新能源消纳是什么意思

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。

光伏发电消纳：就是消化、吸纳。因为发电厂(无论是水电、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，这个过程就是消纳。

水电消纳，就是水力发电后的消化吸纳。光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术。

主要由太阳电池板(组件)、控制器和逆变器三大部分组成，主要部件由电子元器件构成。太阳能电池经过串联后进行封装保护可形成大面积的太阳电池组件，再配合上功率控制器等部件就形成了光伏发电装置。

但是，发展过速以及技术原因，导致弃风弃光现象严重。今年上半年，全国风电弃风电量达323亿千瓦时，同比增加148亿千瓦时；平均弃风率21%，同比上涨6个百分点(数据来源：前瞻产业研究院)、大量弃风弃光的主因是市场消纳能力不足、电网发展滞后，导致新能源输出和跨省地区消纳受限，已成为我国新能源发展的最大瓶颈之一。发展新能源，是中一大趋势。未来，电源端投资将向新能源倾斜，电网投资也将配合新能源发展。

《方案》要求，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破。到2030年，新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。

《方案》提出，加大力度发展电源侧新型储能。推动系统友好型新能源电站建设。在新能源资源富集地区，如内蒙古、新疆、甘肃、青海等，以及其他新能源高渗透率地区，重点布局一批配置合理新型储能的系统友好型新能源电站，推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制等创新技术应用，保障新能源高效消纳利用，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。支撑高比例可再生能源基地外送。依托存量和“十四五”新增跨省跨区输电通道，在东北、华北、西北、西南等地区充分发挥大规模新型储能作用，通过“风光水火储一体化”多能互补模式，促进大规模新能源跨省区外送消纳，提升通道利用率和可再生能源电量占比。促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地开发消纳。配合沙漠、戈壁、荒漠等地区大型风电光伏基地开发，研究新型储能的配置技术、合理规模和运行方式，探索利用可再生能源制氢，支撑大规模新能源外送。促进大规模海上风电开发消纳。结合广东、福建、江苏、浙江、山东等地区大规模海上风电基地开发，开展海上风电配置新型储能研究，降低海上风电汇集输电通道的容量需求，提升海上风电消纳利用水平和容量支撑能力。提升常规电源调节能力。推动煤电合理配置新型储能，开展抽汽蓄能示范，提升运行特性和整体效益。探索开展新型储能配合核电调峰调频及多场景应用。探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设新型储能或风光储设施。

《方案》还提出，探索推广共享储能模式。鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。积极支持各类主体开展共享储能、云储能等创新商业模式的应用示范，试点建设共享储能交易平台和运营监控系统。

《方案》明确，开展钠离子电池、新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等关键核心技术、装备和集成优化设计研究。拓展氢（氨）储能、热（冷）储能等应用领域，开展依托可再生能源制氢（氨）的氢（氨）储能、利用废弃矿坑储能等试点示范。针对新能源消纳和系统调峰问题，推动大容量、中长时间尺度储能技术示范。重点试点示范压缩空气、液流电池、高效储热等日到周、周到季时间尺度储能技术，以及可再生能源制氢、制氨等更长周期储能技术，满足多时间尺度应用需求。

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。

2019年我国电力市场建设取得重大进展，但随着电力现货市场推进，一些深层次矛盾和问题逐步浮出水面。2020年，市场建设重点在机制，要通过健全完善市场机制解决六大关键问题。

一是计划与市场双轨运行问题。

我国全面放开经营性用户发用电计划后，发电侧放开规模与用电侧不匹配，影响市场总体推进，在个别省份矛盾尤为突出。发电计划放开后，“保量竞价”机制如何落地、中小经营性电力用户放开后如何参与市场等问题，都需要根据不同省份的实际情况制定具体的机制规则和措施。

面对新要求，需要建立市场运转高效、计划保障有力的全新机制。例如以优先购电规模为基础，确定相应的优先发电规模，确保居民农业保障类用电价格稳定。做好优先发用电计划与输配电价改革的衔接，确保交叉补贴拥有稳定的来源。逐步研究“保量竞价”具体操作方式，细化各类发电主体的放开路径，在确保电网安全和民生保障的同时建立公平竞争的市场机制。

二是省间与省内市场衔接问题。

目前我国省间电力市场运转平稳，中长期交易电量持续提升，省内电力市场逐步完善，现货市场试点取得重大突破，但省间与省内市场的衔接目前还缺乏一套完善的机制。如当前省间、省内市场均有多个交易品种，省内现货市场、区域、省内辅助服务市场、省间富余可再生能源现货市场共同运行，时序衔接复杂，市场运行效率仍有提升空间。

实现省间与省内市场的衔接，首先，要加强电力市场顶层设计方面的研究。在借鉴国际经验的基础上，应充分考虑我国电源结构、电网结构、调度模式等特点，对全国电力市场模式和建设路径进行科学论证和比选。其次，还需要充分尊重省级市场的差异性。各省市场以省情出发制定电力市场具体运行规则。同时在尊重省级市场差异性的基础上，尽量规范省级市场核心规则框架，统一市场技术支持系统技术标准和接口，为推动全国统一电力市场建设奠定基础。

三是中长期交易与现货市场衔接问题。

在现货市场试点的探索中，中长期交易与现货市场已经初步衔接了起来，但还有一些具体问题有待在未来持续探索完善。如在去年试运行期间，出现了现货市场价格普遍偏低的现象，价格发现作用未充分发挥。长期来看，还可能影响用户签订中长期合同的积极性。

建议针对存量中长期合约尽快明确电量的曲线分解方式，在组织签订中长期合约时要求市场主体明确曲线或约定曲线形成方式，并建立中长期合同电力负荷曲线的灵活调整机制。同时，明确中长期与现货市场的关系，通过中长期交易与现货交易的协调运作，共同促进资源高效配置。

四是新能源参与电力市场问题。

目前，各省新能源参与现货市场的方式存在一定差异，甘肃采用“报量报价”方式，山西采用“报量不报价”方式。浙江、山东、四川、福建采用全额保障性收购方式，不参与现货市场。如何根据各省的实际情况设计新能源参与电力市场的机制，实现新能源发电保障性收购与市场交易有序衔接，以实现新能源消纳的目标是我国电力市场建设需要重点解决的难题。

新能源与火电等调峰电源之间也需要合理的协调机制，新能源发电的波动性、市场参与方式对电网和市场运行产生了直接影响，部分省份因为新能源大发，需要省内大量火电机组启停或深度调峰，甚至调用跨省资源调峰，需要建立更加合理的辅助服务市场机制来保障新能源消纳。

五是市场力风险防范问题。

我国发电侧市场结构存在一定不合理现象，需要在市场中设计市场力防范机制。我国部分地区单一发电集团的市场份额占比过高，在一些特殊情况下，如阻塞发生地区、负荷高峰时段等，部分发电企业可能形成垄断优势，不仅影响市场公平竞争，还将推高市场价格，增加用户负担。

市场力的防范需要在事前、事中和事后等全程在监管和规则设计上采取有效的措施。例如在市场设计阶段就对市场集中度进行测算，并采取合理的方式优化市场结构防范市场力。市场运行中采用行为测试方式限制发电企业行使市场力，保证市场平稳有序起步。综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，可由能源监管机构、市场运营机构、市场管理委员会等机构经协商后设置市场申报价格上下限。

六是调峰调频资源参与市场问题。

近年来我国新能源发展迅猛、夏季用电负荷峰值不断攀升、系统高峰期面临平衡压力，迫切需要通过市场化交易机制，充分挖掘常规火电、以及大用户、电动汽车、分布式储能等需求侧调峰调频资源的潜力，为电力系统安全稳定运行和电力可靠供应提供保障。

逐步探索调峰调频资源参与现货市场、辅助服务市场、容量市场等机制，建立引导需求侧响应的合理的峰谷分时电价机制，推动源网荷储实现互动，通过价格信号引导各类调峰调频资源积极参与电力系统的平衡。