为适应形势下新能源并网和消纳,电力系统源网荷储「可再生能源电力消纳保障机制」

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（报告出品方/分析师：广发证券 陈子坤 纪成炜）

一、新能源消纳瓶颈初现端倪

新能源渗透率快速提升对电力系统运行带来较大压力。我国煤电为主的电源结构下，电力系统中灵活调节资源稀缺，消纳压力明显高于以气电为主的欧美等国。当前，大基地所在地区消纳压力逐步显现。未来，消纳率将对新能源项目收益率产生显著影响，日益成为影响新能源发展的关键因素。

（一）弃风弃光产生的必然性

电力系统运行要求实时平衡，而新能源发电出力具有随机性、波动性、间歇性特点，因此随着新能源渗透率提升，电力系统调节压力快速增长。当电力系统调节能力不足时，即会出现弃风弃光等问题。

电力系统中，电源可分为可控电源与非可控电源。可控电源能够根据调度指令调整自身发电功率，包括火电、水电、核电、储能等；非可控电源无法/难以根据调度指令进行发电功率调整，包括风电、光伏等。

为实现新能源消纳，可控电源需追踪负荷曲线与新能源出力曲线的差值曲线（净负荷曲线）。若可控电源能够时刻按照净负荷曲线发电，则在实现电力系统实时平衡的同时，亦实现了新能源的消纳；若由于净负荷曲线波动过大，可控电源无法按照其出力，则可能会出现缺电和弃风弃光：

（1）风电常于后半夜大发，此时要求可控电源深度调峰（A点）。后半夜用电负荷较低，而风电常常大发，导致净负荷曲线向下“深凹”。此时要求可控电源尽量下压出力，进行深度调峰，为风电消纳提供空间。

（2）光伏于正午大发，此时要求可控电源深度调峰（B点）。正午虽然是用电高峰，但是光伏集中发电，仍然导致净负荷曲线向下“深凹”。此时要求可控电源尽量下压出力，进行深度调峰，为光伏消纳提供空间。

（3）傍晚负荷较高，而新能源出力不足，此时要求可控电源“顶峰”发电（C点）。傍晚时分常为全天用电的高峰/次高峰，而光伏几乎无出力，风电出力不确定性高、时有时无，导致净负荷曲线明显“上凸”。此时要求可控电源提高出力，“顶峰”发电。

在一日内的不同时刻（后半夜A点、正午B点、傍晚C点）分别对可控电源出力提出了相反要求，如果可控电源调节能力不足，将难以适应上述相反要求，即会出现深度调峰能力不足而弃风弃光（A、B点）或顶峰能力不足而缺电（C点）的问题。我国电力系统中煤电占比最高，而煤电启动和关机时间较长，无法实现日内启停调峰，加之煤电出力调节范围有限，因此电力系统调节将陷入“两难”境地：若要实现新能源充分消纳（A、B点），则需要减少煤电开机数量，而由于煤电难以快速启动，因此可控电源顶峰能力或将不足，导致傍晚用电高峰时缺电（C点）；若要实现对用电高峰的充分保供（C点），则需要增加煤电开机数量，而由于煤电难以快速关机，则可控电源深度调峰时合计出力将保持较高水平，导致新能源无法充分消纳（A、B点）。

更进一步，对比欧洲来看，我国煤电占比高而欧洲气电占比高，是两大经济体消纳压力存在显著差异的主要原因。2020年欧洲新能源装机占比24.3%，由于其气电（能够日内启停调峰）占比达27.0%，因而未表现出较大消纳压力。2021年我国新能源装机占比27.2%，由于煤电（无法日内启停调峰）占比达47.5%，因而已呈现出较大消纳压力。

（二）消纳压力初现端倪，大基地首当其冲

新能源消纳率是指新能源实际发电量与理论发电量之比，反映了在电力系统实时平衡等运行约束下，系统对新能源的承载力水平。

从全国层面看，整体消纳率水平尚可，风电存在一定压力。根据全国新能源消纳监测预警中心披露数据，2022年1-5月，全国风电累计消纳率95.6%、光伏累计消纳率97.5%。国家发改委、国家能源局在《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》中提出，“2020 年，确保全国平均风电利用率达到国际先进水平（力争达到95%左右），弃风率控制在合理水平（力争控制在5%左右）；光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%”。目前风电消纳率已接近上述目标下界。考虑到今年风电发电量增速远低于去年同期，且来风较去年偏小（平均累计利用小时同比下滑），若回归正常水平，风电消纳形势将更加不容乐观。

分省来看，今年部分新能源大基地所在地区消纳率较低。

根据全国新能源消纳监测预警中心数据，蒙西风电5月消纳率85.5%（同比-5.7pct），1-5月累计消纳率87.7%（同比-0.8pct）；甘肃风电5月消纳率81.7%（同比-14.3pct），1-5月累计消纳率90.3%（同比-5.2pct）。蒙西、甘肃是新能源大基地的重点建设地区，但目前风电消纳率均已远低于2020年要求水平（95%）。

5月疫情影响全社会用电量，对单月消纳率存在一定扰动；但1-5月累计消纳率趋势性下滑，表明新能源消纳仍存在明显压力。根据国家能源局发布的全社会用电量数据，1-5月我国全社会用电量累计33526亿千瓦时，同比增长2.5%，其中5月同比下降1.3%。

5月用电量下滑，对新能源消纳产生负面影响。

但考虑到1-5月累计消纳率下滑，则表明新能源消纳压力大。并且累计利用小时数较去年同期下降（1-5月，内蒙古风电平均利用小时1126，同比下降25小时；甘肃风电平均利用小时752，同比下降165小时），因此新能源大基地消纳问题不容忽视。

未来，若每年新能源新增装机容量持续保持快速增长，预计新能源消纳形势将进一步加剧。特别是新能源大基地所在地区，目前第一批大基地风电项目尚未大规模并网，第二批大基地尚未大规模开工（第一批大基地于2021年下半年陆续开工，风电项目建设周期约一年，故大规模并网预计在今年下半年；7月27日，国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军表示，第二批基地项目清单已经印发，正在抓紧开展项目前期工作），须持续关注内蒙古、甘肃、青海、新疆等省（区）新能源消纳率变化情况。

（三）消纳率显著影响新能源项目收益率

新能源项目收益率主要由三个关键变量决定：一是初始投资，每年产生折旧，是新能源发电成本的主要组成部分；二是上网电价，决定收入端的“价格”，之前多为固定电价，目前随着电力市场推进，将逐步由每一时刻电力供需形势决定；三是消纳率，决定收入端的“销量”，实际利用小时=理论利用小时×消纳率，项目所在地的理论利用小时大体保持稳定，消纳率成为影响上网电量的主要因素。

未来，随着电力市场化改革推进，消纳率除了将决定新能源发电的“销量”，还将决定“售价”，重要性不言而喻。例如中午光伏/后半夜风电大发，易出现弃风弃光问题，此时新能源消纳率将下降；同时，出现弃电说明供过于求，上网电价可能同步下滑。

我们测算，光伏项目初始投资下降0.1元/W，上网电价下降0.01元/kWh，消纳率下降1pct，对资本金收益率分别影响 0.70pct、-0.72pct、-0.26pct。

假设上网电价不变，若保持IRR不变，则光伏初始投资每下降0.1元/W，能够额外承受0.7/0.26=2.7个百分点消纳率下降。

展望2023年，假设组件降价带来光伏EPC下降0.3元/W，则在保持IRR不变条件下，新增装机能够承受消纳率下降8.1pct。但对于所有光伏装机（存量 新增）而言，若要保持平均IRR不变，则平均消纳率仅能够下降2.0pct（2021年底我国光伏装机307GW，2022年预计装机85-100GW，2022年底将达到约400GW；2023年预计新增装机115GW左右，累计装机达到515GW。此时，平均消纳率下降8.1×115/515=1.8pct时，2022和2023年光伏项目平均IRR保持不变）。

可见，即使组件价格明显下降，明年光伏消纳率也不能出现大幅下滑，否则所有光伏装机（存量 新增）的平均IRR还将进一步压缩。

风电项目：初始投资下降0.1元/W，上网电价下降0.01元/kWh，消纳率下降1pct，对资本金收益率分别影响 0.88pct、-1.26pct、-0.46pct。

风电项目收益率对消纳率更加敏感，加之风电较光伏更难以消纳，若风电消纳率出现明显下降，或将对新增装机产生较大影响。风电常常于后半夜大发，而此时是全天用电负荷低谷，故消纳压力较大；光伏于正午大发，此时一般为全天用电负荷高峰/次高峰，消纳压力相对较小。

二、新能源消纳上限测算与提升方式及空间

（一）新能源消纳面临“并网与调节”双约束

新能源发电设备发出电能后，一是需要并入电网（离网运行的除外），二是需要满足电力系统实时平衡的运行要求，才能被用户所消费。因此，实现新能源消纳需要重点考虑两方面因素，并网约束和调节约束。

并网约束可进一步细分为接网约束和外送约束。接网约束是指新能源电站/分布式新能源发电设备接入既有电网的过程中所受到的约束，如集中式新能源需要新建接网工程，分布式新能源需要考虑配电网承载力等。外送约束是指新能源发电量无法在本地完全消纳，需要外送至其他地区消纳时所受到的约束，包括是否有外送通道、外送通道容量是否充足、外送通道建设是否与新能源建设相匹配等。

调节约束：为了满足电力系统实时平衡的运行要求，在新能源发电过程中，系统中的灵活性资源（能够灵活调节的火电、抽水蓄能、电化学储能、需求侧响应等）需要响应新能源出力的变化，进行调峰调频等操作。当电力系统中灵活性资源不足时，将出现弃风弃光现象，并且会制约新增装机并网。调节约束即是指灵活性资源是否充足的约束。

（1）集中式新能源同时受到并网约束和调节约束影响：从并网约束看，集中式新能源电站需要新建接网工程，并且要具备外送通道；从调节约束看，集中式新能源并入电网的电压等级高，安全稳定要求更严格，需要大量灵活性资源支撑。

（2）分布式新能源所受调节约束更少，但是在并网环节仍受到配电网的较多约束：从并网约束看，分布式新能源能够实现自发自用和就近消纳，不用大量新建输电线路，较集中式新能源更具优势，但在其接入的配电网层面仍然存在着变电容量、电压等约束；从调节约束看，分布式新能源发电出力曲线与用电负荷曲线在部分时段具有匹配性，相较于集中式新能源，分布式新能源能够降低对电力系统灵活性资源的需求。

（二）十四五新能源发电量占比快速逼近消纳上限

新能源消纳空间由用电负荷曲线、新能源出力曲线、灵活性资源出力曲线三者的匹配程度决定。基于文献中有关数据开展研究：

关于用电负荷曲线：基于《基于“新能源云”平台的资源评估及应用》披露数据，假设夏季和冬季用电负荷平均值为全年平均用电负荷，测算全年国网经营区用电量约为60012亿千瓦时。根据对全国及三大电网用电量情况的分析，测算2020年国网经营区用电量约为60130亿千瓦时，与上述数据相近，故文献中曲线大概率为2020年数据。

进一步，我们测算2020年国网经营区用电量约为全国用电量80.1%，假设南网、蒙西电网负荷曲线形状与国网相近，则按上述比例扩展国网负荷曲线得到2020年全国负荷曲线。夏季冬季负荷曲线差异有限，故后续采用全国夏冬季平均负荷曲线开展简化研究。

关于风电出力曲线：基于夏季和冬季国网公司风电日均出力曲线，得到夏冬季平均风电出力曲线。假设全年平均风电出力曲线与夏冬季平均风电出力曲线相近，则估计该曲线对应风电装机约1.5亿千瓦，对应利用小时约2150，与全国风电平均利用小时数相近。夏冬季平均风电出力除以估计的风电装机，即得到风电平均出力系数曲线。

关于光伏出力曲线：光伏出力特性高度相似，故采用典型的上凸曲线开展研究。

（1）假设新能源按照全年均值稳定出力时的消纳上限

净负荷曲线是可控电源需要追踪的曲线，后半夜（A点）、正午时分（B点）、晚间用电高峰（C点）电力系统最难调节，上述时刻的约束条件构成对电力系统全天运行的主要约束，故针对上述三个点开展研究：

A、B、C三点，用电负荷约为7.2、9.1、9.3亿千瓦（采用图20中2020年全国夏冬季平均负荷曲线），光伏平均出力系数约为0、0.50、0，风电平均出力系数约为0.27、0.21、0.26（依据图24中风电平均出力系数曲线）。

假设火电、常规水电、核电、风电、光伏、储能（抽水蓄能 新型储能）开机容量分别为C火、C水、C核、C风、C光、C储亿千瓦，系统备用率10%。则得到下述方程：

C点重在保供：所有开机的可控电源最大出力之和 新能源出力≥用电负荷及系统备用。

A、B点重在消纳：可控电源进行深度调峰，所有开机的可控电源最小出力之和 新能源出力＜用电负荷。考虑到常规纯凝发电机组最低技术出力约50%、热电联产机组约80%，火电灵活性改造规模有限，故假设全国火电最小出力系数0.6。考虑到我国水电约一半为径流式，调峰能力有限，故假设全国水电最小出力系数0.5。

由于水电、核电等可控电源发电成本较低，因而不考虑新能源对其进行替代，将实际值/规划值代入上述测算模型。火电存在碳排放，综合发电成本（度电成本 环境成本）较高，故考虑新能源的替代作用，将其作为变量，求解最小值。

因负荷曲线为2020年数据，故水电、核电、储能均取国家能源局披露的2020年底装机数据。其中水电3.39亿千瓦、核电0.50亿千瓦、储能0.35亿千瓦（抽水蓄能0.32亿千瓦 新型储能3GW）。

求解得到：火电装机1.97亿千瓦，风电装机15.45亿千瓦，光伏装机5.65亿千瓦。当年总发电量76236亿千瓦时，新能源发电量占比53.5%。

（2）考虑新能源出力不确定性时的消纳上限

在C点，风电有较大概率出力达不到全年均值，此时“（1）假设新能源按照全年均值稳定出力”中的测算结果将会导致电力系统缺电。为避免缺电出现，需要下调C点风电出力系数。2021年3月，国新办在“深入贯彻新发展理念 确保‘十四五’开好局起好步”发布会上，对1月7日电力供需紧张情况进行说明时披露，1月7日那天全国大面积没风，风力发电的装机出力只有10%左右。故此处调整系数为0.10。

求解得到：火电装机5.15亿千瓦，风电装机8.39亿千瓦，光伏装机4.81亿千瓦。当年总发电量76236亿千瓦时，新能源发电量占比31.8%。

（3）考虑新能源项目经济性时的消纳上限

为确保新能源发电项目经济性，消纳率不能过低。如果要保持在95%消纳率水平，根据文献数据估计，95%消纳率大致对应风电出力系数0.50，光伏出力系数0.60。考虑到弃风一般发生在后半夜，故将A点风电出力系数调整为0.50，B点光伏出力系数调整为0.60。

求解得到：火电装机5.59亿千瓦，风电装机4.00亿千瓦，光伏装机5.10亿千瓦。当年总发电量76236亿千瓦时，新能源发电量占比19.6%。

虽然随着新能源降本，在确保项目收益率不变的条件下，能够承载更低的消纳率。即对应上述A、C点方程中更低的出力系数，更大的装机空间。但是根据第一章分析，新能源难以承受消纳率大幅下降，假设消纳率要求从95%下降至90%，根据图26中曲线，风电出力系数仅能够从0.53（本文测算模型中仅取了0.50）下降至约0.45，变化有限，对应装机空间的提升亦较为有限。

（4）十四五消纳上限的变化

根据十四五规划，预计截至2025年底，常规水电装机3.8亿千瓦，核电装机0.65亿千瓦，储能装机1.0亿千瓦（抽水蓄能接近0.7亿千瓦 新型储能30GW）。

根据中电联《中国电力行业发展报告2022》预测，2025年我国全社会用电量为9.5万亿千瓦时，“十四五”期间年均增速为4.8%。

考虑到近年来负荷曲线峰谷差率逐年加大，故假设高峰负荷（B、C点）年均增长5.5%，低谷负荷（A点）年均增长4.5%。在此边界条件下，初步测算得到：火电装机7.31亿千瓦，风电装机6.07亿千瓦，光伏装机7.80亿千瓦。

进一步考虑火电灵活性改造：十四五规划存量火电灵活性改造2亿千瓦，估计平均释放25%调节能力，即0.5亿千瓦。测算2025年火电装机7.31亿千瓦，则估计火电技术出力下限降低约7pct，对应系数0.6调整为0.53。再次测算得到：火电装机7.20亿千瓦，风电装机7.21亿千瓦，光伏装机8.35亿千瓦。当年全社会用电量95000亿千瓦时，新能源发电量占比27.3%。

十四五期间，我国新能源发电量占比提升速度明显高于消纳上限增长速度。

根据上述测算，2020年、2025年我国电力系统分别能够承载19.6%、27.3%（发电量占比）的新能源。

2020年，我国新能源发电量占比为9.5%，距离19.6%的承载力水平尚有一倍空间。

2021年，我国风电、光伏发电量分别为6556亿千瓦时、3270亿千瓦时，新能源发电量占比11.7%。

根据CPIA预测，十四五我国光伏年均新增装机或将超过75GW，考虑到2021年新增55GW，则2022-2025年将累计新增320GW（年均80GW）。

假设光伏利用小时1200，则到2025年将新增发电量3840亿千瓦时，与2021年发电量合计7110亿千瓦时。

根据GWEC预测，2022-2025年我国将累计新增196GW陆上风电（年均49GW）。

假设风电利用小时2200，则到2025年将新增发电量4312亿千瓦时，与2021年发电量合计10868亿千瓦时。根据中电联预测，2025年全社会用电量9.5万亿千瓦时，假设发电量与用电量基本相等，则新能源发电量占比将达到18.9%。此时距离27.3%承载力水平仅剩44%空间。

若2022-2025年新能源年均新增装机超过上述预期，例如达到年均180GW，假设平均利用小时1600，则2025年新能源发电量将达到21346亿千瓦时，新能源发电量占比将达到22.5%。距离27.3%承载力水平仅剩21%空间。

由此可见，我国电力系统消纳新能源的压力正快速增长。

根据目前各类装机增速，至十五五中期，或将面临新能源消纳瓶颈，制约新能源发电量占比提升。若希望进一步提高该占比，则需要更大力度配置灵活调节型资源（新型储能、抽水蓄能、火电灵活性改造、需求响应等）。

考虑到上述模型中仅考虑了新能源消纳的“调节约束”，并未考虑“并网约束”，加之我国2021年底火电装机已达13亿千瓦且自备电厂等电源较少参与调峰，故新能源消纳瓶颈或将早于十五五中期到来。

（三）新能源消纳上限的提升方式与空间估算

（1）十四五时期每年用电量增长带来新增消纳空间约60GW

定义上述“（4）十四五消纳空间的变化”中关于2025年的测算结果为基准情景：火电装机7.20亿千瓦，风电装机7.21亿千瓦，光伏装机8.35亿千瓦。

将A、B、C三个时刻的负荷全部增加5%（A点低谷负荷增加0.45亿千瓦，B、C点高峰负荷增加约0.60亿千瓦，平均增长0.55亿千瓦），测算得到：火电装机7.85亿千瓦，风电装机7.43亿千瓦，光伏装机8.70亿千瓦。

比较两次测算结果可知，用电负荷平均增长0.55亿千瓦（考虑高峰负荷较低

谷负荷增长更快，峰谷差率持续拉大），新能源装机增加0.57亿千瓦，大致为1:1.04关系。2020年高峰负荷9.3亿千瓦，2025年增长至12.2亿千瓦，年均增长0.58亿千瓦。负荷增长每年提高新能源装机承载力约60GW。

（2）火电灵活性改造具备成本优势但远期作用有限

基准情景：火电装机7.20亿千瓦，风电装机7.21亿千瓦，光伏装机8.35亿千瓦。

加大火电灵活性改造情景：假设火电平均调节能力增长5pct（即最低技术出力系数由0.53下降至0.48），新增调节空间7.2×5%=0.36亿千瓦，测算得到：火电装机7.12亿千瓦，风电装机8.01亿千瓦，光伏装机8.74亿千瓦。

比较两个情景：火电装机变化较小，共新增调节空间约0.36亿千瓦，对应新能源装机增加1.19亿千瓦。故火电灵活性改造每新增1单位调节空间，新能源装机承载力提高约3.3单位。从灵活性改造的火电装机容量来看，1单位火电灵活性改造约提升0.25单位调节空间，对应0.83单位新能源装机承载力。

成本测算：

①初始投资折旧：煤电机组灵活性改造约30-90元/kW，此处按平均值60元/kW计算。新增约25%调节空间，即240元/kW新增调节空间。加大火电灵活性改造情景共新增调节空间0.36亿千瓦，初始投资86.4亿。假设机组寿命30年，全投资收益率8%，忽略运维成本，则年成本7.7亿元。

②煤耗增加成本：假设每年深度调峰300天，每天2次，每次4小时。加大火电灵活性改造情景中的0.36亿千瓦调节空间对应1.8亿千瓦煤电机组最低技术出力从50%降为30%。则每年深度调峰时发电量1.8×30%×300×2×4=1296亿千瓦时。

估计度电煤耗增加20g（标煤，7000K），煤价按700元/吨（5500K）计算，1296×20/106×7000/5500×700=23.1亿元。

③减发电量所需要弥补的固定成本：煤电度电固定成本约0.1元，减发电量所需要弥补的固定成本为1.8×(50%-30%)×300×2×4×0.1=86.4亿元。

④总成本：7.7 23.1 86.4=117.2亿元/年。

⑤对于新能源度电成本影响：对比基准情景和加大火电灵活性改造情景，风电装机增加8.01-7.21=0.80亿千瓦，光伏装机增加8.74-8.35=0.39亿千瓦，假设风电、光伏利用小时2200、1200，则增加的新能源发电量2228亿千瓦时。该部分增加的新能源发电量度电成本增加117.2/2228=0.053元。

火电灵活性改造具备成本优势，现阶段能够支撑一定的新能源装机增长。

截至2021年底，我国煤电装机11.1亿千瓦。在电力规划设计总院举办的全国煤电“三改联动”典型案例和技术推介会上，国家能源局副局长余兵披露“截至2021年底，我国煤电机组灵活性改造规模超过1亿千瓦” 。

若剩余约10亿千瓦煤电全部灵活性改造，根据前述“1单位火电灵活性改造对应0.83单位新能源装机承载力”则能够承载8.3亿千瓦（830GW）新能源装机。根据《我国电力碳达峰、碳中和路径研究》（舒印彪等）一文预测，我国2060年新能源装机规模将达到约46亿千瓦。可见火电灵活性改造现阶段能够支撑一定的新能源装机增长，但远期作用有限。

（3）新型储能消纳杠杆高、发展空间大，成本有待进一步下降

基准情景：火电装机7.20亿千瓦，风电装机7.21亿千瓦，光伏装机8.35亿千瓦。

增加储能情景：假设额外建设0.1亿千瓦储能，测算得到：火电装机7.06亿千瓦，风电装机7.56亿千瓦，光伏装机8.52亿千瓦。

比较两个情景：额外建设0.1亿千瓦储能，带来新能源装机增加0.52亿千瓦。即1单位储能对应5.2单位新能源装机承载力。

电化学储能成本测算：额外建设0.1亿千瓦、4小时电化学储能，1.8元/Wh，投资720亿。假设每天两充两放，每年使用300天，循环次数6000次，使用10年，全投资收益率8%，忽略运维成本，则年成本107亿元。对比基准情景和增加储能情景，风电装机增加7.56-7.21=0.35亿千瓦，光伏装机增加8.52-8.35=0.17亿千瓦，假设风电、光伏利用小时2200、1200，则增加的新能源装机年发电量974亿千瓦时。配置电化学储能所带来的额外新能源发电量，度电成本将抬升107/974=0.11元。

风险提示

（一）下游用户对电价上涨承受力不足，导致能源转型减速

当前光伏、风电 储能尚未实现平价。新能源快速增长需要大量配置储能等调节性资源，推升终端电价。若下游用户对电价上涨承受力不足，将导致能源转型减速、新能源新增装机和消纳能力建设不及预期。

（二）电网企业投资能力不足，导致电网升级改造速度不及预期

电网企业盈利主要依赖于输配电价。自2017年起，我国开展了多轮次降电价工作，电网企业经营业绩出现明显下滑。若电网企业投资能力不足，将导致特高压建设、配电网改造速度不及预期。

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