重积极协调落实可再生能源电力并网消纳和跨省跨区交易，对监管区域内各承担消纳责任市场主体的消纳量完成情况、可再生能源电力交易情况等开展监管。各派出机构要在2020年12月底前，向国家能源局报送监管报告。

国家发展改革委、国家能源局有关部门将加强跟踪监测，计划2020年9月组织开展全国可再生能源电力消纳责任权重执行情况评估，并根据评估情况督促各省级能源主管部门、各电网企业、各派出机构进一步落实2020年可再生能源电力消纳责任，研究提出2021年可再生能源电力消纳责任权重初步安排。

电网消纳能力是发电厂（水电、火电、核电、风电电源）发电后送上网，电能无法方便地储存，不用掉就是浪费，所以就要将富余的电能经调度送到有电能需求的负荷点。

电力生产之后的消纳问题如今是非常突出，如何将电力从富余区域用特高压等技术运输到电力短缺区域，如何通过蓄能储能方式，解决光伏电站昼夜供电不均衡的矛盾，又如何将电力实现就地消纳，弹性匹配供需双方。

消纳可以说是未来新能源发展中面对的最大的问题。消纳的方式有储能技术、跨区域消纳、多能互补模式和需求侧响应4种。在区域电网建设上，未来可能重新规划电网区域，以电网区域性优化的方式来实现消纳。

电网运行安排：

1、电气设备一次方式安排，电网电气设备一次方式安排是根据发电机电网电气设备运行情况，安排包括发电机、线路/变压器。母线开关等设备的检修。也包括各种新设备的投运，这些电网的正常运行操作都会对电网的安全稳定性产生一定的影响。

2、稳定计算分析，针对电网电气设备一次方式的改变电网调节器度运行人员需要进行电网控制断面的稳定计算分析，通常这种控制断面包括热稳定和暂态稳定二个方面，以二者严重的作为稳定控制断面制的潮流极限，便电电网调度运行人员控制电网潮流分布。

3、母线负荷预测。母线负荷预测功能是根据历史用电负荷情况，对未来用电负荷的预测。通常超短期负荷预测和短期负荷预测具有较高的精度。因此本文中所采用的负荷预测通常为明日96点的负荷预测值或一击内短期贡荷预测，将这些母线负荷的预测值作为基础数据进行发电计旬安全校核和供电能力评估的基础数据。

4、发电计划安排。根据发电企业与电网公司签订的发电合同以及电网运行方式进行发电计划安非。确保有功率平衡，保障对用户的可靠供电。

1、针对冷热电联供“以热定电”导致的弃风问题，提出了电动汽车与地源热泵协同促进风电消纳的区域战略。综合能源系统经济调度方法，首先在源侧引入地源热泵，通过协调电源和热源的输出，实现热电联产机组的热电解耦，改善风电并网接入空间；然后，考虑电动汽车在负荷侧的可调度价值，采用激励需求响应引导充电负荷有序转移风电并网消纳；最后，以调度周期内运行成本最小为目标，建立源负荷协同区域综合能源系统优化调度模型，优化软件CPLEX用于解决它。

2、仿真结果表明，地源热泵的使用可以有效降低弃风、需求响应、调峰填谷效应结果表明，在源负荷协同作用下，系统在风电消纳能力和运行效率方面更具优势，供电可靠性更高。电动汽车与地源热泵协同推进风电消纳优化调度。一边，源侧引入新的热源（即地源热泵），改善系统调度灵活性，通过解耦峰值热耗，CCHP“以热决定功率”运行限制和改善风电并网接入空间；另一方面，考虑电动汽车对于灵活负荷的可调度值，采用激励需求响应（IDR）引导充电负荷有序转移，助力风电并网消纳。

3、以调度周期内系统运行成本最小为目标建立源负荷协调优化调度模型，综合考虑能量转换特性和机组运行通过对地源热泵和IDR优化结果的分析，可以看出线路约束、需求响应约束等源热泵的供热效率远高于传统供热机组容量配置可有效降低弃风率和系统运行成本；IDR的实施需要兼顾La和用户双方的利益，提高效率补偿价格 Δ DP，系统除气率和运行成本下降越明显，但受La调节能力的限制，其效果比加装地源热泵要弱团体。需要注意的是，系统将在IDR实施后的调度时段达到高峰。颗粒填充效果更明显，供电可靠性更高。

新能源消纳意思是把清洁能源发出来的电用完，完全消纳就是发多少用多少，可以用储能移动终端用的具体时间。

目前，全国6个省（区）新能源装机占比超过30%，7个电网新能源发电量占比超过20%，局部地区已经形成了高比例新能源电力系统。受风/光资源、土地资源等因素影响，当前新能源占比高的省（区）的装机仍将进一步发展。“十四五”期间，高比例新能源电力系统将从局部地区向全国扩展，且比例进一步提升。

一是优化新能源开发建设布局。严格控制弃风弃光严重地区的风电和光伏发电新增建设规模，尤其是在新疆、甘肃等三北地区。避免加重了存量项目运行困难，适当把发展的重心转移到不弃风和不弃光的中东部和南方地区。

二是采取针对性措施解决西南地区弃水问题。利用贵州送广东减送临时腾出的空间以及通过水火置换、市场化交易等方式，组织云南增送广东电量；加快四川电力外送通道建设，上半年川电外送500千伏第三通道已经投运，第四通道也在进一步推进中。今年上半年，西南地区弃水情况有所好转。

三是优化可再生能源系统调度运行。国家电网公司加大调控力度，充分发挥调度作用，实施全网统一调度，充分发挥大电网的作用，跨区域安排旋转备用容量和火电开机方式，深度挖掘系统调峰能力。南方电网公司充分利用大数据、云计算等技术，及时开展流域梯级、跨流域协调调度，这个也是起到了很好的作用。内蒙古电力公司也积极研究风电和光伏发电的技术特性，强化实时调度。

四是落实可再生能源电力消纳监测评价制度。印发了《可再生能源开发利用目标引导制度》，明确了各地区用电量中非水电可再生能源比重指标，另外出台了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，建立了可再生能源发电全额保障性收购制度，各地没有达到保障收购小时数要求的，在规模上要加以控制。

五是建立可再生能源发电就近消纳机制。指导内蒙古等地区扩大本地就近消纳，提高可再生能源保障性收购电量并扩大直接交易。结合北方地区清洁取暖工作，扩大风电清洁取暖规模，目前已安排供暖面积500万平方米，我们也在做一个北方地区清洁供暖的指导意见。另外，在河北、吉林等地区开展风电制氢示范工程。

大力扶持新能源发展，是我国能源产业中最为重要的任务之一。在《战略》提出的近期目标指出，到2020年，清洁能源成为能源增量主题，非化石能源占比达到15%。正因为新能源承担着补充能源供应缺口的重任，我国近年来已经在大力推动新能源产业发展，各类新能源取得显著成绩，是全球新能源领域发展最快、规模最大的国家。

参考前瞻《中国新能源行业发展前景与投资战略规划分析报告》显示，我国新能源产业发展初具规模。不过，面临的问题也十分严峻。其中，最主要的问题是政策环境不公平及市场消纳能力不足两个方面。新能源产业的政策环境不公平，主要体现在三个方面：一是能源补贴价格有较大差距，二是普遍存在补贴拖欠现象，三是面临融资难、融资贵难题。

对此，未来需持续完善相关补贴机制、产业政策，以及提高市场消纳能力、打破技术瓶颈，来加快推动新能源产业发展，完成能源结构的转型调整。

总的来说，未来很长一段时间内，我国都会倾向于发展新能源，电网等配套实施也会配合新能源的发展。发展新能源已是大势所趋，也理所当然地成为填补能源供应缺口的最佳选择，前景大好。

我们从去年一直看好新能源行业。这一判断基于两个原因：基本面转好和政策支持力度加大。在这篇文章里我们讨论基本面的变化，在下一篇文章里我们会讨论政策方面的支持。

万亿级电力市场，电力供应在未来能源消费中仍将处于提升态势。 2019年全国发电装机容量210,066 kW，同比增速5.8%，新增发电装机量12,184 kW；全 社会 用电量为72,255亿kWh，同比增速4.5%，按照全国工商业用电均价0.6188元/kWh计算，用电环节市场规模为4.47万亿。由于电能具有运输安全、能源转换方便、易于实现机械化以及存在与信息化深度融合的潜力等诸多优势，电力正逐渐取代煤炭成为最主要的供能品种。根据国网公司预测，2050年电能将贡献50%的发电量。

电力能源中，新能源发电的提升更是大势所趋。 能源需求的持续增加与低碳环保的约束存在矛盾，这种矛盾必须通过生产端的清洁化来解决。非再生能源总有枯竭的一天，目前非再生能源的储量只能支撑化石能源41年的开采时间，天然气、煤炭则为65年和155年。此外，上述非再生能源在发电过程中会造成较严重的环境污染。因此新能源必将逐步替代传统非再生能源（图1）。新能源中，水电对生态环境危害较大且受资源禀赋限制；光伏和风电由于发电成本低、环境污染小，未来将成为新能源主流；核电、生物质发电随着技术成熟也将贡献部分发电量。国网公司判断，2050年新能源使用量将达到一次能源的50%。

随着光伏、风电等新能源度电成本的进一步下降，新能源装机量将快速提升。 过去10年，新能源度电成本快速下降：1. 全球范围看，光伏度电成本下降到了0.05美元/度，降幅达86%；风电为0.045美元/度，降幅达67%，均低于火电的0.102美元/度和气电的0.06美元/度，已经实现平价。2. 国内的标杆电价较低，为0.25 – 0.453元/度。① 陆上风电有望短期内达到平价。 2019年国内陆上风电度电成本为0.315 – 0.565元/度，平均0.393元/度，国网公司预计到2025年风电度电成本将下降为0.20-0.23元/度，实现平价；② 光伏已基本实现平价， 光伏平价分为三个阶段：工商业用户侧平价（分布式）、居民用户侧平价（分布式）、发电侧平价（集中式电站），比较基准分别为工商业售电价格、居民售电价格和脱硫煤标杆电价。2020年，光伏度电成本下降到了0.35元/度，已低于脱硫煤标杆电价，实现平价（图2）。预计未来新增电力装机中，以光伏和风电为代表的新能源发电设备将加速取代火电。

电网侧消纳新能源能力的提升，也是确保新能源替代传统能源的关键条件。 电网侧多举措促进新能源消纳：包括跨省跨区通道建设、市场交易、优化调度、装机控制、火电灵活性改造等。2015-2019年，我国新能源消纳矛盾持续缓解，新能源弃电量下降为215亿kWh，同比降低35.2%，利用率由2015年的85.3%上升到2019年的96.7%，确保了清洁能源所发的电能够被充分利用（图3）。

因此我们认为，从基本面来看，光伏、风电等新能源在发电侧取代火电是大势所趋，新能源可替代的能源市场空间大，较传统能源具有经济性优势，投资新能源行业中的优质公司将有助于获得超额收益。在下一篇文章里我们会讨论政策面的变化对新能源行业的影响。

1.新能源发电符合环保标准，就需要增加成本，相应的费用就会提高，为了盈利电厂就会涨价这个问题是无法改变的。。

目前国内火电机组已经拆到300MW了，单台机组容量不足300MW的基本都已经被盯上，并提上日程了。且最新的政策是即使机组容量够了，如果排放环保参数不达标，依然可能是有可能上关停名单。以前环保制度不健全时很多用电大户单位都有自己的自备电厂（如电解铝厂），由于自备电厂满足主业需要电量即可，所以一般都不大，近几年赶上环保整改，大部分都关停了。

2.受电力系统改革影响，现在发电厂的上网电价也要公开竞价，哪家电厂便宜电网要哪家。此外电厂还可以和“大用户”（年用电100万度以上）谈直供协议，电厂的销售部门一般是非常重视直供客户的。如果能够谈成，电网，电厂和用户可签订年度三方协议。

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