国外高比例新能源消纳分析及对中国新能源可持续发展的建议

01

基于国外实践的新能源市场化消纳的一般规律

1.1  美国加州新能源消纳及弃电剖析

近年来，加州在新能源发展取得了较好的成绩，尤其是光伏发电，位居全美第一。加州输电系统运行商（CAISO）是加州电力市场的运营主体和加州电网的调度中心，同时还负责评估及审批加州电网的扩展计划，提供加州80%的电力供应。截至2024年7月底，CAISO运营区域新能源装机为万kW，其中风电装机835万kW、光伏发电装机万kW。

1.1.1  CAISO运营区域新能源整体弃电情况分析

随着加州新能源发展快速发展，CAISO运营区域新能源弃电成为常态并逐年提升。CAISO通过预测发电量减去实际发电量计算弃电量，即新能源电站根据功率预测系统得到场站可用发电量，并上报给调度机构，调度机构接收并核实新能源电站上报的可用发电量，减去实际发电量，得到弃电量。自2016年统计弃电情况以来，CAISO运营区域新能源弃电量和弃电率整体呈现逐年增加的趋势，受“鸭子曲线”等因素影响，主要以弃光为主，2023年弃光电量占全部弃电量的94%。近年来CAISO运营区域新能源弃电量和弃电率如图1所示。

图1  2016—2023年CAISO运营区域新能源弃电量和弃电率分析

Fig.1  Analysis of the amount of renewable energy curtailment and curtailment rate in the CAISO operating area from 2016 to 2023

1.1.2  CAISO运营区域新能源弃电结构分析

CAISO根据弃电场景将弃电分为三类，分别为当系统中电力供应过剩，市场会出现低价或负价能源，调度/市场按机组经济报价由高到低进行的经济弃电；发电商通过调整自发电计划进行的自行弃电；调度机构因市场无法平衡或特殊情况下调出力对机组进行临时弃电的调度限电。CAISO运营区域弃电主要是市场主体结合新能源经济调度确定的经济弃电。2023年，CAISO运营区域全年经济弃电26.6亿kW·h、占全部弃电量的99.9%，自行弃电和调度限电合计0.02亿kW·h、占全部弃电量0.01%。自2016年CAISO统计弃电情况以来，超过99%的弃电均为经济弃电。

CAISO根据系统运行情况将弃电主要分为电力供应过剩时全系统范围内进行的调峰弃电和发生输电阻塞时进行的阻塞弃电。CAISO运营区域燃气机组等灵活调节资源较多，但网架结构薄弱且电网建设进度较为滞后。因此，随着新能源大规模发展，CAISO运营区域由于发生输电阻塞造成的阻塞弃电成为制约新能源消纳的重要因素。2023年，CAISO运营区域全年调峰弃电5.9亿kW·h、占全部弃电量的22%，阻塞弃电20.7亿kW·h、占全部弃电量78%。自2016年CAISO统计弃电情况以来，阻塞弃电占全部弃电的75%。近年来CAISO运营区域新能源调峰弃电和阻塞弃电分析如图2所示。

图2  2016—2023年CAISO运营区域新能源调峰弃电和阻塞弃电分析

Fig.2  Analysis of renewable energy peak load and congestion curtailment in the CAISO operating area from 2016 to 2023

1.1.3  CAISO运营区域新能源弃电时间分布特性分析

CAISO运营区域新能源弃电呈现“季节不均衡”特性，月度弃电主要集中在2—6月。CAISO运营区域月度新能源弃电呈现“春夏高、秋冬低”的特征，2024年4月，新能源弃电量达到新高，其中，弃光电量为7.98亿kW·h、弃光率27.7%；弃风电量为0.42亿kW·h、弃风率0.9%。2022年1月—2024年5月CAISO运营区域新能源逐月弃电量分析如图3所示。

图3  2022年1月—2024年5月CAISO运营区域新能源逐月弃电量分析

Fig.3  Analysis of monthly curtailment of renewable energy in the CAISO operating area from January 2022 to May 2024

CAISO运营区域新能源弃电呈现“时段不均衡”特性，日内弃电主要集中在09:00—18:00时段。CAISO运营区域日内新能源弃电呈现“白天高、夜间低”的特征，白天光伏大发期间调峰弃电和阻塞弃电均大幅增加。今年以来，新能源日内累计阻塞弃电量24.26亿kW·h、占比94%，调峰弃电量1.66亿kW·h、占比6%。今年以来CAISO运营区域新能源日内累计调峰弃电和阻塞弃电分析如图4所示。

图4  2024年1月1日—5月31日CAISO运营区域新能源日内累计调峰弃电和阻塞弃电分析

Fig.4  Analysis of the cumulative peak load and congestion curtailment of renewable energy in the CAISO operating area from January 1 to May 31, 2024

1.2  德国新能源消纳及弃电剖析

从德国的弃电量及弃电率统计来看，德国弃电量及弃电率呈现上涨趋势，但总体维持在良好的水平上。德国的弃电量主要统计的是调度限电量，并未将经济弃电以及自行弃电纳入其中，因此弃电率数值较低，同时，德国对于弃电补偿的限制，促使德国的弃电率一直维持在较低的水平。德国电网弃电的主要原因是电网阻塞，2022年，电网阻塞导致的新能源弃电占新能源发电量的3%，即97%的新能源发电都能够被输送和使用。造成新能源弃电的主要原因是风电装机量的增加，而这些新增的风电装机区域与重点需求区域与距离较远。2014—2022年德国新能源弃电量和弃电率情况如图5所示。

图5  2014—2022年德国新能源弃电量和弃电率分析

Fig.5  Analysis of Germany's renewable energy curtailment and curtailment rate from 2014 to 2022

1.3  国外新能源消纳及弃电规律总结

基于对美国加州与德国的新能源消纳及弃电剖析，总结有以下规律。

1）国外新能源占比较高国家均有不同程度弃电，随着新能源占比不断提高，弃电整体呈现上升趋势。对美国及德国弃电情况分析可见，近年间随着新能源占比的提高，美国德国的弃电率呈现上升趋势。欧洲其他各国，如丹麦、英国在近些年随着新能源的发展同样呈现出较为明显的弃电上升趋势。因此，随着新能源占比的提升，弃电上升是较为普遍的现象。

2）各国弃电情况存在的差异，是各类因素综合作用的结果。各国弃电情况受电网堵塞、发电类型、地理位置不匹配、灵活调节资源、政策及管理规划、弃电统计方法等多种因素影响。各国弃电的原因存在差异，弃电并非由单一因素引起。例如加州光伏发电中集中式光伏占比较大，相较于分布式占比较大的德国，加州的光伏弃电率明显较高。而德国政策中对弃电的补偿标准，一定程度降低了德国的弃电率。因此，应更加理性客观地看待各国间弃电率的差异。

3）在成熟的市场机制下，新能源主要通过市场消纳，市场行为的经济弃电占总弃电量的比例较高。在成熟的可再生能源交易市场中，市场主体的观念发生了转变，为应对市场变化，市场主体通常会选择主动弃电。而对于欧洲统计的调度弃电，则主要是由于电网阻塞造成的。

02

中国新能源消纳历程及“十四五”新能源消纳面临的新形势

2019年以来，中国新能源年均增长超过1亿kW，利用率连续持续保持在95%以上，取得显著成效。总的来看，中国服务新能源发展和消纳成绩的取得，离不开政府、电源、电网各方的共同努力。在基本面方面，近年来全社会用电量年均增长保持较好水平，负荷超预期增长，为新能源发展和消纳提供了基本支撑。在政策方面，国家能源主管部门采取了新能源监测预警制度，通过行政手段及时遏制盲目发展的势头，并逐月发布新能源消纳情况，保障了行业健康发展。在管理方面，逐年制定工作方案，保障新能源“应并尽并、多发满发”，累计建成多项特高压输电工程，多措并举、综合施策，千方百计服务新能源消纳。

“十四五”是推动中国能源绿色低碳转型的关键期，随着新能源更大规模、更高比例、更广范围接入，新能源发展和消纳面临新的形势。一方面，新能源监测预警机制和合理利用率目标有待完善。由于当前未明确分省发展规模以及新能源合理利用率目标，造成各地新能源发展存在“跑马圈地”现象，新能源开发过于侧重总量指标，对电网承载能力、消纳能力、通道送出能力等缺少统筹考量，“十四五”期间，中国局部地区新能源消纳矛盾将进一步显现。另一方面，新能源参与电力市场的经济性考量将成为影响消纳的新挑战。随着新能源逐步参与电力市场，由保障性消纳向市场化消纳转变，项目业主出于发电经济性考量会主动采取一定的弃电措施，经济弃电将持续增加，对电力系统高水平消纳新能源带来新的挑战。

03

市场化消纳形势下利用率对新能源盈利能力影响分析

在未来新能源大规模发展的趋势下，考虑电网承载能力有限，新能源弃电将成为常态。因此，有必要从新能源项目本体的角度出发，面向新能源全面入市的发展形势，研究消纳问题对新能源可持续发展的影响。

3.1  中国新能源市场化消纳进展

中国新能源消纳以保障性收购和参与电力市场相结合方式为主，但参与电力市场的范围、类型、比例都在迅速扩大。

参与范围上，除河南、上海等个别省市执行全额保障性收购外，其余省市或地区均在保障性收购的基础上开展了新能源市场化交易，市场化交易地区超过90%。

参与类型上，主要包括最低保障收购小时数外的电量参与电力市场（辽宁、黑龙江、蒙东、新疆、四川）；固定比例参与市场（山东、河北、湖北、江西）；省内优购电量匹配新能源优发电量，其余电量参与市场（山西、陕西、宁夏、甘肃）；除扶贫、特许经营项目外全部进入市场（青海、湖南、福建）。交易方式包括电力直接交易、发电权交易、现货交易等。

参与比例上，2024年上半年，国家电网经营区新能源市场交易电量亿kW·h，占新能源上网电量的54%，其中省间交易电量亿kW·h，同比增长34%，省内交易电量亿kW·h。

3.2  利用率对新能源盈利能力影响典型案例分析

《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）明确到2030年，新能源全面参与市场交易。为实现新能源行业可持续发展，需要统筹市场环境下新能源利用率与盈利能力之间的关系。

1）新能源发电成本下降与技术进步提升了项目经济性，但仍需守住利用率底线。

存量项目利用率仍需保持较高水平，以甘肃为例，从2021年投运的平价项目来看，若满足7%的内部收益率，风电项目利用率需达到91.4%，光伏发电项目利用率需达到93.3%。增量项目利用率虽有下降空间，但受市场化交易价格影响，仍需保持合理水平。以甘肃为例，若满足7%的内部收益率，以甘肃风电市场化交易平均价格0.222元/(kW·h)计算，风电项目可承受的利用率水平为74.8%；以光伏发电市场化交易平均价格0.188元/(kW·h)计算，光伏发电项目利用率水平需达到99.3%，若光伏发电市场化平均交易价格达到风电水平，利用率可承受水平将下降至84.2%。甘肃陆上风电利用率水平与投资收益率之间的关系如图6所示，增量光伏发电利用率水平与投资收益率之间的关系如图7所示。

图6  甘肃陆上风电利用率水平与投资收益率之间的关系

Fig.6  Relationship between onshore wind power utilization rate and investment return rate in Gansu

图7  甘肃增量光伏发电利用率水平与投资收益率之间的关系

Fig.7  Relationship between the utilization rate and investment return rate of incremental photovoltaic power generation in Gansu

2）新能源全面参与电力市场，经济性弃电与新能源自发弃电将与国外基本规律趋于一致。

一方面，高比例新能源电力系统，部分时段新能源将成为市场出清的边际机组，为提升自身盈利水平新能源将尽可能贴近真实成本和功率预测报量报价。从综合成本最低的原则出发，当市场供应过剩，未出清的新能源将产生经济性弃电。另一方面，当新能源具备超发、预计出现负电价或辅助服务等分摊成本高于发电收益时，新能源可根据偏差损益以及考核等情况选择自行弃电。遵循市场客观规律，基于电力供需的经济性弃电和新能源主体自发弃电将成为高比例新能源电力市场常态。

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结论

本文总结国外实践的新能源市场化消纳的一般规律，结合中国新能源消纳历程与“十四五”新能源消纳面临的形势，测算了利用率对新能源项目盈利能力的影响，进而提出以下建议。

1）坚持“量率一体、保量稳率”，保障新能源高质量发展。加强新能源发展全局统筹，在推动新能源持续规模化发展的同时，统筹兼顾可能带来的局部地区新能源利用率快速下降问题，合理控制新能源发展节奏，优化新能源开发布局，保障新能源利用率保持在合理水平，为新能源持续健康发展保驾护航。

2）尽快分省明确合理利用率目标，引导新能源科学有序发展。在明确全国整体利用率目标的基础上，根据各省资源禀赋和发展实际，以提升新能源发电量占比为导向，差异化设置各省利用率目标。根据各省新能源发展实际，定期滚动测算并发布各省预期利用率，科学引导新能源发电企业投资，避免资源浪费。

3）强化各类电源统筹规划，持续增强电力系统调节能力。在大力发展新能源的同时，科学发展先进清洁煤电等常规电源，提高“十四五”中后期电力有效供应能力。加快煤电灵活性改造，加大抽水蓄能电站建设力度，推广应用大规模储能，持续增强电力系统调节能力。

4）出台新能源弃电统计细则，完善新能源弃电统计标准。落实《风电场利用率监测统计管理办法》《光伏电站消纳监测统计管理办法》中提出的因电站市场化交易决策不当导致未能发出的电量，不纳入因系统原因受限电量统计、《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核等要求，细化弃电类型，电力市场环境下新能源未中标电量或者主动参与系统调节降低出力，视为“经济弃电”，不纳入弃电统计。修订完善弃电统计标准，加快制定新能源弃电统计执行细则。

5）持续加强电网互联互通，夯实电力供应安全基础。加快推进特高压输电工程建设，优化电力流向，缓解区域性电力供需矛盾，保障新能源发电高峰时段的输送能力。加大电网升级改造投资力度，完善电网基础设施建设，推动电力供应链的全方位优化，夯实电力安全供应的基础。