摘要

電力系統(tǒng)消納能力已成為影響新能源發(fā)展節(jié)奏的一大主線。

歐洲：歐洲電源靈活性、電網(wǎng)運行穩(wěn)定性基礎(chǔ)較好，時段性電力供過于求是其當(dāng)前面臨的主要消納問題。以德國為代表的歐洲國家傳統(tǒng)電源退出計劃逐步明確，為新能源市場提供了新增發(fā)展空間。在釋放的空間中，分布式收益端有一定保障且并網(wǎng)流程簡單，滲透消納前景向好。

美國：美國新能源消納的主要瓶頸在于跨區(qū)輸電能力不足，電網(wǎng)堵塞導(dǎo)致新能源棄電。同時并網(wǎng)流程復(fù)雜，當(dāng)前并網(wǎng)周期長達5年。為加快新能源并網(wǎng)與廣域消納，美國開始推進新能源及輸電線路審批簡化政策，但部分政策仍在提案階段，優(yōu)化進展需要進一步觀察。

中國：中國電力系統(tǒng)源網(wǎng)荷儲靈活性條件均在改善，我們通過電力電量平衡測算2024、25年新能源年均可消納規(guī)模225GW左右，若允許5%/10%棄電，可消納量達240/260GW左右，總量上仍可維持較高裝機水平。但結(jié)構(gòu)性消納矛盾或?qū)⒓又?，送端地區(qū)新能源裝機規(guī)劃與跨區(qū)輸電線路、配套電源出現(xiàn)時序錯配概率較大，棄電水平或階段性提升。

風(fēng)險

電力系統(tǒng)靈活性建設(shè)不及預(yù)期，政策推進不及預(yù)期，美國降息不及預(yù)期。

正文

如何理解電力系統(tǒng)對新能源的消納空間

近期，新能源快速滲透的幾個主要國家/地區(qū)均開始面臨電力系統(tǒng)對新能源消納能力不足的問題，如歐美缺少輸電容量導(dǎo)致新能源并網(wǎng)排隊[1]，頻繁出現(xiàn)負(fù)電價[2]；美國部分滲透率較高地區(qū)午間新能源供過于求問題突出，出現(xiàn)凈負(fù)荷“鴨子曲線”及大規(guī)模棄電[3]；國內(nèi)部分地區(qū)因配網(wǎng)運行穩(wěn)定性問題提示分布式光伏承載能力不足[4]等。

如何理解電力系統(tǒng)消納能力，消納能力不足是否會影響新能源未來增速？歐洲、美國、中國等新能源快速發(fā)展地區(qū)消納基礎(chǔ)和未來幾年滲透消納前景如何？本篇中，我們從靈活性、供需關(guān)系、運行穩(wěn)定性三個維度理解電力系統(tǒng)消納能力，并通過分析歐洲、美國、中國市場關(guān)鍵影響因素的邊際變化研判新能源發(fā)展趨勢及消納空間。

消納空間分析框架

電力系統(tǒng)對新能源的消納能力存在供需關(guān)系、靈活性、安全穩(wěn)定運行要求三重限制邊界。

供需關(guān)系是決定消納能力的底線。用電需求增量一定程度上決定了電力系統(tǒng)需要新增新能源供給的體量。雖然可以通過降低常規(guī)機組出力讓出新能源供給空間，但由此帶來的系統(tǒng)成本也存在一定疏導(dǎo)瓶頸；

靈活性不足可能導(dǎo)致系統(tǒng)消納新能源容量的能力更低。為了實現(xiàn)負(fù)荷低谷時段的電力平衡，系統(tǒng)需要足夠的靈活性實現(xiàn)上下調(diào)節(jié)，但靈活性能力存在邊界，這決定了一定電網(wǎng)范圍內(nèi)新能源消納存在限制。很多情況下，就算電量供需能夠平衡，但靈活性不足可能導(dǎo)致消納能力更低；

消納空間還受到電網(wǎng)運行穩(wěn)定性要求限制。大規(guī)模新能源接入還可能導(dǎo)致系統(tǒng)轉(zhuǎn)動慣量不足，電壓、頻率穩(wěn)定性降低，或反向送電帶來線路設(shè)備過載等。這些問題的嚴(yán)重程度與接入規(guī)模、接入位置、電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)及設(shè)備基礎(chǔ)等因素相關(guān)，是更加復(fù)雜的運行層面問題。若電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和設(shè)備基礎(chǔ)強，運行穩(wěn)定性問題不會成為比供需關(guān)系和靈活性更苛刻的限制因素，但若電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和設(shè)備基礎(chǔ)較弱，穩(wěn)定性問題可能成為消納的第一個瓶頸。

圖表1：電力系統(tǒng)對新能源消納能力分析框架

資料來源：中金公司研究部

供需關(guān)系邊界

從電量平衡視角出發(fā)，在常規(guī)機組裝機容量不增不減的情況下，每年用電增量是新能源發(fā)電增量的天花板，若不大規(guī)模棄電，新增新能源裝機體量也隨之大致確定。實際情況下，用電增量無法全部由新能源發(fā)電提供，隨著用電量增加、最大負(fù)荷水平提升，需要增加更多支撐電源（常規(guī)電源）容量保證系統(tǒng)充裕性，常規(guī)電源發(fā)電增量即可滿足部分用電增量，因此僅部分用電增量由新能源發(fā)電增量滿足。若支撐性電源備而不用，僅在高峰時段提供短時支撐，那么將大幅推高系統(tǒng)成本，使得消納代價過高。

靈活性邊界

從電力平衡視角出發(fā)，靈活性是電源、電網(wǎng)、負(fù)荷、儲能等主體協(xié)同配合維持電力平衡的能力。為了實現(xiàn)負(fù)荷高峰時段電力平衡，系統(tǒng)需要供給側(cè)提供向上的靈活性和需求側(cè)提供向下的靈活性，負(fù)荷峰段靈活性主要決定系統(tǒng)充裕性和保供能力；而為了實現(xiàn)負(fù)荷低谷時段的電力平衡，系統(tǒng)需要供給側(cè)提供向下靈活性和需求側(cè)提供向上靈活性，負(fù)荷谷段靈活性水平?jīng)Q定系統(tǒng)對新能源的消納能力。

凈負(fù)荷曲線與消納空間的關(guān)系：業(yè)內(nèi)一般通過凈負(fù)荷曲線（負(fù)荷-新能源出力）觀察消納空間，凈負(fù)荷曲線最低點與常規(guī)電源最小技術(shù)出力的差值決定剩余消納空間。光伏出力在午間出力達到峰值，故光伏滲透率較高地區(qū)凈負(fù)荷低點在午間前后，午間時段的供需情況決定消納能力。不同區(qū)域和時段的風(fēng)電出力特性差異更大，但多數(shù)地區(qū)風(fēng)電出力在夜間達到峰值，夜間時段供需情況決定其消納能力。

新能源消納空間與裝機容量的關(guān)系：從概率分布來看，風(fēng)電、光伏出力多數(shù)時間遠(yuǎn)小于其裝機容量，典型地區(qū)風(fēng)電80%時間段出力小于其裝機容量的0.5倍，光伏80%時間段出力小于其裝機容量的0.6倍。因此，一定的消納空間下可允許更多裝機容量接入系統(tǒng)，光伏允許裝機容量一般可按消納空間/0.6考慮，風(fēng)電允許裝機容量一般可按消納空間/0.5考慮。

圖表2：電力供需平衡及靈活性需求示意圖

注：橫軸為日內(nèi)時刻 資料來源：中金公司研究部

圖表3：凈負(fù)荷曲線與新能源消納空間示意圖

注：光伏、風(fēng)電典型出力曲線參考《新能源消納關(guān)鍵因素分析及解決措施研究》等文獻，橫軸為日內(nèi)時刻；圖中示意僅有光伏或風(fēng)電出力的凈負(fù)荷曲線，凈負(fù)荷=負(fù)荷-光伏或風(fēng)電出力；實際情況下，午間風(fēng)電、光伏共同出力，凈負(fù)荷=負(fù)荷-光伏出力-風(fēng)電出力，風(fēng)電及光伏共享凈負(fù)荷與常規(guī)機組最小技術(shù)出力間的剩余消納空間。 資料來源：《新能源消納關(guān)鍵因素分析及解決措施研究》（舒印彪等，2017），《考慮“源網(wǎng)荷”三方利益的主動配電網(wǎng)協(xié)調(diào)規(guī)劃》（李逐云等，2017），中金公司研究部

電源、電網(wǎng)、負(fù)荷、儲能側(cè)邊際變化對系統(tǒng)靈活性和消納空間有不同的影響機制，具體來看：

電源：煤電、氣電、核電等常規(guī)電源最小出力存在技術(shù)限制，靈活性改造前/改造后的煤電調(diào)節(jié)范圍為額定容量的50%~100%/30%~100%，氣電調(diào)節(jié)范圍為額定容量的20%~100%。因此，常規(guī)機組最小技術(shù)出力=靈活性改造前煤電容量*50%+靈活性改造后的煤電容量*30%+氣電容量*20%+核電容量。新增常規(guī)電源裝機容量抬升系統(tǒng)最小技術(shù)出力，新增10GW核電/煤電/氣電最小技術(shù)出力增加10GW/3GW/2GW，壓縮消納空間；進行存量煤電靈活性改造及新增電源側(cè)儲能均可壓低最小技術(shù)出力，釋放消納空間。對存量10GW煤電進行靈活性改造，最小技術(shù)出力降低2GW，消納空間增加2GW，電源側(cè)儲能增加10GW，消納空間增加10GW。

負(fù)荷及儲能：負(fù)荷特性主要從兩個渠道影響系統(tǒng)靈活性及新能源消納能力。一方面，電力系統(tǒng)規(guī)劃時支撐電源需要與最大負(fù)荷增長同步以保證充裕性，若最大負(fù)荷增速過快，常規(guī)電源裝機量需要匹配增加，這可能提升系統(tǒng)最小技術(shù)出力，壓縮消納空間；另一方面，最小負(fù)荷過低使得凈負(fù)荷曲線低點降低，同樣影響新能源消納空間。因此，峰谷差率大的系統(tǒng)新能源消納更加困難，需要負(fù)荷側(cè)主動提供更多靈活性，通過需求側(cè)響應(yīng)降低高峰負(fù)荷或提升低谷負(fù)荷，才能保證一定的新能源消納水平。表后儲能發(fā)揮的作用類似，其充放電循環(huán)可雙向降低峰谷差。

電網(wǎng)：與電源、負(fù)荷、儲能在時間維度上助力新能源消納不同，電網(wǎng)主要是在空間維度上促進消納，即本地負(fù)荷不足時，通過輸配電線路匹配異地負(fù)荷。特高壓直流線路幫助集中式新能源遠(yuǎn)距離匹配負(fù)荷，由于直流一般單向運行，主要擴大送端地區(qū)的消納能力，釋放的消納空間大小與電源配置相關(guān)，當(dāng)前大基地項目的典型配置為8GW光伏+4GW風(fēng)電+4GW火電+2.5GW*2h儲能，容量為8GW的特高壓直流線路容量可消納12GW新能源。交流輸電線路可實現(xiàn)雙向互濟，對于線路兩端消納能力均有提升，但最終互濟水平及釋放的消納空間還取決于線路兩端發(fā)電和負(fù)荷特性的互補性。

圖表4：源網(wǎng)荷儲靈活性邊際變化對新能源消納空間及裝機容量的影響示意

注：消納空間增量=最低負(fù)荷增量-最小技術(shù)出力增量；按光伏可消納容量=消納空間/0.6，風(fēng)電可消納容量=消納空間/0.5測算 資料來源：中金公司研究部

安全穩(wěn)定運行邊界

新能源消納能力還受到電網(wǎng)運行穩(wěn)定性要求限制，集中式和分布式由于接入位置與送電模式不同，面臨的穩(wěn)定性限制也有所差異。對于集中式，大規(guī)模接入可能導(dǎo)致系統(tǒng)轉(zhuǎn)動慣量不足，電壓、頻率穩(wěn)定性降低；對于分布式，大規(guī)模接入反向送電可能會帶來線路設(shè)備過載、電壓抬升、電能質(zhì)量降低等問題，各維度問題的短板決定消納上限。

設(shè)備過載與熱穩(wěn)定：在分布式滲透率過高的配網(wǎng)區(qū)域內(nèi)，分布式光伏出力高于用電負(fù)荷，上級（中壓）甚至上上級（高壓）變壓器和線路會出現(xiàn)反向潮流。傳統(tǒng)配網(wǎng)設(shè)計主要依據(jù)區(qū)域內(nèi)負(fù)荷水平確定變壓器容量，220kV變壓器負(fù)載率~60%，即220kV變壓器容量約為當(dāng)?shù)刎?fù)荷的1.7倍，并未考慮分布式光伏大規(guī)模接入情景。過多的分布式并網(wǎng)可能導(dǎo)致反送功率超過變壓器容量，導(dǎo)致線路和設(shè)備過載，熱穩(wěn)定性出現(xiàn)問題，這也是目前影響分布式光伏消納能力的主要因素。

電壓抬升：分布式光伏接入導(dǎo)致的節(jié)點電壓偏差量除了與其并網(wǎng)容量相關(guān)，還與其接入點位置和阻抗值相關(guān)。一般來說，分布式光伏容量越大，導(dǎo)致的電壓偏差量越大；接入點越靠近配網(wǎng)末端，導(dǎo)致的電壓偏差也越大。配電網(wǎng)調(diào)壓能力不足時，節(jié)點電壓偏差過高直接影響供電安全性和可靠性，嚴(yán)重時可能導(dǎo)致電源脫網(wǎng)。因此，配電網(wǎng)各節(jié)點允許的電壓偏差范圍限制了分布式光伏的接入容量和接入位置。此外，還有損耗、電能質(zhì)量、三相不平衡電壓等問題，這些問題的短板決定消納的穩(wěn)定性邊界。

分布式光伏接入帶來的電網(wǎng)穩(wěn)定性問題并非不能解決。對于電壓抬升問題，網(wǎng)側(cè)可以通過增加無功補償裝置、逆變器功率因數(shù)控制、有載調(diào)壓變壓器抽頭調(diào)整等快速調(diào)節(jié)系統(tǒng)電壓水平；對于設(shè)備線路過載問題，可以通過擴容提高耐受能力。分布式發(fā)電側(cè)如果具備足夠的調(diào)節(jié)能力，如增加控制設(shè)備、儲能等限制反送功率水平，也可以釋放一定消納空間。

圖表5：分布式新能源接入后造成電網(wǎng)功率反送、過載、電壓越限等穩(wěn)定性問題

資料來源：《配電網(wǎng)分布式電源接納能力評估方法與提升技術(shù)研究綜述》（董逸超等，2019）, 中金公司研究部

消納飽和的癥狀

新能源消納飽和的癥狀主要包括出現(xiàn)大規(guī)模棄電及階段性負(fù)電價兩類。

棄電：當(dāng)新能源出力+常規(guī)機組最小技術(shù)出力大于負(fù)荷時，棄風(fēng)棄光才能維持電力平衡，新能源出力過剩時段增加，棄電率提升，消納能力逐步飽和。各國棄電率與滲透率相關(guān)性有所差異，體現(xiàn)出供需關(guān)系、靈活性水平和電網(wǎng)運行基礎(chǔ)的差異，例如消納能力較弱的愛爾蘭在新能源滲透率達到30%時棄電率達7%左右，消納能力較強的西班牙棄電率不到1%。

負(fù)電價：電力市場按優(yōu)先次序出清，用電需求先由邊際成本最低的電源滿足，不能滿足需求時才會使用邊際成本較高的電源。新能源可變成本無限趨近于零，當(dāng)某一階段其發(fā)電量能滿足全部的用電需求時，會降低市場出清價格。此外，由于可再生能源往往收到其他機制補償，為保證發(fā)電量可能報負(fù)電價，造成批發(fā)電價階段性為負(fù)。負(fù)電價出現(xiàn)頻率越高，代表供過于求更加普遍，消納趨近飽和。據(jù)IEA，美國加州負(fù)電價小時數(shù)從2019年全年約150小時，大幅增長至2023年上半年的300小時，南澳2023年上半年負(fù)電價小時數(shù)達到近900小時。

歐洲：傳統(tǒng)電源退出釋放消納空間，短期內(nèi)分布式滲透消納前景更優(yōu)

歐洲電源和跨區(qū)輸電靈活性基礎(chǔ)較好，消納上限高

電源：歐洲國家電源側(cè)靈活性基礎(chǔ)普遍較好，決定了其消納上限較高。歐洲國家常規(guī)電源中，靈活性的氣電比例高，且煤電經(jīng)過改造深度調(diào)節(jié)能力較強，最小技術(shù)出力較低。我們測算，德國、意大利、西班牙典型日最低負(fù)荷與常規(guī)機組最小技術(shù)出力比值在1.5左右，中國、美國該比值在1.1~1.2左右，相比而言歐洲電源側(cè)靈活性基礎(chǔ)更好。

電網(wǎng)：歐洲跨國互濟能力及市場化交易機制完備。歐洲國家間互聯(lián)互濟能力基礎(chǔ)較強且仍在積極布局。據(jù)ENTSO-E十年電網(wǎng)發(fā)展計劃（TYNDP 2022）統(tǒng)計，歐盟2022年跨國輸電能力93GW，報告中預(yù)計2023-25年在建項目可貢獻容量增加23GW至116GW。中遠(yuǎn)期看，歐盟要求2030年各成員國跨國輸電能力達到本國裝機容量的15%，ENTSO-E測算歐盟2025-30年或?qū)⒃僭黾?4GW跨國輸電容量。

以德國為例，目前德國與鄰國間通過交流、直流輸電線路密集連接，互濟容量接近30GW，占其本國裝機容量的~13%，2023年夏季電力供應(yīng)緊缺時期進口負(fù)荷占其用電負(fù)荷的近20%，春季電力供應(yīng)寬松時期出口負(fù)荷占用電負(fù)荷的17%左右，其互濟能力在用電高峰時段保證充裕性、低谷促進新能源消納。除互聯(lián)互通的基礎(chǔ)設(shè)施外，歐洲統(tǒng)一電力市場機制也提升了跨區(qū)互濟的效率。

圖表6：歐洲國家間跨國輸電聯(lián)絡(luò)情況及ENTSO-E對未來跨國容量需求的測算

資料來源：ENTSO-E，中金公司研究部

新能源并網(wǎng)運行穩(wěn)定性要求高，高電價消化系統(tǒng)成本

歐洲對新能源接入電網(wǎng)后的穩(wěn)定性技術(shù)要求明確。歐洲要求新能源并網(wǎng)后具備一定電壓、頻率調(diào)節(jié)能力。對于分布式，德國并網(wǎng)技術(shù)要求最高，要求分布式低壓端接入也具備調(diào)峰能力，需要配套安裝 “三遙”（遙測、遙信、遙控）控制設(shè)備，此外還要求余電上網(wǎng)容量不能超過分布式裝機容量的70%，達到70%逆變器自動控制棄電[5]，反送上限和可調(diào)峰能力共同保證了德國配網(wǎng)反送電問題可控。在解決電壓穩(wěn)定、設(shè)備線路過載問題方面，德國電網(wǎng)公司采用了電網(wǎng)擴容、升級配變?yōu)橛休d調(diào)壓變壓器、增加無功補償設(shè)備等多種方式進行改造。

圖表7：德國分布式光伏并網(wǎng)的升級改造措施

資料來源：《The German experience with integrating photovoltaic systems into the low-voltage grids》（Benjamin Bayer等，2017），中金公司研究部

高電價可一定程度消化分布式開發(fā)配套的升級改造成本。加裝三遙等配網(wǎng)自動化改造成本高，且調(diào)峰還存在上網(wǎng)電量減少的問題，近幾年德國每年調(diào)峰棄電量在60億千瓦時左右，調(diào)峰棄電量占新能源發(fā)電量的4%左右，分布式調(diào)峰棄電率可能更高，但較高的終端電價可消化額外成本和收益小幅降低。燃料價格正常時期，德國居民終端電價中批發(fā)電價占比僅25%左右，氣價高企的2022年下半年批發(fā)電價占比50%左右，這意味著分布式光伏自發(fā)自用部分節(jié)省電價是集中式發(fā)電收益的2~4倍，高終端電價可消化改造成本和調(diào)峰損失。

歐洲其他國家如意大利、法國等配網(wǎng)強度及自動化水平不及德國，存在部分低壓端分布式不可控問題，但整體上配網(wǎng)自動化和線路設(shè)備冗余容量處于較高水平，對分布式消納基礎(chǔ)較好，穩(wěn)定性問題暫不突出。

電力需求相對穩(wěn)定，高滲透地區(qū)面臨供過于求問題

新能源大發(fā)時段電力供過于求問題突出，負(fù)電價頻繁出現(xiàn)。歐洲電力需求穩(wěn)定，能源危機后需求還有小幅降低，新能源加速滲透導(dǎo)致午間等新能源大發(fā)時段供過于求問題突出。據(jù)EnAppSys，2023年芬蘭、瑞典、挪威、荷蘭、德國在全年日前交易中均出現(xiàn)300次以上日前負(fù)電價，其中挪威、瑞典、丹麥等北歐國家主要是由于水電季節(jié)性出力較高且水電有綠電認(rèn)證補貼，芬蘭由于新投運核電提升區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)的常規(guī)機組最小技術(shù)出力、靈活性降低，處于歐洲大陸偏邊緣的國家如法國、波蘭等主要是由于跨區(qū)輸電能力不足。其余大部分地區(qū)如德國、意大利、比利時、荷蘭、英國等均因為風(fēng)電/光伏供過于求造成負(fù)電價。

圖表8：2023年歐洲主要電網(wǎng)區(qū)域負(fù)電價出現(xiàn)頻次及主要原因

資料來源：EnAppSys，中金公司研究部

歐洲新能源滲透消納的邊際變化及趨勢展望

未來幾年傳統(tǒng)電源退出計劃明確，再次釋放消納空間

為解決結(jié)構(gòu)性電力供過于求，歐洲推進傳統(tǒng)電源退出計劃，為新能源釋放消納空間。根據(jù)歐盟規(guī)劃，至2030年新能源在能源結(jié)構(gòu)中的比重將從當(dāng)前的22%左右提升至42.5%~45%，為實現(xiàn)新能源份額增加，各國積極推進傳統(tǒng)能源退出計劃。

德國從能源危機逐步緩和后開始規(guī)模退核、退煤。2023年下半年德國從電力凈出口國轉(zhuǎn)為凈進口國，下半年凈進口電力流月度均值達到4GW，本地電力供應(yīng)過剩問題開始好轉(zhuǎn)。長期看，德國通過競價補償方式鼓勵煤電退出且有明確退出時間表，根據(jù)德國監(jiān)管機構(gòu)Bundesnetzagentur披露的裝機退出計劃，2024年一年內(nèi)退出煤電容量~9.5GW，退煤減少發(fā)電量相當(dāng)于釋放了光伏或風(fēng)電裝機空間40GW/20GW。

消納空間逐步釋放使得德國新能源發(fā)展或迎來新一輪加速。其分布式光伏上網(wǎng)電價在多年退坡后重新提升，并以更高電價鼓勵全額上網(wǎng)模式，10kW內(nèi)的分布式發(fā)電系統(tǒng)若采用自發(fā)自用、余電上網(wǎng)模式，上網(wǎng)電價為8.6歐元/MWh，全額上網(wǎng)模式下電價為13.4歐元/MWh，同時取消了前期反送功率不超過額定容量70%的限制。

圖表9：德國提高分布式光伏上網(wǎng)電價，鼓勵全額上網(wǎng)模式

資料來源：德國經(jīng)濟事務(wù)部，F(xiàn)raunhofer ISE, 中金公司研究部

分布式收益端一定程度受保護，短期看滲透消納空間較大

歐洲分布式收益端市場風(fēng)險暴露度較低、受并網(wǎng)流程制約小，未來幾年滲透消納空間較大。

收益方面，歐洲集中式新能源發(fā)電部分通過參與電力市場交易獲取收益，部分通過與政府/終端用戶簽署差價合約（CfD）、購電協(xié)議（PPA）鎖定長期較穩(wěn)定電價。隨著滲透率提升，歐洲新能源參與電力市場交易電價端蠶食效應(yīng)顯現(xiàn)，德國、西班牙的光伏電價較基荷電價的折價率由2021年的月度平均5%左右快速增長至2023年的20%左右。參與差價合約及購電協(xié)議的裝機不完全暴露在電力市場中，但定價仍以批發(fā)電價為錨，也略有降低趨勢。

圖表10：光伏參與電力市場交易平均電價較基荷電價溢價/折價情況

資料來源：BloombergNEF，中金公司研究部

分布式不直接參與電力市場交易，收益受一定保護。分布式新能源單體體量小、交易成本高，在絕大多數(shù)地區(qū)都未進入電力批發(fā)市場直接交易。歐洲國家分布式光伏發(fā)電的價格機制主要有固定電價（FiT）、凈計量（Net Metering）、凈計費（Net Billing）三種，固定電價機制下，分布式發(fā)電上網(wǎng)部分獲取固定電價回報，德國、奧地利、法國等采用該機制；凈計量機制下，用戶在發(fā)電高峰時段向電網(wǎng)輸出電量和用電高峰時段從電網(wǎng)獲取電量可以相互抵扣，利用電網(wǎng)資源儲能調(diào)峰，凈上網(wǎng)部分還可獲得居民/工商業(yè)終端電價收益，相當(dāng)于發(fā)電部分在批發(fā)電價基礎(chǔ)上多收益了過網(wǎng)費和稅費；凈計費機制下，凈上網(wǎng)部分電價設(shè)置比居民/工商業(yè)終端電價低，一般與批發(fā)電價水平相近，相當(dāng)于少獲益過網(wǎng)費。三種模式都有固定收益規(guī)則，隨市場波動折價影響小，且凈計量電價遠(yuǎn)高于批發(fā)電價，收益更加穩(wěn)定有保障。

圖表11：歐洲分布式光伏電價機制

注：各國分布式光伏累計裝機容量統(tǒng)計截至2022年，終端電價為2023 2H平均水平。 資料來源：Eurostat，歐洲能源監(jiān)管合作署ACER，Bloomberg，中金公司研究部

并網(wǎng)方面，歐洲部分國家集中式核準(zhǔn)并網(wǎng)流程較長，德國、西班牙、法國流程周期需1-3年，英國、意大利周期長達5年以上。核準(zhǔn)并網(wǎng)流程復(fù)雜導(dǎo)致部分國家新能源開發(fā)排隊問題突出，英國、意大利、西班牙排隊容量達到500GW以上，為其累計裝機容量的2倍。

相較而言，分布式新能源開發(fā)并網(wǎng)流程相對精簡，小容量系統(tǒng)免審批。以德國為例，30kW以下的戶用分布式系統(tǒng)適用簡化的并網(wǎng)程序，對于商業(yè)分布式系統(tǒng)，上網(wǎng)容量達到270kW或裝機容量達到500kW才需要獲得許可。我們認(rèn)為，電網(wǎng)投資加速、并網(wǎng)流程精簡對中長期新能源消納將有顯著促進作用，但考慮基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)及政策落實周期較長，短期內(nèi)分布式滲透消納前景或更優(yōu)。

圖表12：歐洲主要國家并網(wǎng)限制因素、排隊情況及并網(wǎng)流程示意

注：排隊裝機容量統(tǒng)計截至2022年底 資料來源：LBNL，BloombergNEF，中金公司研究部

美國：電網(wǎng)靈活性不足，高滲透地區(qū)消納問題突出

美國跨區(qū)輸電能力欠缺，電網(wǎng)堵塞導(dǎo)致棄電

美國新能源消納的主要瓶頸在于其電網(wǎng)強度及跨區(qū)互濟能力不足，電網(wǎng)堵塞是新能源棄電的主要原因。美國東部聯(lián)合、西部聯(lián)合以及德州電網(wǎng)相對獨立，互聯(lián)互濟水平低。在美國細(xì)分的12個區(qū)域電網(wǎng)中，雖然除德州電網(wǎng)外11個區(qū)域電網(wǎng)均由美國聯(lián)邦能源管理委員會（FERC）管理，但其中僅有6個是區(qū)域輸電組織，有權(quán)為大范圍區(qū)域進行輸電網(wǎng)規(guī)劃，其余由垂直一體化公用事業(yè)公司主導(dǎo)，其輸電規(guī)劃建設(shè)缺乏與周邊地區(qū)的協(xié)同。較為分散的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)使得新能源并網(wǎng)消納基礎(chǔ)弱、升級改造難度大。

美國并網(wǎng)流程復(fù)雜且周期長。與歐洲類似，美國在新能源并網(wǎng)前也需要經(jīng)歷并網(wǎng)申請、可行性評估、并網(wǎng)對電力系統(tǒng)影響的評估、設(shè)備評估、簽訂并網(wǎng)協(xié)議、新能源項目建設(shè)投運等一系列流程。根據(jù)勞倫斯伯克利實驗室（LBNL），截至2022年底美國新能源發(fā)電并網(wǎng)排隊容量達到1350GW，儲能并網(wǎng)排隊容量680GW左右，并網(wǎng)周期由2015年的3年左右增至當(dāng)前的5年左右，意味著存量電網(wǎng)設(shè)施不足，并網(wǎng)需要更復(fù)雜、更高成本升級改造。并網(wǎng)成本分?jǐn)偡矫?，美國項目多由新能源開發(fā)商承擔(dān)費用，改造方案的協(xié)商談判周期偏長。

圖表13：美國新能源并網(wǎng)流程及排隊容量區(qū)域分布

注：排隊容量統(tǒng)計截至2022年底 資料來源：《Queued Up: Characteristics of Power Plants Seeking Transmission Interconnection as of the End of 2022》（LBNL），中金公司研究部

圖表14：美國加州新能源棄電量及主要原因

資料來源：CAISO，EIA，中金公司研究部

美國新能源滲透消納的邊際變化及趨勢展望

并網(wǎng)流程簡化對周期較短的儲能及分布式發(fā)電項目見效較快

為加快新能源并網(wǎng)與廣域消納，美國開始推進新能源及輸電線路審批簡化政策，但部分政策仍在提案階段，進展需要進一步觀察。美國聯(lián)邦能源管理委員會（FERC）、美國能源部等主管機構(gòu)已著手從新能源并網(wǎng)/環(huán)境審查簡化、輸電線路審批流程簡化等方面推進相關(guān)政策。并網(wǎng)流程方面，F(xiàn)ERC于2023年7月針對并網(wǎng)程序提出新規(guī)并于11月正式生效，包括設(shè)定電網(wǎng)研究期限并引入未能按時完成的處罰機制，要求對同一領(lǐng)域項目集體進行評估，簡化并網(wǎng)流程中的行政手續(xù)等措施，推動項目并網(wǎng)加速；輸電線路審批方面，F(xiàn)ERC于2023年9月上書國會，呼吁簡化跨區(qū)輸電線路審批流程，強化區(qū)域電網(wǎng)互聯(lián)互通；環(huán)評方面，美國能源部于2023年11月提議放寬對部分儲能、太陽能和輸電線路項目的環(huán)境審查，減少環(huán)評成本和時間。

我們認(rèn)為，流程簡化政策對并網(wǎng)流程較短的儲能項目以及小容量（分布式）新能源發(fā)電項目促進效果短期見效更快。長期看，跨區(qū)輸電線路的規(guī)劃、審批簡化與建設(shè)對未來消納能力提升更加重要，還需要持續(xù)觀察政策進展。

利率下行周期分布式需求邊際改善或更顯著，向低滲透地區(qū)擴散發(fā)展

美國分布式光伏開發(fā)成本高且依賴第三方融資模式，需求受高利率拖累。美國分布式尤其是戶用系統(tǒng)渠道成本高，導(dǎo)致資本支出遠(yuǎn)高于其他國家，2023年美國戶用光伏資本性支出大約為3美元/W，較德國、澳大利亞等國高50%以上。高成本決定了分布式開發(fā)強依賴第三方融資模式，受利率影響更大，短期需求受負(fù)面影響。

2024年需求或迎來拐點。據(jù)中金宏觀組，美聯(lián)儲有望在2024年二季度降息，最新點陣圖暗示2024年降息三次，其政策目標(biāo)或已從單邊抗通脹轉(zhuǎn)向防止貨幣過度緊縮[6]。我們認(rèn)為，利率水平降低使得新能源開發(fā)環(huán)境逐步寬松，尤其是分布式邊際改善更為明顯，疊加美國終端電價水平仍在較高水平、設(shè)備成本下行周期，2024年分布式需求有望迎來拐點。

分布式高滲透地區(qū)在消納困境下電價機制調(diào)整、發(fā)展放緩。消納能力提升前，高滲透地區(qū)不得不通過電價機制調(diào)整供需平衡。近期加州分布式價格機制收緊，從NEM2.0凈計量過渡至NEM3.0凈計費機制，相當(dāng)于內(nèi)化了一定的消納成本。在NEM3.0凈計費機制中，余電上網(wǎng)部分電價低于終端用電電價，超額扣減過網(wǎng)費。在NEM3.0基礎(chǔ)上，加州公用事業(yè)委員會近期還提出分布式配儲能系統(tǒng)晚間儲能出力按照余電上網(wǎng)電價結(jié)算，即儲能晚間出力自用部分也需扣減過網(wǎng)費。我們測算，分布式光伏系統(tǒng)在NEM3.0較NEM2.0收益端降低50-60%，光儲系統(tǒng)在儲能電價結(jié)算新規(guī)下收益或再降低10%左右。

向低滲透地區(qū)擴散發(fā)展是未來趨勢。我們認(rèn)為，加州等高滲透地區(qū)消納問題短期內(nèi)無法大幅緩解，利率水平降低及設(shè)備成本下降或促進美國分布式加速向消納空間更大、目前滲透率還較低的東南部、PJM等區(qū)域發(fā)展。

圖表15：加州分布式光伏滲透歷史

資料來源：EIA，加利福尼亞州公用事業(yè)委員會(CPUC)，中金公司研究部

圖表16：加州分布式光伏電價機制收緊

資料來源：CAISO，CPUC，中金公司研究部

中國：送端地區(qū)消納矛盾階段性加重，但整體消納空間增量可維持較高新增裝機水平

中國新能源滲透與消納現(xiàn)狀

中國新能源高速發(fā)展，且消納現(xiàn)狀整體良好。2022年全國平均新能源滲透率達到14%，我們預(yù)計2023年底將達到16%左右。部分省份已處于高滲透水平，青海、河北、甘肅、黑龍江、寧夏、內(nèi)蒙古滲透率超過20%。新能源消納狀況良好很大程度上得益于全社會用電量快速增長。2020-2022年，用電量增量14000億千瓦時左右，發(fā)電裝機階段性短缺，促進了新能源快速增長與消納，同期新能源發(fā)電增量近6000億千瓦時左右，占新增發(fā)電量的比重增至40%以上。

分布式滲透顯著快于集中式。2020-2022年分布式光伏復(fù)合年增長率26%左右，遠(yuǎn)高于集中式11%左右，主要得益于：1）開發(fā)便利性：分布式光伏備案及并網(wǎng)流程較為簡單，近年來打包開發(fā)模式形成了一定規(guī)模效應(yīng)；2）經(jīng)濟性：成本端設(shè)備成本及資金成本相對較低，土地、升壓成本少，收益端自用部分可抵較高的工商業(yè)電價，居民電價雖然絕對水平不高，但居民電價與余電上網(wǎng)電價水平普遍高于集中式平價項目的平均獲得電價，相對經(jīng)濟性高； 3）電網(wǎng)接入限制少：國內(nèi)分布式并網(wǎng)接入限制較少，既沒有類似美國的超配和反送功率限制，也沒有類似歐洲的可觀測可調(diào)峰設(shè)備和電壓調(diào)節(jié)設(shè)備加裝要求，相當(dāng)于可享受電網(wǎng)調(diào)節(jié)服務(wù)，少承擔(dān)或不承擔(dān)過網(wǎng)費，且運行層面不受電網(wǎng)限制調(diào)度，這種優(yōu)惠的并網(wǎng)政策一定程度上加速了滲透。

圖表17：中國各省新能源滲透率

注：新能源滲透率為風(fēng)電+光伏發(fā)電量/總發(fā)電量，基于2022年發(fā)電量計算而得 資料來源：中電聯(lián)，國家能源局，中金公司研究部

圖表18：中國集中式、分布式光伏累計裝機量及主要省份分布式裝機情況

注：右圖分省分布式（戶用、工商業(yè)）裝機容量為2023 3Q累計值。 資料來源：國家能源局，中金公司研究部

供需關(guān)系：用電需求是新能源消納的基本盤，若用電增速企穩(wěn)則新能源消納系統(tǒng)成本上升

回歸供需本質(zhì)，若2024~25年用電增速在7%左右，年用電增量在7000-8000億千瓦時左右。我們測算，該需求增量可保證在消納光伏/風(fēng)電年新增裝機200GW/50GW的基礎(chǔ)上，水電利用小時數(shù)持平、火電利用小時數(shù)小幅降至4000小時左右，降幅約8%，與容量補償收益較為匹配，基本上可維持系統(tǒng)各類電源經(jīng)濟運轉(zhuǎn)。

若用電增速趨于企穩(wěn)至5%左右，年用電增量在4000億千瓦時左右。此時如果光伏/風(fēng)電年新增裝機維持200GW/50GW的較高水平，或?qū)?dǎo)致水電利用小時數(shù)降至2500小時左右，火電利用小時數(shù)從4300小時降至3750小時。這意味著，在上網(wǎng)電價水平不變的情況下，火電、水電收益或降低13%/11%左右，考慮火電5%左右容量補償收益，常規(guī)電源收益仍有降低。我們認(rèn)為，若用電增速企穩(wěn)，消納新能源的系統(tǒng)成本提升，配套本地負(fù)荷、離網(wǎng)應(yīng)用或是未來促消納的主要趨勢。

圖表19：中國新增發(fā)電量及新能源占新增發(fā)電量的比重，2023E-2025E

注：2023年發(fā)電量結(jié)構(gòu)根據(jù)2023前三季度各電源發(fā)電量同比增幅估算，2024-2025年發(fā)電總量按照5%、7%分別計算，核電發(fā)電量根據(jù)預(yù)計投產(chǎn)裝機容量估算，2024-2025年光伏、風(fēng)電發(fā)電量根據(jù)年新增維持200GW、50GW大致測算，已考慮10%左右的新能源棄電率（若考核放開） 資料來源：中電聯(lián)，國家能源局，BP，中金公司研究部

靈活性：源網(wǎng)荷儲靈活性均在改善，但送端地區(qū)網(wǎng)源時序錯配或?qū)е码A段性消納能力不足

現(xiàn)階段，系統(tǒng)靈活性總體上可消納存量新能源裝機規(guī)模且有一定空間盈余，部分地區(qū)如冀北、蒙東、寧夏、甘肅、青海、吉林、黑龍江等地靈活性偏緊。我們通過電力電量平衡測算可知，2023-25年源網(wǎng)荷儲各側(cè)靈活性均在改善，釋放新增消納空間，具體而言：

電源側(cè)：一方面，火電、核電等常規(guī)電源容量增加抬高最小技術(shù)出力。我們估算2023-2025年新增火電200GW左右，新增核電12-13GW，貢獻最小技術(shù)出力增量約60GW；另一方面，存量煤電靈活性改造、新增電源側(cè)儲能壓低最小技術(shù)出力。我們認(rèn)為，煤電靈活性改造在補償機制維持、存量應(yīng)改盡改原則下將繼續(xù)推進，十四五大概率超額完成改造目標(biāo)，同時電源側(cè)按比例配置儲能的趨勢持續(xù)，由此預(yù)計2023-2025年煤電靈活性改造新增200GW，電源側(cè)儲能新增容量100GW左右，共同壓低最小技術(shù)出力約140GW。綜合而言，常規(guī)機組最小技術(shù)出力由2022年的655GW降低至2025年的579GW，釋放消納空間~76GW。

圖表20：電源側(cè)靈活性及常規(guī)機組最小技術(shù)出力邊際變化測算（GW）

注：此處常規(guī)機組最小技術(shù)出力為全裝機容量下的最小技術(shù)出力，典型日機組非滿負(fù)荷運行，工作位置不同，最小技術(shù)出力隨之變化。 資料來源：中電聯(lián)，國家能源局，中金公司研究部

電網(wǎng)側(cè)：聚焦跨區(qū)輸電能力對大型地面電站新能源消納空間的釋放前景，我們測算2023-2025年新增跨區(qū)輸電線路陸續(xù)投產(chǎn)后釋放輸電容量50GW左右，存量通道輸電容量挖潛空間25~30GW，新增及挖潛容量或可幫助送端地區(qū)抬升發(fā)電負(fù)荷75~80GW，即電網(wǎng)靈活性釋放消納空間75~80GW。

值得注意的是，雖然跨區(qū)輸電能力建設(shè)明顯提速，但送端新能源裝機規(guī)劃更加積極。一批大基地項目總規(guī)模100GW左右，二批大基地總規(guī)模455GW。按照規(guī)劃，十四五期間一批項目全部投運，二批項目投運100GW，一、二批外送規(guī)模共計150GW。我們認(rèn)為，一批項目大多通過存量通道挖潛送出、且配套電源部分采用存量煤電，因此消納問題不太突出。但二批配套煤電/儲能多需要新增建設(shè)，時序協(xié)調(diào)難度也更大，容易出現(xiàn)更多新能源電源等煤電、等線路的情況。此外，十四五期間一、二批外送規(guī)模150GW對應(yīng)跨區(qū)輸電容量需求100GW左右，而我們預(yù)計輸電能力新增75~80GW，存在2~3條通道缺口。同時，送端基地項目占用外送能力及調(diào)節(jié)資源，常規(guī)項目消納難度或?qū)⒃黾印?/p>

我們認(rèn)為，若送端按照規(guī)劃高速新增新能源裝機，2024-25年（尤其是二批大基地項目陸續(xù)投運的2025年）送端地區(qū)源網(wǎng)建設(shè)不匹配、支撐電源建設(shè)不同步、本地消納不充分的情況或?qū)㈦A段性加重，送端棄風(fēng)棄光率抬升，周期性消納困難形勢或?qū)㈩愃?016-17年，但消納困難預(yù)期或?qū)⒁龑?dǎo)跨區(qū)輸電容量規(guī)劃進一步擴容，錯配導(dǎo)致的消納困難或為階段性問題。

負(fù)荷側(cè)：負(fù)荷側(cè)響應(yīng)、抽蓄有助于提升消納困難時段負(fù)荷，提升消納能力。負(fù)荷側(cè)響應(yīng)方面，我們認(rèn)為隨著新能源滲透率不斷提升，不同時段電力供需不平衡程度加大，終端電價采用分時機制、電價峰谷差拉大是趨勢，在此背景下負(fù)荷側(cè)靈活性發(fā)展速度將加快。我們預(yù)計2023-25年負(fù)荷側(cè)靈活調(diào)節(jié)容量（表后儲能及需求側(cè)響應(yīng)）增加55GW左右，抽蓄新增裝機17-18GW，負(fù)荷側(cè)靈活性增加貢獻谷段負(fù)荷增量70GW以上，釋放消納空間~70GW。2023-25年典型工作日/節(jié)假日午間負(fù)荷增量96/67GW，2025年典型工作日/節(jié)假日午間負(fù)荷分別達到1311/968GW。

圖表21：電網(wǎng)、負(fù)荷側(cè)靈活性及午間負(fù)荷邊際變化測算（GW）

注：午間時段負(fù)荷低、風(fēng)電、光伏出力水平高，一般為消納最困難時段。我們選取典型工作日、節(jié)假日午間分別測算負(fù)荷變化情況。 資料來源：中電聯(lián)，國家能源局，中金公司研究部

綜合考慮源網(wǎng)荷儲靈活性及負(fù)荷增量，我們測算2022年累計消納空間611GW，對應(yīng)可消納風(fēng)電、光伏累計裝機容量589/579GW，2022年風(fēng)電、光伏實際累計裝機容量365/392GW，結(jié)余可消納裝機224/187GW。2025年累計消納空間818GW，對應(yīng)可消納風(fēng)電、光伏累計裝機容量561/898GW。因此，2023-25年可消納風(fēng)電、光伏裝機增量196/504GW。若考慮5%棄電率，新增可消納風(fēng)電、光伏裝機容量207/530GW，若允許10%棄電率，新增可消納風(fēng)電、光伏裝機容量218/560GW[7]。

總結(jié)而言，我們認(rèn)為源網(wǎng)荷儲靈活性條件均在改善，可支撐較高新增裝機水平。2023-25總計可消納新能源裝機700GW左右，假設(shè)2023年新增裝機~250GW，則2024、2025年年均可消納裝機量在225GW左右?？紤]5%/10%棄電，年均可消納裝機達到240/260GW左右，總量上仍可維持較高裝機水平。

但是，結(jié)構(gòu)性消納矛盾或?qū)⒓又?，西部及北部送端地區(qū)新能源裝機規(guī)劃與跨區(qū)輸電線路、配套靈活性電源出現(xiàn)時序錯配的概率大，若送端按照高規(guī)劃情景新增新能源裝機，2024-25年消納能力不足顯性化，棄電水平或顯著提升。但消納困難預(yù)期或?qū)⒁龑?dǎo)跨區(qū)輸電容量規(guī)劃進一步擴容，錯配導(dǎo)致的消納困難或為階段性問題。

圖表22：消納空間邊際變化測算（GW）

注：我們選取典型工作日、節(jié)假日午間分別測算消納空間，消納空間=午間負(fù)荷-常規(guī)機組最小技術(shù)出力；常規(guī)機組實際最小技術(shù)出力分別按照工作日、節(jié)假日最大負(fù)荷測算工作位置；2022年按照風(fēng)電、光伏累計裝機比例分?jǐn)傁{空間，2025年按照35%/65%比例分?jǐn)傁{空間，可消納光伏裝機容量=光伏消納空間/0.6，可消納風(fēng)電裝機容量=風(fēng)電消納空間/0.5；可消納裝機容量包括分布式、集中式。 資料來源：《各省級電網(wǎng)典型電力負(fù)荷曲線》，中電聯(lián)，國家能源局，中金公司研究部

以上我們從供需關(guān)系及靈活性角度測算了新能源消納空間，該空間為風(fēng)電+光伏、集中式+分布式總體消納空間。運行穩(wěn)定性邊界對消納空間影響難以準(zhǔn)確測算，但目前成為制約國內(nèi)分布式發(fā)展的重要因素，以下我們嘗試從運行穩(wěn)定性視角分析分布式消納面臨的問題和發(fā)展前景。

運行穩(wěn)定性：高滲透地區(qū)開始觸及穩(wěn)定邊界，分布式向消納能力充足地區(qū)擴散發(fā)展

部分省份分布式光伏快速發(fā)展，開始觸及運行穩(wěn)定性邊界。分布式規(guī)?；l(fā)展對渠道、市場積累要求高，因此區(qū)域集中度高，山東、河南、浙江、江蘇、河北等地分布式光伏累計裝機容量超20GW。但部分高滲透地區(qū)出現(xiàn)低壓側(cè)發(fā)電向上級、甚至上上級電網(wǎng)反送電情況，部分地區(qū)/時段反送功率超過220kV變壓器額定容量，造成過載和熱穩(wěn)定問題；同時，局部供需不平衡還造成電壓抬升、諧波和損耗問題，尤其是農(nóng)村戶用發(fā)展較快地區(qū)很突出影響，部分地區(qū)已經(jīng)開始觸及電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行邊界。

為什么中國部分地區(qū)分布式發(fā)展先遭遇了運行穩(wěn)定性限制？一方面，國內(nèi)在發(fā)展初期為發(fā)揮規(guī)?；?yīng)，超配和反送電量無硬性限制。目前國內(nèi)部分省份典型戶用系統(tǒng)容量10kW，年發(fā)電量或達到13000kWh，但年用電量在2000 kWh左右，超配5倍以上，反送規(guī)模大。對比美國加州，戶均用電量在10000 kWh左右，超配1.5倍的系統(tǒng)容量同為10kW，發(fā)電量15000kWh，自用比例高、反送功率小，對上級電網(wǎng)的影響可控。

另一方面，國內(nèi)配網(wǎng)尤其是低壓端自動化水平仍然不高，在低壓端普及遙測、遙信、遙控 “三遙”設(shè)備尚有難度，戶用分布式多為低壓端接入，很難實現(xiàn)分布式調(diào)峰控制。從設(shè)備經(jīng)濟性看，加裝“三遙”或使得前期成本提升20-30%，若要求分布式開發(fā)主體承擔(dān)，當(dāng)前電價水平下難以回收成本，若要求電網(wǎng)公司承擔(dān)，配網(wǎng)投資額將大幅提升。此外，現(xiàn)有調(diào)度體系尚無法穿透至低壓端，就算加裝可控設(shè)備，在運行層面短期也很難實現(xiàn)系統(tǒng)控制。因此，低壓端接入的戶用分布式發(fā)展受電網(wǎng)運行穩(wěn)定性限制較大，工商業(yè)分布式項目多在中壓側(cè)接入控制能力較強，且自用比例較大，受電網(wǎng)消納穩(wěn)定性邊界的影響相對較小。

圖表23：美國加州及山東典型戶用光伏系統(tǒng)發(fā)電量及用電量對比

注：以10kW容量水平測算系統(tǒng)發(fā)電量；戶均用電量為2023年大致水平資料來源：EIA，山東電力公司，中金公司研究部

圖表24：中國典型省份分布式光伏低壓接入率

資料來源：國家電網(wǎng)，中金公司研究部

向前看，我們測算分布式光伏在運行穩(wěn)定性邊界下總量上仍有較充足消納空間?？紤]各省縣域負(fù)荷及220kV變壓器容量情況，我們估算各省已開發(fā)戶用容量距消納上限（系統(tǒng)性向220kV變壓器反送80%功率）仍有開發(fā)空間，山東/河南/江西/安徽/福建/江蘇當(dāng)前戶用累計容量占消納上限的比例約為39%/29%/24%/20%/15%/15%，其余大多數(shù)省份消納空間仍較充足。

但高滲透地區(qū)面臨穩(wěn)定性挑戰(zhàn)和電價收緊增速或?qū)⒎啪?。低壓?cè)接入的分布式實現(xiàn)控制難度較大，短期無法大幅提升消納能力。配置儲能可緩解高滲透率地區(qū)的消納緊缺，在220kV供電范圍內(nèi)的分布式光伏共同配置10%*2h儲能可釋放10%左右消納空間，配置10%*4h儲能可釋放20%左右消納空間，但分布式運營主體比較分散，且收益為未來開發(fā)空間、而非當(dāng)期電價收益，若非資源整合的打包開發(fā)模式，集中落實難度較高。

新能源高滲透地區(qū)供過于求現(xiàn)象日益突出，或?qū)⒌贡齐妰r機制調(diào)整。依據(jù)海外經(jīng)驗，分布式新能源交易成本大，在負(fù)荷聚合、虛擬電廠等業(yè)態(tài)成熟之前不太可能大規(guī)模參與市場化交易，但監(jiān)管部門推行用戶側(cè)實行分時零售電價、分布式光伏分時上網(wǎng)電價的可能性提升（net metering + TOU凈計量匹配分時電價），滲透率更高時可能進一步調(diào)低分布式上網(wǎng)電價（net billing凈計費），以此控制供給、引導(dǎo)負(fù)荷向午間轉(zhuǎn)移。我們認(rèn)為，在新能源滲透率高、負(fù)荷峰谷差率大的地區(qū)同時面臨午間供過于求及晚間充裕性不足問題，電價機制調(diào)整為分時電價的動力更強，這將影響新能源經(jīng)濟性和滲透速度，同時大幅提升所在地區(qū)配儲率。

總結(jié)而言，國內(nèi)低壓端接入的分布式電源缺少調(diào)峰能力的現(xiàn)狀，決定了部分地區(qū)新能源滲透過程中還沒有出現(xiàn)結(jié)構(gòu)性供過于求（供需關(guān)系邊界）和電網(wǎng)調(diào)節(jié)困難（靈活性邊界），但已經(jīng)開始觸及安全穩(wěn)定運行邊界。短期低壓控制能力不足問題較難解決，且高滲透地區(qū)電價機制調(diào)整影響經(jīng)濟性，因此分布式滲透率較高地區(qū)面臨消納瓶頸滲透速度放緩是趨勢，未來幾年分布式或向低滲透水平、消納空間充裕地區(qū)擴散發(fā)展。

圖表25：部分省份戶用已開發(fā)容量及低壓端消納空間估算

注： 1）戶用累計容量取2023年三季度數(shù)據(jù)；2）消納空間估算僅考慮運行穩(wěn)定性邊界（向220kV變壓器反送限制），未考慮電壓越限等其他穩(wěn)定性因素及靈活性限制；3）選取部分農(nóng)村人口較多的省份進行測算 4）分布式消納上限包含低壓端接入的戶用及中壓端接入的不可控工商業(yè)項目 資料來源：《各省級電網(wǎng)典型電力負(fù)荷曲線》，各省電力公司，國家能源局，中金公司研究部