电力及公用事业行业专题报告：绿电消纳专题报告一：西南地区水电消纳问题启示

　　能源低碳转型本质以发电量及消费量为导向，装机量是过渡考核指标“十四五”规划和“双碳”目标以发电量和消费量为导向。“十四五”规划提出，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，《2030 年前碳达峰行动方案》中，非化石能源消费比重达到20%左右，单位国内生产总值能源消耗比2020 年下降13.5%。在“双碳”目标首次提出后的2020 年新能源累计装机量大幅增长29.5%，新增装机量是1.22亿千瓦，是2018、2019 年新增装机量的总和，2023 年新能源新增装机量为2.93 亿千瓦，是2020 年新增容量的2.4 倍。
　　新能源整体渗透率持续增长，电力系统消纳压力加剧2023 年我国新能源渗透率为12.4%，已有17 个省新能源渗透率超过10%，部分省份即将进入第三、四阶段，意味着电网承受的消纳压力加剧，且由于负荷与电源不匹配，部分地区省间和省内消纳已存在困难。2024年1-6 月的弃风弃光率持续上升，分别达到3.9%和3%，比2023 年高1.2、1 个pct。部分地区虽然装机容量低导致弃电量较小，但实际上消纳能力较弱，少量风光增量都会对消纳造成压力。
　　新能源消纳政策变化，市场化程度逐步加深
　　2006 年至2024 年，我国对可再生能源的“全额保障性收购”概念经历了三次修订，对新能源项目的保障性收购从硬性指标变为弹性指标，保障性收购电量电价两部分均收缩，增量部分新能源项目将进入以“市场化交易电价”为主的新时代，存量部分新能源项目也将逐步进入市场交易。
　　用电增速与水电机组投产节奏不匹配，西南地区水电曾面临严重的弃水问题四川和云南具备水电装机比例大、水电丰多枯少的特性，汛期存在较大的发电压力，“十二五”后期开始，由于两地水电机组集中投产、用电量增长大幅低于预期、输送通道能力受限等因素影响，弃水矛盾日益突出。云南省从2014 年起开始出现较为严重的水电弃水，2016 年弃水电量达到历史峰值315 亿千瓦时，占省内用电量的22.3%；四川省从2012 年开始出现弃电，近10 年弃水量区间维持在26~202 亿千瓦时。两地区在电力供需形势、能源资源结构等多方面存在共性，弃水问题产生的主要原因有：
　　水电快速发展与电力需求增长缓慢不匹配、系统调节能源需优化，缺少控制性（调节性）水库电站、局部网架薄弱和特高压输送通道能力受限、风电装机规模迅速增长占用部分水电市场空间等因素。
　　两方面改善西南地区弃水：增加省内用电市场、增加外送比例云南省积极协调增加外送电量，通过市场化交易机制增加外送电量促进水电消纳，2023 年云南省外送电量达到1345 亿千瓦时，其中送广东1163亿千瓦时。同时，云南省积极培育省内用电市场，大力支持工业企业用电需求，以较低的水电价格吸引高铝、硅等高耗能产业落地，2019 年是云南省近年来电价洼地，全省市场化结算电价为0.1725 元/千瓦时，水电市场化结算电价为0.1652 元/千瓦时，极低的用电成本使得全省用电量快速增长。四川省并没有像云南省一样，弃水问题基本在“十二五”期间解决，并且解决路径中没有采取云南省高度市场化的超低电价策略，但四川省也同样通过“西电东送”的外送通道的不断建设外送富裕水电，并推动省内水电消纳示范区，利用电价优惠引入大数据、多晶硅、新型电池、电制氢等高载能产业，成渝地区双城经济圈建设也促进水电及后续增量新能源的消纳。
　　三个方向改善绿电消纳，低电价将成为优势
　　当前，新能源机组大幅增长带来的弃风弃光率增加与水电发展有相似之处，绿电消纳改善需要等待输配电网建设提速至与电源投资建设相匹配，同时随着度电成本的下降，绿电较低的电价优势也将逐步体现，使得用电侧资源向其倾斜。但不同之处在于，新能源与水电的调节需求不同，水电调节需求周期更长，单机组容量更小的风光机组则需要较短周期的调节能力，水电、火电等稳定性电源以及储能需要满足绿电的调节需求。因此，我们认为通道建设、电力需求、系统调节能力是改善绿电消纳的三个重要方向。
　　风险提示：宏观经济下行风险、政策执行情况不及预期、用电量需求下滑、装机量不及预期、来水/风不及预期、市场电价不及预期。
【免责声明】本文仅代表第三方观点，不代表和讯网立场。投资者据此操作，风险请自担。

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