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2022年一季度全国新能源电力消纳评估分析

◆◆摘要◆◆ 本季度开发运行情况 一季度风电装机稳步增长、光伏装机大幅增长,累计并网装机分别达到3.…

◆◆摘要◆◆

本季度开发运行情况

  • 一季度风电装机稳步增长、光伏装机大幅增长,累计并网装机分别达到3.37、3.18亿千瓦。一季度风电新增装机790万千瓦,同比增长16.7%;光伏新增装机1321万千瓦,同比增长138%。
  • 一季度风电、光伏发电量占比达到13.4%,同比提升0.8个百分点。一季度,全国风电、光伏累计发电量2675亿千瓦时,同比增长10.8%。
  • 风电开发呈现向北方地区转移的趋势,分布式光伏装机保持快速增长。一季度,北方地区风电新增装机占全国70.2%,同比增加23.8个百分点。分布式光伏新增装机同比增长192%,占新增光伏装机总量的67.1%。
  • 本季度消纳利用评估
  • 一季度全国风电利用率96.8%,同比提升0.8个百分点;光伏发电利用率97.2%,同比下降0.3个百分点。一季度全国弃风电量60亿千瓦时,弃光电量24亿千瓦时。
  • 一季度全国全社会用电量达到2.04万亿千瓦时,同比增长5.0%。受疫情影响,3月用电量增速有所放缓,部分省份3月用电量增速为负,对新能源消纳造成一定影响。
  • 一季度有6个省级电网风电利用率低于95%,分别为新疆(94.8%)、甘肃(94.5%)、青海(94.1%)、吉林(93.8%)、陕西(93.5%)、蒙西(89.2%);3个省(区)光伏利用率低于95%,分别为蒙西(94.8%)、青海(92.1%)、西藏(75.8%)。
  • 二季度消纳形势研判
  • 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。
  • 随着国家风电光伏发电大基地项目陆续并网投产,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。
  • 受疫情因素影响,二季度用电量增速存在较大不确定性,部分省份用电需求预计保持在较低水平,新能源消纳压力进一步增大。
  • 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,光伏行业供应成本增加,对光伏、储能开发需求起到抑制作用,需重点关注新能源开发消纳的保供稳价工作。
  • 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性问题,需持续关注分布式光伏并网消纳情况。

(来源:微信公众号“全国新能源消纳监测预警中心”)

1本季度开发运行情况

1.1

风电装机保持稳步增长,新增装机主要为陆上风电。

一季度,全国风电新增并网790万千瓦,同比增加16.7%。新增并网规模较大的省区主要有吉林163万千瓦、甘肃90万千瓦、山西68万千瓦。截至3月底,全国风电累计并网3.37亿千瓦,同比增加17.6%。一季度海上风电新增并网36万千瓦,受2021年底海上风电国家补贴到期影响,海上风电新增装机规模放缓,同比下降79%。

截至3月底各地区累计风电装机(万千瓦)及占本地区总装机比重

1.2

风电开发呈现向北方资源富集地区转移的趋势。

一季度,北方地区新增风电并网555万千瓦,占全国的70.2%,同比提升23.8个百分点。随着国家大型风电光伏发电基地项目陆续建成投产,全国风电开发呈现向北方资源富集地区转移的趋势。

一季度各区域新增(左)、累计(右)并网风电装机(万千瓦)

1.3

光伏一季度新增装机较去年同期大幅提高。一季度,全国光伏新增并网装机1321万千瓦,同比提高138%。新增装机规模较大的省份包括河北180万千瓦、浙江164万千瓦、山东150万千瓦。截至3月底,全国光伏累计并网装机3.18亿千瓦,同比增长22.7%。

截至3月底各地区累计光伏发电装机(万千瓦)及占本地区总装机比重

1.4

分布式光伏装机保持快速增长。一季度,全国新增分布式光伏装机887万千瓦,同比增长192%,新增分布式光伏占全国新增光伏装机总量的67.1%,同比提升12.5个百分点。受地方政策引导和补贴激励等因素影响,一季度新增工商业分布式光伏装机容量为632.3万千瓦,主要分布在浙江、山东、江苏地区。截至3月底,全国累计分布式光伏装机11561万千瓦,占光伏总装机比重36.4%,与上季度相比提升1.2个百分点。

一季度各区域新增(左)、累计(右)并网光伏发电装机(万千瓦)

1.5

风电、光伏发电量占比持续提升。

一季度,全国风电发电量1833.4亿千瓦时,同比增长6.2%;光伏发电量841.3亿千瓦时,同比增长22.2%。风电、光伏发电量占全部发电量的比重达到13.4%,同比提升0.8个百分点。

截至3月底累计风电发电量(亿千瓦时)及占本地区总发电量比重

截至3月底累计光伏发电量(亿千瓦时)及占本地区总发电量比重

2本季度全国总体消纳情况

2.1

全国新能源消纳利用水平整体较高,风电利用率有所提升。

一季度,全国弃风电量60亿千瓦时,风电利用率96.8%,同比提升0.8个百分点;全国弃光电量24亿千瓦时,光伏发电利用率97.2%,同比下降0.3个百分点。

截至3月底全国弃风率逐月变化情况

截至3月底累计弃风电量(亿千瓦时)及弃风率

截至3月底全国弃光率逐月变化情况

截至3月底累计弃光电量(亿千瓦时)及弃光率

2.2

一季度全社会用电量同比增长5.0%,3月受疫情影响用电量增速有所放缓。

一季度全社会用电量2.04万亿千瓦时,同比增长5.0%。其中,二产用电仍是全社会用电量的主要来源。分月份看,1-2月,全社会用电量同比增长5.8%,逆周期调节措施下宏观经济延续恢复发展态势,以及2月气温偏冷拉动电力消费增速提高;3月,受多地疫情散发影响,当月全国全社会用电量增速回落至3.5%,部分省份用电量增速为负。分地区来看,中部地区用电量同比增长9.1%,增速领先于其他地区;西藏、江西、安徽、湖北、海南5个省份全社会用电量增速超过10%。

一季度各区域全社会用电量同比增速情况

2.3

促进清洁能源消纳的重大工程取得新进展。

一季度,雅砻江两河口300万千瓦水电站6台机组实现全部投产发电。两河口水电站年发电量约110亿千瓦时,通过科学调度、补偿调节,可增加平枯期年发电量约342亿千瓦时,超过2021年四川省全社会用电量的十分之一。山东沂蒙抽水蓄能120万千瓦电站全面投产发电。截至目前,电站全部4台机组启停共计1000余次,发电电量约3.8亿千瓦时、抽水电量约4.75亿千瓦时,运行强度较高,有力促进了山东电网清洁能源消纳。

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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