风电37GW、光伏47GW 2020年电网风光消纳空间“扩容”

5月18日，国家能源局举办二季度网上新闻发布会，提出正在组织电网企业测算论证并于近日发布2020年风电、光伏发电新增消纳能力。

（来源：微信公众号“能见Eknower”ID:Eknower 作者：饭饱饱）

「能见」独家获悉，2020年，电网基本确定风电消纳空间为37GW，光伏消纳空间为47GW。这也是第一次将风电和光伏“区分对待”。

多位业内人士证实了上述消息。这意味着，在“后疫情时代”，风电、光伏行业翘首企盼的新能源消纳指标基本落锤。

在新冠疫情影响下，光伏海外市场基本停摆，国内需求成为风电和光伏公司的“主战场”，而电网消纳指标更是重中之重。

此次消纳空间“扩容“，国内需求将大幅转好。在消纳已成为项目开发前置条件情况下，对风电光伏企业来说，今年的项目申报也因此有了明确的风向标。

“风向标”

国家能源局在当天的网上新闻发布会上明确指出，综合考虑电力负荷受新冠肺炎疫情影响低位运行、新能源消纳阶段性困难等不可抗力因素，2020年一季度风电、光伏发电限发电量不纳入清洁能源消纳统计考核。

事实上，电网的消纳空间很大程度上决定着该年度的新增装机规模。

消纳空间数据的确定，对于今年投资企业项目开发工作的安排规划至关重要。

这一点在2019年的项目申报中体现的非常明显。

2019年，申报电价成为影响新增装机规模的主要因素，但从实际申报的情况看，电网的消纳能力已成为影响各省参与竞价规模的重要门槛。

受电网消纳限制，2019年，光伏竞价总规模仅24.56GW。

同样，对于2020年的年度新增装机预期，电网的消纳情况仍是企业必须考量的因素。

继3月10日国家发布2020年光伏建设方案以来，全国不少地区陆续发布光伏平价、竞价项目的文件通知，正式启动相关申报工作。

截至目前，共有四省公布了2020年平价上网光伏项目名单，装机规模为6GW。其中，辽宁省以39个光伏项目，总装机1.954GW规模暂居首位。其后依次是陕西16个项目，总装机1599MW；湖南23个项目，总装机1170MW以及青海18个项目总装机1200MW。

与此同时，2020年竞价项目正在申报中，在电价降低的背景下，与往年相比，今年的竞争将更为激烈。

4月3日，国家能源局发布《2019年度光伏发电市场环境监测评价结果》，与上一年度光伏发电市场环境监测评价结果相比，甘肃、新疆由红变橙，内蒙、山东等多个地方由橙变绿，2020竞价省份将新增新疆、甘肃两个省。

项目申报中，尤为重要的一个问题是，消纳指标有限，能开发的项目却更多，拿到指标的契机却不可名状。

据爆料，“五一“期间，一家光伏企业独获山西600MW新增消纳空间指标，这是山西省2020年全部的消纳空间。

此外，光伏电站的跨年度建设与消纳空间也正发生严重错位。2019年的平价项目大部分并网周期都在2020年，这占据了当年的消纳指标。2020年，情况依旧如此。

业内人士对「能见」表示：“国网2020年重点工作要求新能源弃电率低于5%，南网要求不弃，如果项目并网容量超出消纳空间，就会导致高比例的弃电率；反之，通过消纳指标也可以反推出今年新增新能源装机规模。”

此外，同为可再生能源的风电项目仍延续着去年的抢装高潮。

1月19日，国家能源局发布2019年全国电力工业统计数据。数据显示，2019年全国累计并网风电容量达到21005万千瓦，增长14.0%。风电新增并网装机2574万千瓦，其中，陆上风电新增装机2376万千瓦、海上风电新增装机198万千瓦。

风电抢装潮源于监管层的一纸文件。

2019年5月24日，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，对2019年7月1日起执行的陆上和海上风电上网电价做出规定，宣布自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

2020年1月3日上午，国家财政部组织召开了2020年可再生能源政策及相关情况通气会。多位知情人士表示，会议上宣布2021年之后海上风电国家补贴也将取消。

在此背景下，从去年一季度开始，风电集中大批量项目并网，挤占了光伏的并网消纳空间。然而今年光伏与风电消纳指标区分将彻底规避这一问题。

华金证券预计，二季度风电装机量将大幅提升至7GW-10GW，环比增长190%-300%；全年风电装机有望达到35GW，同比增长36%左右。

落地难题

有观点认为，电网的消纳能力未得到核准，或是政策延迟不发的原因。

不过，这项指标也一直备受争议。

对于临近平价的光伏行业而言，这是个积极的信号，但能多大程度改善企业生产及建设光伏电站意愿，消纳指标是否分配给不同项目和地方等仍是值得讨论的问题。

就光伏行业而言，弃光问题一直存在，虽然近两年已经有了逐渐减少的趋势，但在现阶段，无论是无补贴的平价项目，还是有补贴的竞价配置项目，并网消纳都是重要的前置条件之一。

一种观点认为，新能源大规模消纳难，实际是难在预测、控制和调度。

实际上，在全国电力需求增长缓慢的情况下，“猛增”的新能源装机的确会给电网的消纳与调峰带来严峻考验。

因光伏发电存在波动性的天然短板，致使电网公司对光伏发电仍存在一定“偏见”，在个别省市区仍有“限电”问题的发生。

另外，两大电网公司与五大发电集团之前长期存在合作，导致在仍以火电、水电、核电、气电为主要电源的格局下，身为替代电源的光伏发电仍处于相对弱势地位，侧面加重了光伏行业消纳难的局面。

国家发改委能源研究所研究员王斯成曾提出疑问：目前我国光伏发电量占比仅2.5%，一直强调消纳问题，影响消纳空间的究竟是技术问题还是与传统能源的“利益”之争？

他坦言，“我认为80%的可能是利益之争，实际上就是传统能源电力和可再生能源争市场的问题，就这么一个蛋糕，传统能源和可再生能源必定是你退我进的态势”。

“毕竟要发新能源消纳空间，就肯定要削减传统能源，利益冲突很难解决。” 一位熟知光伏行业的资深人士为能见分析称。

在他看来，由于双方是此消彼长的关系，而不是互利共赢，因此只能自上而下向前推进，未来解决利益冲突，还是要找到一个双赢的方式，比如火电更多参与调峰等。

在此背景下，行业期待着通过政策解决相对严峻的风光消纳形势。

据业内此前报道，电网公司在最初的上报版本中给出的光伏消纳空间约为32GW，经过协商调整之后，总规模上调至40GW左右。

知情人士称，电网以5%的弃光门槛卡住了部分省市地区的新增消纳空间。

近几年，包括山东在内的中东部省份陆续出台了电力辅助服务市场运营规则，试图通过市场机制对火电的调峰进行补偿，所有光伏企业、核电，火电企业都要对参与实施的调峰企业进行补偿。

其实，无论是竞价项目延迟并网，还是电网消纳增长有限，归根揭底还是缺乏成熟的市场机制。

中国电科院新能源中心室主任张军军在接受媒体采访时表示，消纳是目前制约光伏发展的一道难题，消纳不只是规划的问题，还是全社会用电量和网源协调的问题。

在他看来，目前电源规划和用电量负荷之间存在着“僧多粥少”的情况，用电量负荷决定消纳空间。

这就涉及到新能源与传统火电甚至水电、核电如何“分蛋糕”的问题。

面对电网接入资源的日趋紧张和常规能源的竞争，“弃电率”考核成为了发展可再生能源项目的“拦路虎”。

对此，2019年12月6日，国家能源局发布《电网公平开放监管办法(征求意见稿)》明确指出，电网企业应公平无歧视为电源项目提供电网接入服务。

此外，今年3月，中央提出加快5G网络、数据中心等新型基础设施建设进度。此后，国网针对“新基建”布局2020年重点工作任务。

毋庸置疑的是，“新基建”的提出将有助于解决电力消纳问题。

从能源供应端看，发力“新基建”可提升电网的实时感知能力和分析能力，有效提高新能源出力预测精度和调控能力，实现大规模新能源并网友好互动。

而从需求端看，“新基建”为高效整合各类负荷资源提供了手段，缓解局部地区能源供需时段性矛盾，提高能源利用效率。

如今，电力市场正尝试解决以上问题。电力现货市场建设试点以及跨区、跨省的现货交易等方式，通过跨省的模式试图在更大的范围内实现新能源的接纳。

目前，国网公司已经建设了跨省区的现货交易平台，也为新能源的消纳提供了参考。在业内看来，消纳空间的“最大值”尽管非常可观，但光伏要想从传统能源突围，自上而下的支持和自身硬实力缺一不可。