源、网、荷、储，将成为新能源发展的重要方向

随着风电、光伏项目装机规模的快速增长，在电网中占比快速提高，消纳已经成为投资决策的核心因素。无论是大型电站，还是分布式项目，各地政府发放的项目指标中，“自带负荷”的新能源项目，越来越多！

 

源（新能源电源）——网（自建配电网、送出线路）——荷（自带负荷）——储（自带调峰资源），形成由大电网支撑的小规模局域微网，半离网但不脱网的状态，将成为新能源发展的重要方向。

 

1、内蒙古：地面电站指标均为自带用电负荷项目

 

据不完全统计，2023年7月~2024年2月，内蒙古发改委下发多批市场化并网新能源项目，共20个项目，总规模为11.79GW。这20个项目，均为“源网荷储”或“新能源制氢”项目，即“自带用电负荷”。

 

表：内蒙古近期批复的市场化并网项目

 

2、河南：规划自带用电负荷分布式项目

4月19日，河南发改委发布一次性下发四类分布式新能源的“源网荷储一体化项目”实施办法的征求意见稿，1）工业企业源网荷储一体化项目、2）增量配电网类源网荷储一体化、3）家庭作坊类源网荷储一体化、4）整村开发类源网荷储一体化。

 

根据征求意见稿中的内容，四类项目都要“自带用电负荷”，所发电量要么要100%自用，安装防逆流，不允许上网；要么上网电量不超过发电量50%，且剩余电量要参与市场化交易。

 

实际上，不仅仅是内蒙古和河南，其他省份也有类似的举措。

 

3月27日，新疆发改委发布的《关于进一步发挥风光资源优势 促进特色产业高质量发展政策措施的通知》，给出5种通过配置新能源项目指标，前四种均为“用电负荷落实类项目”，分别为：

1）新能源制氢：按年产 1 万吨氢支持30—45 万千瓦市场化并网光伏或相当规模风电

2）绿色算力：每 500PFlops算力规模支持园区 30 万千瓦市场化并网光伏或相当规模风电

3）以源网荷储一体化方式或点对点供电方式建设新能源项目

4）低碳产业园区

 

新疆兵团刚刚批复的2024年两批市场化并网项目，要么自带用电负荷，要么是煤电灵活性改造配套；河北也刚下发了“园区级源网荷储一体化”等项目的征求意见稿。

 

可见，在新能源渗透率高、消纳压力大的地区，地方政府越来越倾向于“自带用电负荷”类项目。

 

3、背后原因分析：新能源装机、发电量增速快

2015年开启的新一轮电改，主要是实现：管住中间，放开两端，即电网只承担“电力通道”的功能，电力的买家、卖家将自行交易。

 

本轮电改至今已经9年，根据国家能源局数据，2023年超过60%的电量参与了市场化交易；根据国家规划，2030年新能源项目也将全面进入电力市场，即全部电量通过市场化交易方式消纳。

 

届时，电力市场的买家（售电公司、电力用户）购买新能源电量的最低线，就是国家发改委每年出台的“非水可再生能源消纳权重”。

 

近几年，新能源项目的发电量在总发电量中的占比快速增长，特别是最近三年，每年大约提升3个百分点，超过“非水可再生能源消纳权重”的增长速度。

 

而在电力装机方面，截止2024年3月底，风电、光伏的装机占比，已经达到了37.3%，特殊时间段的调峰压力大。

 

可以预期，随着新能源装机保持高速增长，未来弃风、弃光率将进一步提升。

 

3月底，在中国光伏行业协会举行的2024光伏市场发展论坛上，中国电力科学研究院新能源研究中心新能源调度运行室主任张金平表示，“我国新能源装机远超规划底数，新能源利用率面临下滑风险。今年我国新能源利用率可能降至95%以下，2025年还将进一步下降，2030年整体利用率或将降至90%左右。”

 

在电网灵活性资源未明显提高的情况下，为保证新能源的消纳，地方政府不得不“以用定发”，即根据各类负荷的需求，来确定新增的新能源装机规模。

 

4、企业投资不容忽视的问题

当前的新能源项目投资，初始投资、运营成本都极度透明化。企业要保证收益率，首先就要保证“消纳”。而在电力市场化交易情况下，“消纳”有两层含义：其一，弃风、弃光率低；其二，结算电价合理！即，以较高的电价全部卖出去！

 

然而，这并不容易，尤其是对出力相对集中的光伏项目。

 

从部分省份的现货交易情况来看，中午光伏大发的时间，市场现货交易价格往往出现交易价格极低的情况。根据山东省电力交易平台信息，2023年5月1日~5月2日期间的48小时实时现货交易中，共32个小时出现负电价。其中，5月1日20时~5月2日17时，连续22个小时，实时现货交易价格为负电价！具体如下图所示。

 

而截止目前为止，国内已经有11个省，部分月份中午光伏大发时，执行谷段电价；2省在重大节日时，中午执行谷段电价；

 

表：中午执行谷段电价的部分省份

显然，未来的电力市场中，要实现“保量、保价”这一目标的唯一途径，就是找到稳定、可靠的高电价用电量大户。对于新能源项目，“自带的负荷”，且与用电负荷签署长期PPA，成为项目未来实现“保量、保价”的重要手段。

 

5、新能源项目，带着调峰资源、带着负荷，才能落地

 

一些电力投资企业，早已经在“寻找负荷、保障消纳”方面下足功夫。

 

2022年3月22日，国家电投集团广东电力有限公司与巴斯夫一体化基地（广东）有限公司根据签署了全国第一份25年的可再生能源合作框架协议，为巴斯夫位于中国广东省湛江市的新一体化基地后续装置供应可再生能源电力，将助力巴斯夫湛江一体化基地在2025年即实现100%使用可再生能源电力。（详见《国内首个25年绿电PPA签署！》）

 

2024年1月22日，三峡能源、三峡集团江苏分公司与林德（中国）投资有限公司在南京签订25年期绿色电力合作协议。此笔协议的签订，刷新了三峡集团最大单笔绿电交易合同纪录，成为自2021年全国绿电市场交易启动以来，三峡集团签约量最大、合作周期最长的单笔实质性绿电交易合作协议。根据协议，三峡能源、三峡集团江苏分公司将在未来25年通过江苏丹阳27万千瓦渔光互补项目，向林德江苏区域工厂供应不含补贴新能源项目生产绿电，助力林德江苏区域工厂逐步实现100%生产用电绿色化目标。

 

由于“自带负荷”，调峰资源也变的必不可少，无论是煤电调峰，还是电化学储能，都将成为项目的标配。

 

源（新能源电源）——网（自建配电网、送出线路）——荷（自带负荷）——储（自带调峰资源），形成由大电网支撑的小规模局域微网，将成为新能源发展的重要方向。

 

未来，每个新能源项目，都要带着调峰资源、带着负荷，才能真正落地！