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3分区域消纳情况
3.1
华北地区
一季度弃风率5.6%,同比下降1.6个百分点;弃光率3.8%,同比上升0.7个百分点。
一季度,华北地区合计弃风电量29.9亿千瓦时,弃光电量10.6亿千瓦时。其中,北京、天津基本无弃电问题;河北、山西、蒙西新能源弃电率有所下降,分别为3.4%、3.3%、9.5%,同比分别下降1.0、1.3、2.4个百分点;山东新能源弃电率为4.3%,同比上升1.3个百分点。
3.2
西北地区一季度弃风率5.1%,同比下降0.6个百分点;弃光率4.6%,同比下降0.5个百分点。一季度,西北地区合计弃风电量17.3亿千瓦时,弃光电量11.3亿千瓦时。其中,青海、新疆的弃电问题有明显好转,新能源弃电率分别为7.2%、4.3%,同比下降3.7、1.0个百分点;陕西、甘肃新能源弃电率分别为4.9%和4.2%,同比分别提高1.6和0.6个百分点;宁夏、西藏新能源弃电率与去年同期基本持平。
3.3
东北地区
一季度弃风率3%,同比上升0.1个百分点;弃光率1.8%,同比下降1个百分点。
一季度,东北地区合计弃风电量为9.2亿千瓦时,弃光电量为1.1亿千瓦时。其中,蒙东、辽宁新能源弃风率有所好转,分别为2.5%和1.5%,同比下降0.5、0.9个百分点;吉林、黑龙江新能源弃风率分别为5.2%和3.0%,同比升高2.0、1.5个百分点。
3.4
中东部和南方地区
一季度新能源总体消纳情况较好。
除河南和贵州以外,其他地区不存在弃风和弃光问题。河南、贵州新能源弃电率分别为3.2%、1.0%,同比提升2.6、0.6个百分点。
4重点省份消纳情况分析
4.1
消纳情况显著好转的省份
青海。一季度青海风电利用率为94.1%,同比提升6.2个百分点;光伏发电利用率为92.1%,同比提升2.2个百分点。新能源利用率为92.8%,同比提升3.7个百分点,增幅居全国首位。主要是由于拉西瓦水电站420万千瓦全容量投产,为青豫直流特高压外送通道提供了重要支撑电源,青豫直流外送绿电能力大幅提升,跨省区消纳能力也明显提高。
蒙西。一季度蒙西风电利用率为89.2%,同比提升2.5个百分点;光伏发电利用率为94.8%,同比下降0.7个百分点。新能源利用率为90.5%,同比提升2.4个百分点。这主要是由于一季度三北地区来风情况相比往年偏小,新能源利用小时数偏低,间接缓解了蒙西地区新能源消纳压力。
4.2
消纳情况需重点关注的省份
河南。一季度河南风电利用率为96.1%,同比下降3.1个百分点;光伏发电利用率为98.7%,同比下降1.3个百分点。新能源利用率为96.8%,同比下降2.6个百分点。一方面,2021年四季度新能源集中并网规模较大,导致一季度新能源利用率下降。另一方面,一季度青豫直流送电能力提升,对本地新能源消纳空间有所影响。吉林。一季度吉林风电利用率为93.8%,同比下降2.5个百分点;光伏发电利用率为97.8%,同比下降0.8个百分点。新能源利用率为94.8%,同比下降2.0个百分点。一方面是由于疫情影响,吉林省用电需求明显降低,特别是3月份全社会用电量同比降低1.4%。另一方面,一季度新能源新增并网规模达到163万千瓦,在本地消纳空间受限的情况下,新能源利用率有所下降。
52021年消纳责任权重执行情况分析
5.1
全国情况
2021年,全国可再生能源发电量24883亿千瓦时,实际消纳量24438亿千瓦时,占全社会用电量比重29.4%,比2020年同比增长0.6个百分点,与2021年下达的消纳责任权重指标持平。2021年,全国非水电可再生能源电力消纳量11403亿千瓦时,占全社会用电量比重13.7%,同比增长2.3个百分点,超出2021年下达的消纳责任权重指标0.8个百分点。
2021年,受国内经济较快增长、外贸出口快速增长等因素拉动,全国全社会用电量达到8.31万亿千瓦时,同比增长10.3%。同时受汛期主要流域降水偏少等因素影响,水电发电量13401亿千瓦时,同比下降1.1%。在两方面因素的影响下,能够如期完成2021年消纳责任权重,主要受益于风电和光伏等非水可再生能源的快速发展,成绩来之不易。
5.2
分省情况
从总量消纳责任权重来看,考虑超额消纳量交易后,除西藏免除考核外,28个省(区、市)完成了704号文明确的最低总量消纳责任权重,其中13个省(区、市)达到了激励值;甘肃、新疆2个省(区)未完成最低总量消纳责任权重,分别相差2.6和1.8个百分点。从非水消纳责任权重来看,考虑超额消纳量交易后,除西藏免除考核外,29个省份完成了704号文明确的最低非水消纳责任权重,其中19个省(区、市)达到了激励值;新疆1个省(区)未完成最低非水消纳责任权重,相差0.6个百分点。甘肃未完成主要是由于本地主要流域来水偏枯,水电发电量减少54亿千瓦时,同比降低10.6%。新疆未完成主要是2021年新疆全社会用电量增速同比达到13.8%,高出预期7个百分点,同时全年外送可再生能源电量332亿千瓦时,比预期高11%。
6二季度消纳形势研判
6.1
二季度全国大部地区平均风速随月份增加呈减小趋势,平均水平面总辐照量随月份增加呈增加趋势。
4-6月,在风能方面,全国大部分地区平均风速呈减小趋势,风速高值区域较一季度有所减少。特别是对于东北、西北地区,风电利用小时数将进一步下降。在太阳能方面,全国大部分地区水平面总辐射量呈现明显增加趋势,平均水平面总辐射量高值区主要位于新疆、甘肃、内蒙,低值区主要位于上海、浙江。全国大部分地区平均水平面总辐照量与常年同期接近。
6.2
随着国家风电光伏发电大基地项目并网投产,二季度新增风光装机在北方地区的投产比重较大,部分区域消纳压力进一步加大。
特别是新疆、甘肃、青海、内蒙、宁夏、陕西等省份,集中式风电光伏装机将大幅增加,风光发电量占比将进一步提升。但新能源电量以就地消纳和依托存量通道外送为主,消纳压力进一步增大,需重点关注这些省份的新能源利用水平。
6.3
受新冠疫情因素影响,二季度用电量增速存在不确定性,新能源消纳压力进一步增加。由于新冠疫情在国内呈多地散发趋势,二季度部分省份用电需求预计仍保持较低水平,需重点关注这些地区的新能源消纳水平。
6.4
受国内外疫情和国际局势影响,近期光伏、储能上游原材料价格上涨,整个光伏行业供应成本增加,对光伏、储能建设开发起到一定抑制作用,需重点关注新能源开发的保供稳价工作。一季度以来,由于硅料等原材料价格上涨,尤其是单晶复投料市场价格3月31日达到24.9万元/吨,同比提升近89%,叠加一季度光伏下游产能扩张过快,导致整个光伏行业供应成本增加。同时,储能行业锂材料需求大增,加之部分原材料价格上升,尤其是碳酸锂价格在3月31日达到50万元/吨,同比提高近465%,进一步拉升储能行业开发成本。建议下一步重点关注新能源开发的保供稳价工作。
6.5
分布式光伏是国家鼓励新能源发展的重要方向,装机将继续快速增长。目前,部分地区出现地区输变电容量不足、节假日调峰消纳困难等苗头问题,需持续关注分布式光伏并网消纳情况。
黑龙江、山东、河北、广东、湖南等部分地区出现了一定的分布式光伏的电网接入和消纳问题,建议下一步从电力系统整体角度出发,统筹谋划,从源网荷储各个环节提出具体提升措施,促进分布式光伏并网消纳。
附图1 全国2022年4月平均风速分布预报图
附图2 全国2022年4月水平面总辐照量预报图
附图3 全国2022年5月平均风速分布预报图
附图4 全国2022年5月水平面总辐照量预报
附图5 全国2022年6月平均风速分布预报图
附图6 全国2022年6月水平面总辐照量预报图
(附图数据来源:中国气象局风能太阳能资源中心)
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