【天风电新】电改趋势专家交流要点-0712

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🌼电源侧-消纳问题

在今年以前，装机量与电网测算给出的风光装机消纳空间基本一致，消纳问题不算特别严重；今年开始问题凸显，以电网基于各类消纳能力、锚定95%的利用率管控线测算，今、明年光伏的装机量在160、180-190GW（如果明年配储比例上升，会有光伏超预期空间）。

大概率出现的情况：每年最后一周会出现大量的集中并网出现，不会造成当年的消纳问题（体现到第二年）、满足当地政府的建设目标，滚动性每年装机量超过电网测算消纳能力上限。

储能：取消强配的可能性不大，25年新能源要成为主力电源，配储比例一定会进一步提升。大部分新能源电站的真实情况是用电低谷期无法消纳、用电高峰期对应本身风光发电量也不会太高，储能主要为了解决低谷期负荷转移。

🌼用户侧-负荷管控问题

1、微电网（增量配网）：电价差是盈利关键，微电网最大问题是电源来自可再生能源的比例高，因此需要大量配储/从电网买电，需要有足够的价差实现盈利。

2、虚拟电厂：国网从去年开始，计划3年时间投资150亿元做负荷管理系统，但国网能做的只是接入大用电客户，小用电用户需要第三方自发建小系统，电网会开放系统接入通道，第三方自行帮助小用户建设电力传感器&负控单元。

分类型看，虚拟电厂第三方主体将包括：1）长期帮助电网做软硬件的实施商（用户数据多）：如朗新；2）电源型，光储运营商；3）设备供应商，如南瑞、许继等。

测算至25年市场空间200亿以上：以电源为基数，假设25年户用光伏合计200GW装机，50%参与虚拟电厂，200-300元/KW虚拟电厂建设成本。

🌼未来电价变化

电力现货挂钩用户电价，最佳启动时间在供大于求的时候，但现在缺电。现在电力现货的比例10%，未来可能会到15-20%。预计未来部分省份可能会有10%左右的工商业用户参与挂钩日内实时电价。

未来电价预计总体会上涨，主要由于给火电/水电的容量补偿、辅助服务费用等成本转移给终端，且电网系统运行费用上升，带来总成本上升。

火电以后的角色预计更多是做调峰调频，不发电，通过容量补偿、辅助服务获取收入。