2024新能源消纳行业报告：挑战与机遇

1.新能源高速增长和电网建设滞后导致消纳压力增大

2023年是我国新能源装机大年，全年新增风电75.9GW，光伏216.9GW，均创历史新高。截止2023年底，我国新能源累计装机达10.5亿千瓦，占总装机的比重从2022年的29.6%提升至36.0%。新能源2023年发电量也达到1.47万亿千瓦时，占全国发电量的比重达到15.8%，相比2022年提升2.1个百分点，相比2020年提升超5个百分点。发电量的比重占比也在迅速提升。随着2023年装机量高增，2024年新能源理论发电量可能会进一步飙升。

1.1 三北地区新能源渗透率位居前列且电力消费量偏低

分省来看，三北地区省份除辽宁以及北京、天津两个直辖市外，其余省份新能源装机占比均高于全国平均水平，其中青海接近70%，甘肃、河北、宁夏均超过50%，内蒙古、新疆超过40%。而三北地区由于抽水蓄能较少且冬季面临供暖问题，缺乏调节手段。以西北地区为例，2023年新增光伏46GW、风电15GW，而存量火电装机为191GW，即使全部火电都做灵活性改造，增加15%左右的调节能力（约29GW），也只能勉强应付光伏带来的调节压力。而考虑到后续新能源装机增速必然远超火电且火电灵活性无法无限挖掘，靠现有资源维持较低的弃风弃光率几乎是不可能的。

三北地区电力消费量较低。西北五省为例，根据中电联数据，2023年总用电量仅10321亿千瓦时，相比2022年增加789亿千瓦时，而光伏、风电分别增加46、15GW，以光伏1300h、风电2400h估算，2023年新增新能源发电量增量为958亿千瓦时，已经超过每年全省用电量增量。

1.2 源网发展不协调进一步加大新能源消纳压力

电网是电力生产到使用的中间环节，也起到了电力传输和分配的关键作用，电网的建设情况很大程度上影响到了新能源的消纳。

（一）整体上看，近些年电网的建设速度已经滞后

全国整体的电网建设情况我们可以定义源网发展协调度（=新增电源侧装机容量/新增220kV变电容量）来衡量，该值过高则代表电网建设滞后，过低则代表电网建设超前。2008—2019年该指数中枢值为0.48，但从2020年新能源大规模建设后，该指数快速上升至2023年的1.39，证明电网建设开始滞后。

从历史数据来看，源网发展协调度与弃风比例之间存在一定的相关性。2010—2015年源网发展协调度上升，证明电网建设滞后，弃风比例也保持高位（2014年因风况差导致弃风比例大幅下降），但2016年以后电网建设加强，加上国家出台一系列措施解决弃风问题，因此弃风比例也有所下降。2020年由于新能源大发展，源网发展协调度大幅上升，弃风比例虽然维持低位但压力也越来越大。

（二）特高压对新能源消纳的重要性在提升但建设略有滞后

我国幅员辽阔且资源分布严重不均匀，新能源需要大量外送才能解决消纳问题。我国经济中心在中东部地区，而新能源资源则主要位于三北地区，巨大的供给和需求分配不均严重制约了新能源消纳，这就需要长距离输电技术支撑，这一功能主要由特高压直流输电承担。

特高压建设滞后也是新能源消纳问题凸显的重要原因。由于三北地区整体用电需求较少，因此大量的新能源原本规划通过特高压外送。但受前期工作时间较长等客观因素影响，特高压建设略低于预期，规划十四五建成的大基地外送通道中，总计有11条未建成，而按平均2年建设周期来估计，仅宁夏—湖南、哈密—重庆有望在2025年底建成，完成率仅20%。

（三）配电网是电力消纳的终端环节

我国配电网发展相对主网来说比较落后。根据国网能源研究院数据，中国年户均停电小时数好于印度等国，但跟北美、欧洲、日本等国还有一些差距，线损率则位居较好的水平。整体来看配电网发展程度落后于发达国家。而根据德国经验，弃电几乎完全发生在配电网，主网弃电比例较小。我国一直以来更加注重主网投资，直到2015年《配电网建设改造行动计划（2015—2020年）》发布后，配电网的投资才达到比较高的水平。

配网已经成为分布式消纳主要制约因素之一。2023年新增光伏装机近一半为分布式，而分布式主要就地消纳。根据《分布式电源接入电网承载力评估导则》（DL/T 2041-2019，以下简称《导则》），将电网承载能力划分为红、黄、绿三个等级。对于绿色等级，推荐分布式电源接入；对于黄色等级，开展专项分析；对于红色等级，在电网承载力未得到有效改善前，暂停分布式电源项目接入。

2023年6月国家能源局综合司发布《关于印发开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》。选择山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省份，每个省选取5－10个试点县（市）开展试点工作。部分省份已公布评估结果，山东、黑龙江、湖北等省份接入可接入能力较差。

1.3 电力系统缺乏足够的灵活性资源

电力系统本质上是电力的生产—传输—消费系统，但该系统具有很强的特殊性，本质原因在于电力的传输是近光速且无法大规模储存，因此生产量和消费量需要时时刻刻保持一致。由于新能源具有波动性，因此在新能源比例大幅提高的情况下，就需要其他灵活性更高的电力单元进行调节，以保持生产和消费一致。电源和储能都可以不同程度上解决这一问题。

但不同的电源的灵活性有所差别，通常来说储能（包括抽水蓄能、电化学储能及其他储能形式）的灵活性最强，其次是天然气发电、大水电、煤电、核电、小水电等。但我国由于气源和天然气储量等问题，天然气发电比例很低而煤电比例很高。对比德国、欧洲和中国，可以发现中国新能源装机渗透率（36%）已经十分接近欧洲（41%），但灵活性装机（气电+抽蓄）则明显偏低（6%对比23%）。因此中国新能源消纳自然而然会面临更大的压力。

我国三北地区新能源装机渗透率更高而灵活性资源更缺。经计算，我国三北地区截至2023年底的新能源装机渗透率高达44.5%，高于欧洲平均水平，但由于自然条件因素，三北地区的抽水蓄能比例较低，其中西北地区截至2022年在运抽水蓄能装机为0。新能源装机比例与灵活性电源比例倒挂进一步加剧了三北地区新能源消纳压力。

1.4 缺少灵活、高效引导供需调节的手段

电力的供需两端有明显差异，首先是发电侧高度异化。不同电源形式的一次能源形式、造价、时间价值、环境价值均有明显不同。比如我国占比最高的火电主要一次能源为煤炭，具有较高的碳排放，但与此同时却有很高的可调节性（相比于新能源），因此其时间价值并不明显。新能源没有碳排放，但新能源由于其发电量与自然因素（光照、风况）严格相关，会导致发电与用电不匹配，因而产生发电的时间价值。

但从用电侧的角度，电力是高度同质化的商品，不论火电、水电还是新能源，对于用户来说是统一的产品，对用户并没有本质区别，这与发电侧异质化产生了矛盾。在传统的电价体系下，不同电源的成本区别可以通过制定不同的核准电价加权平均后分配给用户，从而解决这种矛盾。但在新能源比例大幅上升的情况下，电力的时间价值很难通过传统的电价体系进行体现，一来限制了用电侧主动与发电侧匹配的动力，二来也制约了调节性电源的价值体现（调节性电源本质上是对不同时段的电能进行“转移”，如果电力时间价值不体现，调节性电源便没有体现其价值的途径）。

因此解决新能源消纳也需要底层机制进行支撑，即建立中长期+现货+辅助服务+容量电价+碳市场的综合性电力市场体系，从而让电力的时间价值、调节价值、支撑价值、环境价值得到充分的体现和区分，从而让不同电源共存并健康运行，从而共同促进新能源的消纳，进而提高清洁能源的比例。

综上，前文分析了目前三北地区消纳压力增大的主要原因，随着新能源装机量不断上升，加上我国调节资源缺乏、幅员辽阔等客观因素，弃电率上升是不可避免的，随着我国电力市场化工作逐步推进，装机量、弃电率、投资成本、电价等因素会互相制约，最终影响绿电运营商收益率，从而通过市场来自然调节。

但归根结底，新能源是一种几乎无边际成本的电源形式，提高消纳率会增加全社会福利（当然从消纳边际成本考虑也不宜无限提高消纳率）。新能源消纳出现问题的本质原因前文已经有分析：（1）本地电力需求不足；（2）电力系统调节资源不足；（3）电网建设滞后；（4）引导电力调节供需信号不明确。

回顾历史，我国新能源消纳形势一度非常严重。早期我国新能源主要以风电为主，从2010年开始就出现了较为严重的弃风情况，2012年弃风比例已高达16.8%，直至2017年（除2014年外）弃风比例均突破10%。后国家出台一系列措施才促使弃风比例快速下降，至2021年降至约3%。

2018年10月，为解决日益严重的新能源消纳问题，国家发改委、国家能源局印发《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》的通知，提出到2020年弃风率低于10%（力争控制在8%），最终完成目标。

本行动计划提出的举措较为全面且多数在当下仍有实际意义。除宏观层面的引导、规划以及落实责任主体等措施外，其余举措均针对我们前文分析的四大原因。理论层面和过往政策相结合，后续解决方案就非常明确。当然，由于我国目前新能源发展水平与2018年左右有比较明显的变化，产业发展阶段也有所不同，因此我们分析具体措施跟以往会略有不同。

2.提高本地电力需求电能替代、可再生能源制氢是主要方向

增加灵活性资源、增加电网建设，本质上都需要额外大量投资来解决消纳，如果能就地利用富裕电力，其成本更具优势。而且随着新能源制造端成本下降以及新能源部分时段集中发电的特征，局部地区、时段的电力成本有望大幅下降，从而能进一步促进电力需求提升。

立足当下，面对严峻的消纳形势，我们认为应重点关注绿电利用和电气化相关产业链。一方面，特高压外送通道建设需要时间；另一方面，扩大本省用电基础需重点从增量和存量两个维度寻找解决方案。开拓增量方面，开发绿电制氢/氨/甲醇项目、鼓励数据中心等高耗能产业发展是重点方向。利用存量方面，则需重点关注电能替代，例如工业领域电炉炼钢对传统高炉炼铁和转炉炼钢的替代，建筑部门利用电极锅炉+蓄热装置对传统燃煤供暖的替代。

2.1绿氢对电价敏感度较高产业链降本及消纳矛盾推动绿氢经济性持续增强

存量氢气需求超过3000万吨，绿氢渗透率仅1%。成本问题是当前阻碍绿氢大规模替代灰氢的根本原因。根据中国氢能联盟数据，2022年我国氢气表观消费量约3500万吨，下游主要领域包括合成氨（31%）、合成甲醇（26%）、石油化工及其他工业用途。仅考虑合成氨和合成甲醇领域，2022年氢气消耗量约2000万吨，简单测算绿氢在两个领域渗透率分别为3.6%和1.4%。考虑到绿氢在我国氢气产量中占比仅1%左右，绿氢在化工领域潜力十分广阔。

成本是阻碍绿氢对灰氢进行大规模替代的根本因素。灰氢方面，国内约50%以上的氢气来自于煤制氢，若以950元/吨的煤价计算，则煤制氢的总成本在13-15元/kg；绿氢方面，以当前主流的碱性电解槽为例，在工业电价0.4元/kWh的情况下，按照每年5000h利用小时数、单位电耗4.9kWh/Nm3、电解槽成本1400元/kW计算，电解水制氢价格在25元/kg左右。由于下游主要用户石化行业对氢气成本的承受力较低，因此价格是当前阻碍绿氢对灰氢进行大规模替代的根本因素。

电解水制氢的主要影响因素为电耗成本、年运行小时数、电解槽效率，其中电耗成本占绿氢成本的比例超过80%。仍然以当前主流碱性电解槽为例，2023年底招标价格已下降至1400元/kW左右，若电价为0.3元/kWh，在5000h年利用小时数、单位电耗4.9kWh/Nm3情况下，绿氢成本可下降至19元/kg左右，其中电耗成本占比达到86.5%，若电价下降至0.2元/kWh，相同假设下绿氢成本可下降至13.58元/kg，已接近平价区间。从绿氢降本的途径来看，重要性排名依次为：降低电价>提高利用小时数>电解槽降本。

利用富裕电力可有效降低制氢成本。目前宁夏、新疆、青海、甘肃、山东等省均将中午（宁夏、青海、甘肃均为9点到16点，新疆为13点-16点）定为谷时段，与光伏出力时段基本重合。此外甘肃在2024年中长期电力交易安排中也明确谷时段新能源电价不得高于燃煤标杆电价的50%（即不大于0.1539元/kWh），如果将光伏电量全部用于制氢，则绿氢价格可进一步下降至15元/kg左右。考虑到降低上网电量还可以同步降低输电线路投资、以及绿氢的环境价值，总体上来看绿电制氢的性价比还在进一步上升，因此绿氢是解决新能源消纳的重要手段之一。

风光组件价格下降带动度电成本下降，同时消纳矛盾下绿氢项目有望拿到更低电价，双重因素推动下绿氢经济性有望持续增强。根据国际可再生能源机构数据，2010年至2022年期间，全球光伏发电度电成本由0.42美元/kWh下降至0.05美元/kWh，累计下降88.1%，全球陆上风电和海上风电度电成本则下降至0.03美元/kWh和0.08美元/kWh，累计下降70.0%和57.9%。随着产能扩张及行业竞争进一步加剧，风光度电成本有望在组件价格下降趋势中进一步下降，绿氢项目有望拿到更低电价。离网制氢模式下，若按照0.15元/kWh测算，在电解槽年度利用小时5000小时情况下，绿氢制备成本可下降至约10.83元/kg，在氢气就地消纳场景下，不考虑储运问题，则该价格具备与煤制氢竞争的可能性。此外，随着风光装机比例的不断提升，部分新能源大省近2年新上的风光制绿氢/绿氨/甲醇项目数量明显增多。我们认为，受限于外送通道建设缓慢和本地需求不足问题，消纳矛盾将促使绿氢/绿氨/甲醇项目可以拿到更低电价，绿氢经济性进一步增强。

本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。