电力及公用事业行业：绿电消纳专题报告一西南地区水电消纳问题启示_25页_1mb

电力及公用事业：绿电消纳专题报告总结

核心内容

本报告围绕新能源消纳现状、政策变化以及西南地区水电消纳问题展开，分析新能源发展对电力系统带来的挑战和机遇，并总结西南地区水电消纳经验对绿电消纳的启示。

新能源消纳现状

• 新能源渗透率持续增长：2023年我国新能源渗透率已达12.4%，已有17个省份超过10%。
• 弃风弃光率上升：2024年1-6月，全国弃风率3.9%，弃光率3.0%，比2023年分别上升1.2个和1个百分点。
• 新能源与水电的消纳差异：新能源装机量占比已达38.44%，但发电量占比仅为15%，反映出新能源机组利用小时数较低。

新能源消纳政策变化

• 保障性收购政策逐步退出：从“全额保障性收购”变为“可再生能源消纳保障机制”，新能源逐步进入市场化交易。
• 市场化交易成为主流：保障性收购电量和市场交易电量分别通过保障性收购电价和市场化电价形成。
• 补贴退坡，电价市场化：新能源上网电价由政府定价和补贴转向市场化交易，形成“燃煤基准价”和“市场化交易电价”并行的机制。

西南地区水电消纳问题及解决路径

• 弃水问题成因：水电快速投产与电力需求增长不匹配、输电通道能力不足、网架薄弱、缺乏调节性水库、风电占用部分水电市场。
• 解决措施：
  • 提升外送比例：通过“西电东送”建设，扩大外送通道，提高水电消纳能力。
  • 培育省内用电市场：引入高耗能产业，如电解铝、光伏硅、新能源电池等，提高省内电力需求。

主要观点

1. 能源低碳转型的核心是发电量与消费量，装机量仅是过渡性考核指标。
2. 新能源渗透率上升加剧消纳压力，尤其在高渗透率地区，如青海、西藏，弃风弃光问题严重。
3. 新能源消纳政策正逐步市场化，保障性收购范围缩小，新能源电价由政府定价转向市场化交易。
4. 西南地区水电消纳问题具有代表性，其解决路径可为绿电消纳提供参考。
5. 提升输电能力与电力需求匹配度是解决绿电消纳问题的关键。

关键信息

电力市场发展情况

• 云南电力市场化程度高：2016年市场化交易电价下降明显，成为全国电价洼地，吸引高耗能产业落地。
• 四川电力市场化逐步推进：通过“西电东送”及省内消纳示范区建设，提升电力消纳能力，保障电价稳定。

产业带动与消纳能力提升

• 云南引入高耗能产业：包括光伏硅、电解铝、新能源电池等，带动省内电力需求增长。
• 四川建设水电消纳产业示范区：在甘孜州、攀枝花市等地区引入多晶硅、大数据等产业，推动电力消费。

电力系统与新能源的适应性

• 新能源波动性对电网提出更高要求：需要系统调节能力提升，包括建设调节性水库、优化电网结构、推进储能技术。
• 输配电网建设是关键：需与新能源发展同步推进，确保消纳能力匹配。

风险提示

• 宏观经济下行风险：可能影响电力需求及新能源发展。
• 政策执行不及预期：可能影响新能源消纳机制的实施。
• 用电量需求下滑：将直接导致新能源消纳困难。
• 装机量不及预期：可能影响新能源发电量增长。
• 来水/风不及预期：影响新能源发电能力。
• 市场电价不及预期：可能影响新能源项目收益。

相关研究

1. 《行业周报（8.5-8.9）：加快构建新型电力系统行动方案发布，板块市场表现持续小幅收缩》2024-08-12
2. 《2024年6月行业数据：水电单月发电量增幅44.51%，新增风光装机比例达84%》2024-08-06
3. 《行业周报（7.29-8.2）：双碳减排政策频发，板块市场表现回落》2024-08-05

图表目录（简要）

• 图表1：2025年单位GDP能耗下降幅度
• 图表2：2025、2030年非化石能源消费总量比重目标
• 图表3：2015-2024年6月新能源装机量及同比增速
• 图表4：2015-2024年6月各电源装机量占比
• 图表5：2015-2024年6月各电源发电量占比
• 图表6：2015-2024年6月新能源装机量及发电量占比
• 图表7：不同风光渗透率下电力系统的主要特征和挑战
• 图表8：2024年6月各省新能源渗透率
• 图表9：2024年1-6月全国各地区弃风率
• 图表10：2024年1-6月全国各地区弃光率
• 图表11：2024年1-6月全国各地区弃风率
• 图表12：2024年1-6月全国各地区弃光率
• 图表13：以2023年弃风率测算弃风电量
• 图表14：以2023年弃风率测算弃光电量
• 图表15：风电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表
• 图表16：光伏发电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表
• 图表17：2012-2023年云南省发电装机量
• 图表18：2023年云南省发电装机结构
• 图表19：2012-2023年云南省总/水电装机量
• 图表20：2012-2023年云南省水电装机及增速
• 图表21：2012-2023年四川省发电装机量
• 图表22：2023年四川省发电装机结构
• 图表23：2012-2023年四川省总/水电装机量
• 图表24：2012-2023年四川省水电装机及增速
• 图表25：2013-2020年云南省弃水量、用电量及比值
• 图表26：2013-2022年四川省弃水量、用电量及比值
• 图表27：2012-2020年云南省各电源装机、用电量增速
• 图表28：2012-2023年四川省各电源装机、用电量增速
• 图表29：截至2023年底，云南省“西电东送”输电工程
• 图表30：2015-2023年云南省外送电量及增速
• 图表31：2015-2023年云南省送广东电量、增速、占比
• 图表32：2013-2024年6月云南省金属硅累计总产能及市占率
• 图表33：2017-2024年6月云南省电解铝累计总产能及市占率
• 图表34：云南省电力市场化结算电量及电价
• 图表35：云南省电力市场化水电结算电量及电价
• 图表36：截至2024年6月，四川省主要输电线路工程
• 图表37：2017-2023年四川省水电发电量、外送电量及外送电量增速
• 图表38：2013-2024年6月四川省金属硅产能及市占率
• 图表39：四川省结算省内市场化电量及结算均价

总结

新能源消纳问题已成为电力系统发展的重要挑战，而西南地区水电消纳问题则提供了重要的经验。随着新能源装机量的持续增长，其消纳能力需与电力需求和输电通道建设同步提升。通过市场化交易机制、优化电力结构、引入高载能产业等措施，可以有效缓解新能源消纳压力。未来，新能源消纳需依赖电力系统灵活性提升、电网建设提速和电力需求增长，实现从“保障性收购”向“市场化交易”的转变。