中國儲能網(wǎng)訊：2023年，在儲備項目多、投資和發(fā)電成本下降迅速等多重因素的共同作用下，我國風、光新能源再次實現(xiàn)了躍升發(fā)展。據(jù)統(tǒng)計，全年新增風電和光伏發(fā)電裝機容量約2.9億千瓦，同比增長133%，在新增裝機中占比超過80%；新能源全口徑發(fā)電量達到1.44萬億千瓦時，在全口徑發(fā)電量中占比達到15.5%，同比增長1.7個百分點。
裝機容量和發(fā)電量的快速增長，使電力系統(tǒng)消納波動性電源面臨更大的挑戰(zhàn)。展望2024年及未來幾年，新能源行業(yè)需要持續(xù)推進高質量發(fā)展，逐步實現(xiàn)對化石能源的安全可靠替代。
多因素共同推動裝機增長
結合近期形勢看，我國新能源發(fā)電裝機規(guī)模在2024年仍將保持較高水平。
首先，實現(xiàn)非化石能源2025年和2030年在一次能源消費中占比20%和25%的目標，需要風、光新能源作出更大貢獻。一方面，我國能源消費增長快于預期，2023年前三季度能源消費總量同比增長5.4%，按全年增速計算，2023年一次能源消費總量約為57億噸標準煤，已超過“十四五”初諸多機構對“十四五”末期的預期；另一方面，近三年來水電來水欠佳，呈現(xiàn)出裝機容量增加但電量不增反降的情況。如2023年水電新增裝機容量為758萬千瓦，但發(fā)電量同比下降5.6%，減少674億千瓦時。鑒于上述一升一降的態(tài)勢，要實現(xiàn)“到2025年，非化石能源消費比重提高到20%左右”的目標，就需要其他清潔能源補齊“缺口”，風、光新能源是補齊“缺口”的主力。
其次，在落實能耗雙控轉向碳排放雙控的過程中，需要風、光新能源發(fā)揮更大的作用。根據(jù)《〈中華人民共和國國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和2035年遠景目標綱要〉實施中期評估報告》，20項指標中有4項完成情況滯后預期，其中包括“單位GDP能源消耗降低和單位GDP二氧化碳排放降低”。破解途徑之一是落實可再生能源消費不納入能源消費總量和強度控制，切實持續(xù)增加新能源供給，加快實施可再生能源替代行動，可以提高綠色低碳能源消費，支持產業(yè)和經(jīng)濟高質量發(fā)展。
再次，應對氣候變化，促進經(jīng)濟綠色發(fā)展，推動可再生能源發(fā)展已成為全球共識。作為《聯(lián)合國氣候變化框架公約》首批締約方之一，我國大力發(fā)展新能源，展現(xiàn)了應對氣候變化的大國擔當。2023年11月，中美兩國發(fā)布《關于加強合作應對氣候危機的陽光之鄉(xiāng)聲明》提出“爭取到2030年全球可再生能源裝機增至三倍”目標，同年12月舉行的《聯(lián)合國氣候變化框架公約》第二十八次締約方大會提出“支持三倍可再生能源裝機的目標”，風、光新能源將是落實上述目標的重要抓手。
四是實現(xiàn)新能源制造業(yè)穩(wěn)步健康發(fā)展需要市場的支撐。光伏電池作為我國出口“新三樣”（2023年電動汽車、鋰電池、光伏電池合計出口1.06萬億元）之一，在全球制造業(yè)擁有優(yōu)勢地位；風電機組價格低于歐美本地機組一半以上，2023年出口機組數(shù)量大幅增長。但由于競爭激烈，近一年來光伏產業(yè)主要環(huán)節(jié)產品價格腰斬，風電機組價格在低位波動，制造業(yè)進入新的整合期，穩(wěn)定的國內市場可對新能源制造業(yè)起到“壓艙石”作用。
年內新能源裝機或將超預計目標
在不久前召開的2024年全國能源工作會議上，國家能源局提出了“2024年，全國風電光伏新增裝機2億千瓦左右”的目標。對比2023年的新增裝機目標，2024年的目標增加了25%，但考慮新能源項目前期儲備情況及發(fā)展慣性，新能源2024年的新增裝機容量或將超過這一目標，并有望達到與2023年實際新增容量相當?shù)囊?guī)模。
2023年年底，第一批“沙戈荒”大基地項目集中并網(wǎng)，預計2024年第二批和第三批部分項目建成。大基地新增并網(wǎng)裝機容量同比或有所下降。除了風電和光伏發(fā)電外，根據(jù)項目建設規(guī)劃和進展，“十四五”初安排的大基地配套長時儲熱型太陽能光熱電站將在2024年陸續(xù)并網(wǎng)，在大基地新能源消納、提供轉動慣量和調節(jié)能力、提升外送電力清潔能源占比等方面將發(fā)揮作用。
2023年，戶用分布式和工商業(yè)分布式新增裝機容量均接近5000萬千瓦，在新增裝機中占比均超過20%。但目前，配電網(wǎng)臺區(qū)與線路的承載能力達到飽和、沒有并網(wǎng)接入容量的問題在越來越多地區(qū)顯現(xiàn)，尤其是380伏接網(wǎng)的戶用光伏接入矛盾突出。根據(jù)國家能源局提出的開展分布式光伏接入電網(wǎng)承載力及提升措施評估試點工作要求，近期多個省份發(fā)布了承載力報告，按季度公布可接入容量及建立紅黃綠區(qū)域標記的預警機制。分布式光伏要持續(xù)發(fā)展，必須破解并網(wǎng)消納難題，暫停備案和暫停接入等“一刀切”做法不可取。建議對于戶用光伏達到較高比例的區(qū)域，及時調整開發(fā)和商業(yè)模式；對于集中匯流開發(fā)電站，提高配電側接入電壓等級并將其類同工商業(yè)電站進行管理。同時持續(xù)推動解決電網(wǎng)承載力問題，電網(wǎng)公司可根據(jù)戶用光伏、工商業(yè)分布式光伏接入等有源配電網(wǎng)需要，加大配電網(wǎng)改造升級力度。
總體看，2024年分布式光伏仍將保持較高的裝機規(guī)模。戶用光伏市場主要區(qū)域將繼續(xù)變化，之前非主流市場但在380伏低壓側有接入空間的東中部和南方地區(qū)將是企業(yè)開發(fā)戶用光伏的重點，并且可能出現(xiàn)搶裝態(tài)勢。集中匯流模式戶用光伏和其他工商業(yè)光伏市場的分布則取決于各省份電力市場情況，尤其是各地分時電價政策調整帶來的影響。2023年的風電新增裝機容量較上年幾乎翻倍，為歷史新高。同時，風電機組價格也漸趨穩(wěn)定，制造業(yè)逐步轉入良性軌道。按照近期風機價格、風電場初始投資水平和貸款條件測算，在不配置電化學儲能、無地方產業(yè)配套等成本的情況下，各地風電的平準化成本（折現(xiàn)率為5%）和綜合度電收益需求（資本金合理收益率為6%）兩項指標，“三北”地區(qū)分別約為0.13元/千瓦時和0.16元/千瓦時，東中部和南方地區(qū)分別約為0.26元/千瓦時和0.33元/千瓦時，近海風電分別約為0.3元/千瓦時和0.37元/千瓦時。也就是說，風電不但可以低價上網(wǎng)，而且由于可以24小時出力，在光伏裝機占比高的區(qū)域參與電力市場相對有優(yōu)勢，越是光伏發(fā)展規(guī)模大的地區(qū)，應增加更多風電，以發(fā)揮風光互補的優(yōu)勢。
近年來，風電開展前期工作的項目規(guī)模較大，如2022年和2023年前10個月，約1.4億千瓦和0.9億千瓦的風電項目獲得核準。這些項目中的大基地項目主要是落實外送消納和滿足本地負荷，其中的分散式風電項目主要是利用了農村地區(qū)田間地頭零散土地資源。下一步，應盡快推進千鄉(xiāng)萬村馭風行動，落實村集體依法利用存量集體土地通過作價入股、收益共享等機制，建立分散式風電利用的商業(yè)模式。根據(jù)《國家能源局關于組織開展可再生能源發(fā)展試點示范的通知》，我國將開展深遠海風電技術示范，通過建設單體規(guī)模不低于100萬千瓦的深遠海海上風電平價示范，以推進降低工程造價、提升經(jīng)濟性和實現(xiàn)無補貼平價上網(wǎng)等目標。預計近期陸上大型風電、近海風電將穩(wěn)步發(fā)展，分散式風電和深遠海風電將形成一定增量，風電業(yè)內預期“十四五”末風電累計裝機容量有望達到6億千瓦。
從政策、市場、規(guī)劃等多角度加強消納
提升新能源發(fā)電的安全可靠替代水平，消納是重點。2024年，除了繼續(xù)落實可再生能源電力消納責任權重和可再生能源不納入能耗雙控考核外，行業(yè)需要利用市場化手段，促進靈活性調峰和儲能電源的建設和應用。
2023年，我國新能源市場化交易電量占新能源發(fā)電量比例達到47.3%，占全部市場化交易電量比例12.0%，其中，參與交易的主體是集中式新能源生產的電量，分布式新能源參與市場的項目和電量很少。《國家發(fā)展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于進一步加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2023〕813號）要求，按照2030年新能源全面參與市場交易的時間節(jié)點，加快放開各類電源參與電力現(xiàn)貨市場，分布式新能源裝機占比較高的地區(qū)，推動分布式新能源上網(wǎng)電量參與市場，暫未參與的新能源發(fā)電主體，視為價格接受者參與電力現(xiàn)貨市場出清，可按原有價格機制進行結算，并公平承擔相應的不平衡費用。因此，2024年新能源參與電力市場的電量和比例都將顯著增加。
中長期市場方面，2024年的政策主要是要求中長期合同簽約電量不低于上一年度上網(wǎng)電量的90%，燃煤企業(yè)不低于80%，用電側的簽約比例不低于上一年度的80%，保障全年電力中長期合同簽約電量不低于上一年度用電量的90%?？梢钥闯?，中長期市場對交易電量的比例要求在下降，但如果對新能源參與中長期市場繼續(xù)有曲線偏差，則無法發(fā)揮降低中長期交易電量、增加現(xiàn)貨交易的作用。因此，2024年政策提出鼓勵煤電與新能源聯(lián)營參與市場，意在聯(lián)合調節(jié)性電源與用戶簽訂電力中長期合同，推動消納責任權重向用戶側傳導。此外，除了10多個省份實施用戶側分時電價外，2024年甘肅等省份在上網(wǎng)側也實施分時電價，分時電價將影響新能源項目開發(fā)建設規(guī)模和布局。
對于分布式光伏，應通過市場化手段推進就近消納，如結合農村能源革命試點、電動汽車下鄉(xiāng)等，在更多地區(qū)和場景下提升戶用光伏自發(fā)自用的比例；完善分時電價政策，促進各類分布式光伏與電化學儲能的合理配置；探索通過虛擬電廠等聚合方式推進分布式光伏參與市場交易等。
無論是集中式還是分布式，風、光新能源持續(xù)規(guī)模發(fā)展的兩大制約因素是消納和可利用土地（場地）。我國在“十二五”和“十三五”期間開展過風能資源普查和太陽能資源調查，中國氣象局發(fā)布了中國太陽能資源圖譜和全國風能評價成果，側重于摸清風光資源分布和特征。隨著新能源項目數(shù)量增加和運行經(jīng)驗豐富，我國將在2024年啟動新一輪資源普查，疊加生態(tài)、土地和場地可利用性、電網(wǎng)分布和容量特征、消納條件等更多圖譜，以對規(guī)劃和開發(fā)選址提供基礎依據(jù)和支撐。
