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綠電消納專題報告：西南地區水電消納問題啟示。能源低碳轉型本質以發電量及消費量為導向，裝機量是過渡考核指標。“十四五”規劃和“雙碳”目標以發電量和消費量為導向。“十四五”規 劃提出，可再生能源發電量增量在全社會用電量增量中的占比超過50%， 《2030年前碳達峰行動方案》中，非化石能源消費比重達到20%左右， 單位國內生產總值能源消耗比2020年下降13.5%。在“雙碳”目標首次提 出后的2020年新能源累計裝機量大幅增長29.5%，新增裝機量是1.22 億千瓦，是2018、2019年新增裝機量的總和，2023年新能源新增裝機 量為2.93億千瓦，是2020年新增容量的2.4倍。

新能源整體滲透率持續增長，電力系統消納壓力加劇

2023年我國新能源滲透率為12.4%，已有17個省新能源滲透率超過 10%，部分省份即將進入第三、四階段，意味著電網承受的消納壓力加劇， 且由于負荷與電源不匹配，部分地區省間和省內消納已存在困難。2024 年1-6月的棄風棄光率持續上升，分別達到3.9%和3%，比2023年高 1.2、1個pct。部分地區雖然裝機容量低導致棄電量較小，但實際上消納 能力較弱，少量風光增量都會對消納造成壓力。

新能源消納政策變化，市場化程度逐步加深

2006年至2024年，我國對可再生能源的“全額保障性收購”概念經歷了三 次修訂，對新能源項目的保障性收購從硬性指標變為彈性指標，保障性收 購電量電價兩部分均收縮，增量部分新能源項目將進入以“市場化交易電 價”為主的新時代，存量部分新能源項目也將逐步進入市場交易。

用電增速與水電機組投產節奏不匹配，西南地區水電曾面臨嚴重的棄水問題

四川和云南具備水電裝機比例大、水電豐多枯少的特性，汛期存在較大的 發電壓力，“十二五”后期開始，由于兩地水電機組集中投產、用電量增長 大幅低于預期、輸送通道能力受限等因素影響，棄水矛盾日益突出。云南 省從2014年起開始出現較為嚴重的水電棄水，2016年棄水電量達到歷 史峰值315億千瓦時，占省內用電量的22.3%；四川省從2012年開始出 現棄電，近10年棄水量區間維持在26~202億千瓦時。兩地區在電力供需形勢、能源資源結構等多方面存在共性，棄水問題產生的主要原因有： 水電快速發展與電力需求增長緩慢不匹配、系統調節能源需優化，缺少控 制性（調節性）水庫電站、局部網架薄弱和特高壓輸送通道能力受限、風 電裝機規模迅速增長占用部分水電市場空間等因素。

兩方面改善西南地區棄水：增加省內用電市場、增加外送比例

云南省積極協調增加外送電量，通過市場化交易機制增加外送電量促進水 電消納，2023 年云南省外送電量達到1345億千瓦時，其中送廣東1163 億千瓦時。同時，云南省積極培育省內用電市場，大力支持工業企業用電 需求，以較低的水電價格吸引高鋁、硅等高耗能產業落地，2019 年是云 南省近年來電價洼地，全省市場化結算電價為0.1725元/千瓦時，水電市 場化結算電價為0.1652元/千瓦時，極低的用電成本使得全省用電量快速 增長。四川省并沒有像云南省一樣，棄水問題基本在“十二五”期間解決， 并且解決路徑中沒有采取云南省高度市場化的超低電價策略，但四川省也 同樣通過“西電東送”的外送通道的不斷建設外送富裕水電，并推動省內水 電消納示范區，利用電價優惠引入大數據、多晶硅、新型電池、電制氫等 高載能產業，成渝地區雙城經濟圈建設也促進水電及后續增量新能源的消 納。

三個方向改善綠電消納，低電價將成為優勢

當前，新能源機組大幅增長帶來的棄風棄光率增加與水電發展有相似之 處，綠電消納改善需要等待輸配電網建設提速至與電源投資建設相匹配， 同時隨著度電成本的下降，綠電較低的電價優勢也將逐步體現，使得用電 側資源向其傾斜。但不同之處在于，新能源與水電的調節需求不同，水電 調節需求周期更長，單機組容量更小的風光機組則需要較短周期的調節能 力，水電、火電等穩定性電源以及儲能需要滿足綠電的調節需求。因此， 我們認為通道建設、電力需求、系統調節能力是改善綠電消納的三個重要 方向。