会议要点

1. 聚焦2024新能源消纳挑战

2024年新能源消纳将面对新形势变化，需关注消纳能力测算与实施关键措施的效果。

信达能源早期研究和市场预判得到产业与资本市场的认可，重点在于新能源消纳领域的前瞻性问题和破解瓶颈的方案。

去年新增装机双倍增长，但实际消纳率与测算存在偏差，反映超装导致的消纳效率下降值得关注。

2. 新能源消纳形势与挑战解析

新能源消纳利用率和实际情况有偏差，主要由标杆风机测算与统一口径统计方法不同导致。实际消纳能力可能比公布数据更严峻。

年底集中投入新增装机，对消纳能力压力转嫁至上半年，延续至2025年，集中式电站消纳能力下滑明显，而分布式电站影响尚在局部。

煤电改造和储能技术进展对新能源消纳的促进作用明显，但改造进度缓慢，辅助服务市场对改造刺激不足。煤电流水改造对新调峰补偿机制需提升以激励更多灵活性改造。

3. 锁定2024能源消纳趋势

煤电灵活性改造受经费限制，今年完成5,000万吉瓦时的改造已是最好预期，表明改造进度有可能滞后。

抽水蓄能为国家电网战略方向，但工期长导致影响极小。未来15-20年为抽水蓄能黄金发展期，但需创新以支撑新能源消纳。

新型储能装机量快速增长，2023年底新型储能装机已提前两年完成国家目标，独立储能利用率提高表明市场正在向独立发展过渡。

4. 聚焦新能源消纳及配网挑战

特高压电网及跨省电网互联增强可能较低，但注意到特高压领域有明显变化，可能解决一部分瓶颈问题。

配网智能化是重点，但目前增量投资80%仍聚焦于主网特高压，配网消纳问题未得到根本解决；2024年大规模接入分布式光伏不太现实。

用电量增速将放缓，2024年预期在5%-5.5%，而需求响应弹性部分对新能源消纳有积极驱动作用。

5. 新能源消纳与瓶颈应对

国家电网新一代复合控制系统接入大约七八千万的弹性负荷，但主要用于削峰，未形成明显促进新能源消纳的趋势。

全年弃风弃光电量模拟计算结合实际运行状态，新能源装机量仅在利用率保持在95%以下时才会提升。

2024年新能源消纳能力增长不明显，整体消纳空间约1.8亿吉瓦时，相较去年增长微弱。

6. 预测2024新能源消纳趋势

新能源消纳形势：2024年新能源装机量持续增长；消纳能力关键取决于煤电改造和政策调整。

核电发展潜力巨大，有望支撑长期清洁能源需求；跨基金会推动消纳技术和基础设施升级。

中长期趋势：2025年新能源消纳形势不乐观，但特高压网络发展与煤电改造将提升未来消纳能力。

7. 新能源消纳与挑战

2024年新能源并网装机预计会在1.8亿至2.7亿之间取得平衡，估计达到2.4亿左右

中国新能源发展紧密伴随着新储能的发展，新储能发展势头迅猛

国家可能会通过市场化手段，而非直接指令，来解决新能源消纳率与装机规模之间的矛盾

8. 解析能源市场破局与变革

新能源发电消纳压力解决策略：集中式水电站建设并网主要安排在下半年，上半年优先处理前一年集中投产产生的消纳压力。

煤电灵活性改造和深化调峰辅助服务市场研究：预计2024-2025年煤电灵活性改造规模为5千万至1亿，强调提升辅助服务市场补偿标准激励。

辅助服务费用重塑和市场化进展：辅助服务费用逐步转向用户端分担，预计今年国家相关政策将促进辅助服务市场活跃，带来新业态激励。

9. 解析新能源并网消纳挑战

集中式装机受制因素：集中式新能源装机增速下降，主要由光伏组件价格波动和消纳问题引起，尤其是消纳问题的影响越来越明显，将来装机变化将受此影响。

集中式并网限制：并网接入受特高压电网建设进度影响；非大基地项目受本地消纳能力限制，趋向灵活应对消纳策略。

分布式光伏发展：户用光伏受局部配网能力限制，但整体市场尚有装机体量至少是目前一倍的空间，配网升级改造情况下新增装机问题不大。

10. 新能源消纳与特高压瓶颈

工商业光伏展望乐观，城区化承载和消纳能力较强，支持分布式光伏未来至少30年发展。

2024-2025年期间，特高压传输能力有限，预计将面临新能源输送的瓶颈问题。

'十五五'期间，特高压建设的规模和强度预计不低于'十四五'，这将是特高压建设和新能源推广的关键期。

Q&A

Q：新储能的发展前景如何？

A：从目前新能源的发展来看，新储能发展速度迅猛，伴随着新能源的发展，新储能技术的进步也十分重要。根据预测，在2030年新储能容量可能达到1.5亿千瘟甚至更高，这显示了对新储能技术的需求将会非常强烈。此外，随着电力系统对新能源的友好性提升，我们可以预见到在“十五”期间，新能源的消纳能力将得到明显提升，这对新储能技术的发展尤为重要。

Q：2024年新能源要面临的消纳战略和瓶颈问题，包括电网建设的情况，您如何看待？

A：2024年的新能源消纳面临挑战，但情况并不悲观，我们应该展望新型电力系统建设给新能源消纳带来的利好。虽然有短期困境，但新能源装机规模预计将在2.4至2.3亿千瓦左右，相比之下2023年的装机规模有所下降，但与去年持平也是可能的。此外，国家电网的运行在今年遇到了困难，已经接近其调节能力的极限，因此，过度无序的新能源发展是不可取的。需要一个合理的平衡，从而不至于过多增加对电网的压力。

Q：未来对于新能源的消纳率要求会如何调整？会出现放松的情况吗？

A：关于新能源的消纳率要求，目前没有明确的政策指示是否会放松。不过，从市场化交易的角度来看，倾向于让新能源更多地参与市场竞争。借鉴海外的做法，例如在一些市场中主动弃电的部分并不包括在弃电率的计算中。因此，未来可能会默认在市场改革环境下解决消纳率的问题，不会明确提出取消或维持消纳率的要求。以市场行为进行调节，这样的模式可能在未来随时间慢慢默认化，而不是通过明确的政策取消消纳率要求。

Q：2024年新能源消纳形势和破解消纳瓶颈的关键问题有哪些？

A：首先，新能源消纳的形势将依赖于集中式电站和分布式企业的建设与运营模式。具体来说，通常在上半年，企业会聚焦于分布式项目，而留待下半年再大规模推进集中式电站的建设和并网。这是为了缓解上一年度集中式投影所带来的消纳压力。肯定存在消纳的压力，但企业通常会采取措施来应对这一问题。其次，提升煤电灵活性改造规模是解决消纳瓶颈的关键。2024年至2025年，火电利用改造预期将达到5000万至1亿，其中重要的举措是提高辅助服务市场的深调峰补偿标准。新增的辅助服务市场将为包括煤电在内的其他灵活资源提供激励，通过向用户合理疏导辅助服务费用，以激发市场需求并推动各省根据实际情况决策。辅助服务市场的活跃对煤电灵活性改造、储能、电动汽车及虚拟电厂等领域将起到推动作用。

Q：今年可能会出现哪些支持煤电灵活性改造和促进灵活资源发展的政策变动？

A：去年已经着手推动将辅助服务费用向用户端传导，年度补助费用大致为500到600亿，而辅助费用并未传导出去，导致新能源等需要承担基础的辅助服务费用。然而，政策方向在变化，例如，广东地区已经将一部分调频费用转嫁到终端用户，相当于每度电增加8厘钱，极大促进了市场对调频需求。各省区正在研究如何落地这些政策，等待国家的认可和统一规范。辅助服务市场的统一和规范化将促进市场的活跃，为煤电灵活性改造提供更多可能的费用来源。

Q：容量电价机制的影响以及辅助服务市场可能有的扩展情况是如何的？

A：辅助服务市场不仅对煤电开放，而且包括所有拥有灵活性资源的参与者。辅助服务市场的开放，使得所有企业和有能力的用户都可以参与。此外，容量电价机制主要针对煤电，新能源和储能目前并没有包括在内，辅助服务市场可以在未来有所扩展。就容量电价而言，随着辅助服务费向终端用户传导可能导致电量电价的降低，但结合辅助服务费的传导，最终可能会对终端电价产生实质性的影响，预计终端电价会有抬升。如果按照年度1,200亿规模来看，向终端用户传导的增额大概在3到4个亿，即使只传导一半，对整体电价的影响也不会很大。最终，辅助服务的成本疏导对于提升煤电灵活性改造的积极性应该有正面影响。

Q：集中式装机增速自"十四五"开始明显下降的原因是什么？组件价格波动与消纳状况有何关系？目前集中式并网面临哪些限制？

A：集中式装机增速下降主要受到光伏组件价格高企的影响，导致2022年的装机量只有1.25亿千瓦，主要集中在几个特定地区。由于组件价格因素对新能源集中式装机的影响逐渐弱化，消纳问题对于装机数量的变化影响将更为明显。尤其在西北和东北地区，集中式装机的发展会受到消纳的严重制约。而关于集中式电源并网的限制因素，大基地主要受特高压送出配套建设进度的制约，当前和未来一段时间里，特高压建设进度将是并网的关键影响因素。对于非大基地的集中式项目，本地的消纳能力是主要限制，如青海、甘肃、新疆等地的消纳能力将对并网产生较大影响，特别是在2024年和2025年。

Q：分布式光伏在6个省的试点评估中暴露出了哪些问题？全国范围内分布式光伏发展的空间有多大？

A：分布式光伏接入电网的问题主要是因为电网承载力不足。特别是在河南、广东和福建等地，户用光伏接入已接近或到达饱和。不过，这种问题通常是局部的，并不影响全国范围内的发展情况。户用光伏装机容量目前大约是1.3到1.4亿千瓦，且在没有大规模配网改造的情况下，新装机还有巨大空间。例如湖北、湖南、江西等地可装机量至少是当前的一倍，因此，户用光伏新增装机还有巨大潜力。目前来看，在不进行大范围配网升级改造的前提下，户用光伏新增装机空间超过一亿千瓦是相对确定的。

Q：工商业光伏发展前景如何？

A：工商业光伏的临近城区优势使其消纳能力较强，目前看来没遇到什么难题，预计在2024年新能源消纳形势中，工商业光伏的发展前景依然乐观。至少在未来30年，我持有较为积极的看法。

Q：2024年和2025年是否会因为特高压的不足而出现消纳瓶颈？

A：2024年和2025年，由于特高压建设有一个时间周期，我们不太可能期待它能够大规模消纳新能源基地的生产。因此，在这两年里，特高压的送电能力将非常有限，消纳瓶颈问题将会非常明显。

Q：在"十五五"期间（2025年到2030年），特高压的规划和建设走势如何？

A："十五五"期间预计将在"三北"地区继续加强特高压建设，以应对新能源消纳需求。考虑到350吉瓦的新能源装机基础，我们能够假设有约70%的外送率，即250吉瓦的能力需求。考虑到1条特高压直流输电线路能承担约12吉瓦的新能源装置消纳，预计"十四五"期间需要建设近20条以上的特高压输电线路。因此，在"十五五"期间，特高压的建设规模和投入强度估计会至少与"十四五"期间持平，预计特高压会迎来建设的再一次高峰，并对新能源的推广起到关键作用。我对此表现出较大的乐观态度。