本季度開發(fā)運行情況
二季度風電裝機穩(wěn)步增長、光伏裝機大幅增長，累計裝機規(guī)模分別達到3.42、3.36億千瓦。二季度風電新增裝機553萬千瓦，同比增長3.7%;光伏新增裝機1820萬千瓦，同比增長113.6%。
上半年風電、光伏發(fā)電量占比達到14.9%，同比提升2.2個百分點。上半年，全國風電、光伏累計發(fā)電量達到5902億千瓦時，同比增長17.8%。
二季度新能源新增并網(wǎng)布局相對集中。二季度，風電開發(fā)持續(xù)向北方地區(qū)轉(zhuǎn)移，北方地區(qū)風電新增裝機占全國風電新增裝機比重達到79.5%。分布式光伏開發(fā)主要集中在華北、華東地區(qū)，華北、華東地區(qū)分布式光伏新增裝機占全國分布式光伏新增裝機比重達到65.8%。
本季度消納利用評估
上半年全國新能源消納利用水平整體處于合理區(qū)間。風電利用率為95.8%，同比下降0.6個百分點;光伏利用率為97.7%，同比下降0.2個百分點。
上半年全國全社會用電量達到4.1萬億千瓦時，同比增長2.9%。受疫情影響，4-5月用電量增速為負，個別省份4-5月用電量降幅較大，對新能源消納造成一定影響。
二季度有3個省區(qū)風電利用率低于90%，分別為甘肅(88.6%)、蒙西(88.4%)、蒙東(86.5%);2個省區(qū)光伏利用率低于95%，分別為青海(86.3%)、西藏(83.4%)。
本季度行業(yè)動態(tài)
以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地加快推進。第一批基地項目全面開工建設，第二批基地項目清單已經(jīng)印發(fā)，主要布局在內(nèi)蒙古、寧夏、新疆、青海、甘肅等地區(qū)。
部分省市分布式光伏開發(fā)消納承壓。分布式光伏快速發(fā)展，規(guī)模擴大導致在項目備案、并網(wǎng)消納、投資收益等方面逐漸暴露出一些問題，需要進一步政策引導。
新能源開發(fā)利用經(jīng)濟性需引起高度重視。近期，光伏硅料價格不斷上漲，同時市場化電量增加客觀上導致收益部分降低，新能源開發(fā)企業(yè)面臨較大的投資和經(jīng)營壓力。
壓縮空氣儲能應用不斷推進。世界首個非補燃壓縮空氣儲能電站—江蘇金壇6萬千瓦鹽穴壓縮空氣儲能電站成功并網(wǎng)。國內(nèi)單機規(guī)模最大的壓縮空氣儲能項目—湖北應城30萬千瓦壓縮空氣儲能項目正式開工。
下季度消納形勢研判
三季度，全國大部分地區(qū)平均風速隨月份增加呈減小趨勢，平均水平面總輻照量隨月份增加呈減小趨勢。
隨著“三地一區(qū)”國家大型風電和光伏發(fā)電基地項目陸續(xù)并網(wǎng)投產(chǎn)，下半年北方地區(qū)風光新增裝機比重較大，部分區(qū)域消納壓力進一步加大。
1、本季度開發(fā)運行情況
1.1、二季度風電裝機保持穩(wěn)步增長，新增裝機主要為陸上風電。
二季度，全國風電新增裝機553萬千瓦，同比增加3.7%。新增裝機規(guī)模較大的省區(qū)主要有甘肅109萬千瓦、蒙東100萬千瓦、陜西46萬千瓦。截至6月底，全國風電累計裝機3.42億千瓦，同比增加17.4%。風電新增裝機以陸上風電為主，陸上風電新增裝機552萬千瓦，占全國風電新增裝機比重達到99.8%。
截至6月底各地區(qū)風電累計裝機(萬千瓦)及占本地區(qū)總裝機比重
1.2、風電開發(fā)持續(xù)向北方地區(qū)轉(zhuǎn)移。
二季度，北方地區(qū)風電新增裝機441萬千瓦，同比增長135.9%，占全國風電新增裝機比重達到79.5%，同比提升44.5個百分點。
二季度各區(qū)域風電新增(左)、累計(右)裝機(萬千瓦)
1.3、二季度光伏裝機保持大幅增長，新增裝機主要為分布式光伏。
二季度，全國光伏新增裝機1820萬千瓦，同比增加113.6%。新增裝機規(guī)模較大的省區(qū)主要有河北234萬千瓦、河南228萬千瓦、山東221萬千瓦。截至6月底，全國光伏累計裝機3.36億千瓦，同比增加25.8%。新增裝機以分布式光伏為主，分布式光伏新增裝機1121萬千瓦，占全國光伏新增裝機比重達到61.6%。
截至6月底各地區(qū)光伏累計裝機(萬千瓦)及占本地區(qū)總裝機比重
1.4、分布式光伏開發(fā)主要集中在華北、華東地區(qū)。
二季度，華北、華東地區(qū)分布式光伏新增裝機738萬千瓦，同比增長65.5%，占全國光伏新增裝機比重為65.8%，同比下降12.4%。
二季度各區(qū)域光伏新增(左)、累計(右)裝機(萬千瓦)
1.5、風電、光伏發(fā)電量占比穩(wěn)步提升。
二季度，全國風電發(fā)電量達到2023億千瓦時，同比增長18.6%;光伏發(fā)電量達到1206億千瓦時，同比增長35.9%。上半年，全國風電、光伏發(fā)電量達到5902億千瓦時，同比增長17.8%，占全部發(fā)電量比重達到14.9%，同比提升2.2個百分點。
截至6月底累計風電發(fā)電量(億千瓦時)及占本地區(qū)總發(fā)電量比重
截至6月底累計光伏發(fā)電量(億千瓦時)及占本地區(qū)總發(fā)電量比重
2、本季度消納利用情況
2.1、全國新能源消納利用水平整體處于合理區(qū)間。
二季度，全國風電利用率為95.4%，同比下降1.5個百分點;光伏利用率為98.1%，同比下降0.2個百分點。上半年，全國風電利用率為95.8%，同比下降0.6個百分點;光伏利用率為97.7%，同比下降0.2個百分點。
截至6月底全國風電利用率逐月變化情況
截至6月底全國光伏利用率逐月變化情況
2.2、上半年全國全社會用電量達到4.1萬億千瓦時，同比增長2.9%。
其中，二季度全國全社會用電量達到2.05萬億千瓦時，同比增長0.8%。分月份來看，4-5月，受多地疫情散發(fā)影響，全國全社會用電量同比下降1.3%。6月，隨著全國疫情逐漸恢復、迎風度夏階段到來，用電量增速快速回升、同比增長4.7%。分地區(qū)來看，華北、西北、華中地區(qū)二季度用電增速高于全國平均水平。
二季度各區(qū)域全社會用電量同比增速情況
3、分區(qū)域消納情況
3.1、華北地區(qū)
二季度風電利用率為94.6%，同比下降1.7個百分點;光伏利用率為98.4%，同比下降0.5個百分點。
二季度，北京、天津基本無棄電問題;山西棄電問題有所好轉(zhuǎn)，新能源利用率為99.0%，同比上升0.2個百分點;蒙西、山東、河北新能源利用率分別為90.8%、97.9%、96.2%，同比分別下降3.1、1.7、0.1個百分點。
3.2、西北地區(qū)
二季度風電利用率為93.3%，同比下降0.5個百分點;光伏利用率為94.9%，同比下降0.3個百分點。
二季度，西藏、青海、新疆、寧夏棄電問題有不同程度好轉(zhuǎn)，新能源利用率分別為84.1%、89.0%、94.2%、98.9%，同比分別上升5.1、1.5、1.2、0.8個百分點;甘肅、陜西新能源利用率分別為91.3%、96.7%，同比分別下降5.5、1.8個百分點。
3.3、東北地區(qū)
二季度風電利用率為91.6%，同比下降6.0個百分點;光伏利用率為98.4%，同比下降0.9個百分點。
二季度，蒙東、吉林、黑龍江、遼寧新能源利用率分別為87.6%、93.3%、96.6%、98.2%，同比分別下降9.7、3.5、2.9、0.2個百分點。
3.4、中東部和南方地區(qū)
二季度新能源總體消納情況較好。
除湖南、河南、貴州、云南、江西以外，其他地區(qū)基本無棄電問題。其中，湖南新能源利用率為93.2%，同比下降3.6個百分點。
4、重點省份消納情況分析
4.1、青海
二季度青海風電利用率為93.1%，同比提升4.6個百分點;光伏發(fā)電利用率為86.3%，同比下降0.5個百分點。新能源利用率為89.0%，同比提升1.5個百分點。一方面，拉西瓦水電站420萬千瓦全容量投運，提升了青豫直流特高壓外送通道的支撐電源調(diào)節(jié)能力。另一方面，青海電源側(cè)分布式調(diào)相機群和電網(wǎng)側(cè)大容量調(diào)相機的投產(chǎn)運行，進一步提高了青海新能源外送消納能力。
4.2、內(nèi)蒙古
二季度蒙西風電利用率為88.4%，同比下降4.4個百分點;光伏發(fā)電利用率為97.6%，與去年同期持平。新能源利用率為90.8%，同比下降3.1個百分點;蒙東風電利用率為86.5%，同比下降10.6個百分點;光伏發(fā)電利用率為98.4%，同比下降1.2個百分點。新能源利用率為87.6%，同比下降9.7個百分點。一方面，二季度重要線路臨時切改停運，造成個別線路滿載，是二季度棄風電量增加的主要原因。另一方面，二季度新能源裝機增長較快，調(diào)峰電源建設滯后也對新能源消納造成影響。
4.3、甘肅
二季度甘肅風電利用率為88.6%，同比下降7.0個百分點;光伏發(fā)電利用率為97.2%，同比下降1.9個百分點。新能源利用率為91.3%，同比下降5.5個百分點。受疫情因素影響，甘肅二季度用電量同比減少0.1%。同時，上半年甘肅新能源集中并網(wǎng)規(guī)模較大，新能源新增裝機達到303萬千瓦。在本地消納空間受限及新能源裝機快速增長雙重因素下，新能源利用率有所下降。
4.4、專欄
蒙西地區(qū)促進新能源消納措施量化分析
內(nèi)蒙古是我國重要的能源和戰(zhàn)略資源基地，新能源資源富集，新能源電力裝機占比接近40%，研究提升其新能源消納的措施具有示范意義。
(一)蒙西地區(qū)新能源消納利用情況和影響因素分析
今年上半年蒙西地區(qū)風電利用率88.8%，同比下降0.7個百分點;光伏利用率96.4%，同比下降0.3個百分點。從時段性因素來看，棄風棄光主要發(fā)生在夜間負荷低谷時段0-3時和午間光伏大發(fā)時段12-13時。從結(jié)構(gòu)性因素來看，一是源荷發(fā)展不匹配導致新能源利用水平降低，1~6月內(nèi)蒙古風光發(fā)電量增長8.1%，但同期用電量僅增長3.2%。二是調(diào)峰資源不足，內(nèi)蒙古新能源裝機規(guī)模大幅提升，但調(diào)峰資源建設滯后。從偶發(fā)性因素來看，二季度重要線路停運導致部分線路過載是造成新能源棄電的重要原因。
(二)促進新能源消納措施量化分析
為進一步提高蒙西地區(qū)新能源消納能力，從源網(wǎng)荷儲四個維度，分析不同因素對新能源消納利用水平的影響。經(jīng)測算，火電靈活性改造規(guī)模提升100萬千瓦，新能源利用率可提升約0.35個百分點;外送電能力提升100萬千瓦，利用率可提升0.75~1.0個百分點;全社會用電量增速提升1個百分點，利用率可提升約0.5個百分點;儲能規(guī)模提升100萬千瓦，利用率可提升約0.75個百分點。
(三)提高蒙西新能源消納建議
一是建議持續(xù)推動火電靈活性改造以及綠色供熱改造。推進熱電機組改造緩解供暖期靈活調(diào)節(jié)能力不足問題，探索富余風光發(fā)電量與工業(yè)園區(qū)熱負荷供應結(jié)合，進一步促進新能源消納利用。二是積極促進“源網(wǎng)荷儲”智慧靈活互動。通過源網(wǎng)荷儲一體化示范，引導新增負荷和新能源協(xié)同合理布局的同時，運用市場化手段，充分調(diào)動負荷側(cè)靈活調(diào)節(jié)的潛力。三是優(yōu)化儲能調(diào)度運行機制。一方面優(yōu)化規(guī)范電源側(cè)儲能調(diào)度運行方式，改善新能源出力特性;另一方面，合理布局電網(wǎng)側(cè)儲能，有效提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。
5、本季度行業(yè)動態(tài)
5.1、以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地加快推進。
動態(tài)：以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地規(guī)劃建設總規(guī)模約4.55億千瓦，其中第一批基地項目已全面開工建設，第二批基地項目已經(jīng)印發(fā)，主要布局在內(nèi)蒙古、寧夏、新疆、青海、甘肅等地區(qū)。同時，“十四五”規(guī)劃中確定的7個陸上新能源基地、2個水風光一體化基地及5個海上風電集群基地也正抓緊推進實施方案編制。
觀點：以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地是推進我國生態(tài)文明建設的重要舉措，也是實現(xiàn)綠色能源大規(guī)模輸送、增強能源安全保障能力的重要體現(xiàn)，因此規(guī)劃建設新能源大基地將是“十四五”時期新能源的發(fā)展重點。在基地項目規(guī)劃建設過程中，應加強以大型風光基地、周邊清潔高效煤電、特高壓輸電線路為核心要素的新能源供給消納體系建設。充分發(fā)揮基地項目在能源供應保障及綠色低碳轉(zhuǎn)型方面的作用，推動國家級、大規(guī)模、高比例、安全可靠的新能源供給消納“新體系”構(gòu)建，支撐雙碳目標實現(xiàn)。
5.2、部分省市分布式光伏開發(fā)消納承壓。
動態(tài)：近年來我國東部地區(qū)分布式光伏快速發(fā)展。當前，分布式光伏新增規(guī)模已超過集中式光伏。規(guī)模擴大后，對電力系統(tǒng)運行的影響日益顯著。同時，在并網(wǎng)消納、投資收益、新業(yè)態(tài)模式等方面逐漸暴露出一些問題。
觀點：在并網(wǎng)消納方面，大規(guī)模發(fā)展分布式光伏將增加部分地區(qū)的系統(tǒng)調(diào)峰壓力，引起輸配電網(wǎng)與分布式光伏在建設布局、規(guī)模、時序上不協(xié)調(diào)的問題，同時會對電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行帶來較大挑戰(zhàn)。在投資收益方面，今年5月出臺的河南輔助服務市場規(guī)則征求意見中，將分布式光伏納入輔助服務市場新能源調(diào)峰費用分攤主體，6月出臺的山東現(xiàn)貨市場規(guī)則征求意見中，將分布式光伏列為現(xiàn)貨市場偏差費用分攤主體，從側(cè)面反映了分布式光伏并網(wǎng)消納面臨的問題。后續(xù)建議進一步加強規(guī)劃和政策的引導，合理疏導分布式光伏發(fā)展引起的系統(tǒng)成本。
5.3、新能源開發(fā)利用經(jīng)濟性需引起高度重視。
動態(tài)：光伏上游材料價格持續(xù)上漲，硅料價格從2021年年初的8萬元/噸上漲至31萬元/噸，光伏電站投資成本從2021年的4.15元/W上漲至約4.5元/W，對光伏行業(yè)投資開發(fā)造成了一定影響。另外，近期山西電力現(xiàn)貨市場結(jié)算結(jié)果顯示，今年1~5月部分光伏電站上網(wǎng)電價降至不足0.2元/度，引發(fā)光伏企業(yè)虧損，需引起關(guān)注。
觀點：在市場化消納的大趨勢下，光伏上網(wǎng)電價面臨下行壓力，光伏電站需要承擔輔助服務費用等額外成本，上游價格上漲壓力更加難以向下游電力行業(yè)疏導，光伏企業(yè)面臨著投資、建設、運營等多方壓力，不利于整個行業(yè)健康穩(wěn)定高質(zhì)量發(fā)展。同時市場化消納客觀上導致收益部分降低，新能源開發(fā)企業(yè)面臨較大的投資和經(jīng)營壓力。為促進光伏行業(yè)健康發(fā)展，建議做好多晶硅與光伏產(chǎn)業(yè)的頂層設計和長期規(guī)劃，加強上下游產(chǎn)業(yè)鏈的協(xié)同配合，避免“一哄而上、一哄而下”盲目發(fā)展，確保產(chǎn)業(yè)鏈的安全可控。
5.4、壓縮空氣儲能應用不斷推進。
動態(tài)：世界首個非補燃壓縮空氣儲能電站—江蘇金壇6萬千瓦鹽穴壓縮空氣儲能國家試驗示范項目成功并網(wǎng)，成為新型儲能技術(shù)發(fā)展的里程碑。國內(nèi)單機規(guī)模最大的壓縮空氣儲能項目—湖北應城30萬千瓦壓縮空氣儲能項目正式開工，建成后將在非補燃壓縮空氣儲能領域?qū)崿F(xiàn)單機功率世界第一、儲能規(guī)模世界第一、轉(zhuǎn)換效率世界第一。
觀點：壓縮空氣儲能具有本質(zhì)安全性高、選址靈活、儲存成本較低、生態(tài)影響小等優(yōu)點，是大規(guī)模新型儲能發(fā)展的重大方向之一，但同時也需要在非鹽穴儲能技術(shù)、高效轉(zhuǎn)換技術(shù)等方面加快技術(shù)創(chuàng)新突破。
6、下季度消納形勢研判
6.1、三季度，全國大部分地區(qū)平均風速隨月份增加呈減小趨勢，平均水平面總輻照量隨月份增加呈減小趨勢。
7-9月，在風能方面，全國大部分地區(qū)平均風速呈減小趨勢，三北地區(qū)的大風區(qū)域風速進一步減小，江南南部及沿海等地風速呈增大趨勢。在太陽能方面，全國大部分地區(qū)水平面總輻照量呈現(xiàn)減小趨勢，平均水平面總輻照量低值區(qū)主要位于四川以東、秦嶺淮河以南的大部分地區(qū)，高值區(qū)主要位于內(nèi)蒙古西部、甘肅西部、新疆東部和青海西部地區(qū)。
6.2、隨著“三地一區(qū)”國家大型風電和光伏發(fā)電基地項目陸續(xù)并網(wǎng)投產(chǎn)，下半年北方地區(qū)風光新增裝機比重較大，部分區(qū)域消納壓力進一步加大。
特別是內(nèi)蒙古、陜西、青海、甘肅、吉林等省份，隨著第一批風光大基地陸續(xù)投產(chǎn)，風電和光伏發(fā)電裝機規(guī)模將大幅增加，風光發(fā)電量占比將進一步提升。新能源發(fā)電量以就地消納和依托存量通道外送消納為主，在本地消納空間有限的情況下，消納壓力進一步增大，需重點關(guān)注此類省份的新能源利用水平。
附圖1 全國2022年7月平均風速分布預報圖
附圖2 全國2022年7月水平面總輻照量預報圖
附圖3 全國2022年8月平均風速分布預報圖
附圖4 全國2022年8月水平面總輻照量預報圖
附圖5 全國2022年9月平均風速分布預報圖
附圖6 全國2022年9月水平面總輻照量預報圖
(附圖數(shù)據(jù)來源：中國氣象局風能太陽能資源中心)
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