西北多地弃光率降低 消纳能力明显增强

　　新能源装机量大幅增长后，新能源消纳成为亟待解决的问题。

　　近日，全国新能源消纳监测预警中心发布了《2022年前10月全国新能源并网消纳情况》（下称：《消纳情况》），显示2022年10月，全国风电利用率98.1%，光伏利用率98.3%，2022年1-10月，全国风电利用率96.7%，光伏利用率98.2%。

　　值得关注的是，西北多地弃光率出现下降情况。其中，青海1-10月的利用率为90.4%，10月份利用率上升到95.1%，

　　作为风光电等新能源资源大规模储量区域，西北地区吸引了大量的相关项目投资落地。但由于本地消纳能力有限且地处偏远、外送通道建设滞后等因素局限，西北部分地区近年出现了被迫“弃风弃光”的现象。

　　尤其今年极端天气频现、多地限电的情况下，电力系统灵活资源更显稀缺，“新能源重镇”西北地区消纳与调峰能力问题日渐突显。

　　“国内能源消耗与生产出现错位情况。能源消耗大省多位于中东部，风光资源却主要集中在西北地区。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对记者说道，“国内目前电力结构依然是火电为主，相较之下今年西北多地弃光率出现下降，但并非突破性进展。”

　　中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎告诉记者：“西北地区的风光资源丰富，有大量的风光电站需要储能服务，这是风光电站成本的一部分，西北地区对此支付能力比较强。但因储能主要靠峰谷差价盈利，西北地区峰谷差价较小，本地消纳并不占优势。”

　　有业内人士向记者表示：“在丰富的风光等资源基础上，近两年许多新能源储能等产业项目落地于此，西北地区消纳压力未来会逐步增加。而消纳率对新能源项目收益率影响至关重要，消除消纳压力是未来当地新能源发展的关键因素。”

　　 西北地区消纳能力增强

　　《消纳情况》显示，西北多地弃光率降低，消纳能力明显增强。

　　具体来看，前三季度，青海弃光率为10.1%，河北、陕西、山东、蒙西、甘肃、宁夏、新疆接近于全国平均利用率。

　　“弃光率降低一方面是电力基础设施完善，另一方面还有新能源发电利用效益增强。”一位业内人士对记者谈道。

　　以10月份为例，公开资料显示，陕西省10月总发电量207.6亿千瓦时，同比增长7%；其中，火电发电量174.7亿千瓦时，同比增长7.6%；水力发电量11.4亿千瓦时，同比减少27.2%；风力发电量12.9亿千瓦时，同比增长19.2%；太阳能发电量8.63亿千瓦时，同比增长62.3%。

　　陕西省能源局新能源处副处长郭廷波日前在2022第七届中国储能西部论坛上公开表示，陕西省可再生能源装机不断提升，截至目前已突破3000万千瓦，其中风电1200万千瓦，光伏1400万千瓦，预计到“十四五”末可再生能源装机将达到6500万千瓦，非化石能源消费占比达到16%以上。

　　当地一位新能源行业人士对记者分析称：“陕西对新能源发电的政策引导与支持力度较大。比如陕西明确储能电站作为独立市场主体参与电力辅助服务及市场化交易等行为，这为企业提供了更多的腾挪空间，进一步提高产品利用效益。”

　　该人士认为，储能具有灵活调节、削峰填谷的特性，独立属性十分明显，若能独立参与市场化交易，便可进一步发挥市场定价功能，满足不同时段的市场需求，充分激发市场灵活性和资源利用效益最大化。

　　事实上，西北地区电力供消矛盾存在已久。由于此前“弃风弃光”严重，甘肃省曾被国家能源局列入风电开发建设红色预警区域，一度被国家能源局禁止核准建设新项目。

　　“甘肃的省属企业为当地新能源发展做出重要贡献。”前述人士介绍称，“甘肃风光资源条件很好，但受制于地理、产业条件等原因，很多项目无法落地。相比其他企业，当地省属企业显然更有优势。”

　　该人士举例分析，甘肃电投、甘肃能化等企业在政策支持下项目建设布局进度很快，相关部门在配套产业招商引资方面卓有成效。只是未来如何进一步缓解消纳压力依然需要解决。

　　一位受访专家告诉记者：“目前新能源产业‘前重后轻’的问题较为突出，这不仅需要政府产业政策的引导和扶持，更需要社会资金的进入。比如要平衡国内新能源消纳与生产问题，让社会资金充分参与到特高压新能源输送专线及新型储能输送等环节建设中，利用政策引导，让市场充分竞争自我成长。”

　　 储能项目密集落地

　　“近年来新能源行业蓬勃发展，储能电池需求持续放量，且未来市场空间巨大。”鹏辉能源近期在接受机构调研时表示，公司正就储能需求激增而扩大产能。

　　“目前，公司青海区域项目所产生的电量主要实行市场化交易。公司市场化交易的风电溢价也主要在青海地区。”广宇发展对此说道。

　　作为新能源产业链的重要环节与细分行业，储能正迎来蓬勃发展期，新增项目快速落地，产能迅速投建。而作为风光电资源富集区，近两年西北地区正迎来储能投资小高峰。

　　比如比亚迪，早在两年前青海光伏竞价项目对储能系统采购项目中，比亚迪便出现在标段1（65MW/130MWH）的中标候选企业名单里，同时以1.06元/Wh的价格刷新了当时投标单价新低。

　　此外，阳光电源一边在青海拿下去年国内单体最大的光储融合项目——青海特高压基地电源配储能202.86MW/202.86MWh，另一边参与甘肃100MW集中式风电项目储能系统采购竞标，及甘肃酒泉储能系统EPC/PC总承包项目。

　　同时，国内第二大钛白粉生产商中核钛白全资子公司中核时代与甘肃省白银市景泰县人民政府签订《景泰县2GW“源网荷储一体化”新能源发电项目投资框架协议》，投资建设“源网荷储一体化”新能源发电项目。

　　值得一提的是，中核钛白年内与四川伟力得签署《全钒液流电池储能全产业链》战略合作协议，双方一致同意围绕全钒液流电池储能全产业链展开全面深度合作。

　　据甘肃伟力得与张掖市山丹县政府的投资协议，双方合作项目包括储能产业园、储能项目、光伏发电项目。储能产业园预计总投资10亿元。

　　此外，中国绿发、中国能建等资金实力雄厚的国企、央企也在青海、甘肃、宁夏、新疆等西北地区积极参与储能相关项目建设。

　　“当下大部分公司和机构对储能领域非常看好，这也体现在储能强劲的‘吸金’能力上。”一家业内公司人士对此表示，“目前西北地区储能产业发展优势非常明显，陕西、青海等多地政策支持力度很强，同时天生资源禀赋突出，非常适合大型风光基地项目建设，这些是中东部不可相比的。”

　　相关调研机构数据显示，2022年前三季度全球各地的储能公司通过企业融资筹集的资金已经超过了去年全年筹集的资金。

　　而据国家发改委印发的《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》。第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单涉及内蒙古、青海、甘肃等19个省份，规模总计97.05吉瓦。

　　上述公司人士认为，当下西北地区储能发展的关键环节并非投资建设，后续发展关键在于输送渠道基础建设是否能匹配。

　　 电网建设是关键支撑

　　“若把风光电等自然资源比作原生态产品，那么新能源基地投资建设就是深加工环节。完成这两个环节后，最终盈利问题还要看终端消费市场。”前述公司人士认为。

　　值得一提的是，伴随着全国新能源市场蓬勃发展，近两年西北地区相关基建的确在逐步完善中。

　　以甘肃为例，上半年，甘肃省新能源建设项目188个，比去年同期增加134个，完成投资增长1.2倍。截至6月底，甘肃省新能源在建项目2600万千瓦，并网装机3200万千瓦，同比增长30.4%。新能源装机占全省电力总装机49.6%，全国排名第三。

　　国网甘肃省电力公司成立省级电源服务中心。推动火电机组灵活性改造和“火储”联合项目投产，推动电化学储能深化应用，深度挖掘大电网调峰能力，首次成功实现火电机组日内启停调峰。

　　同时，甘肃750千伏武郭三线、沙洲变主变扩建工程顺利投运，330千伏酒泉风电送出等4项工程提前投运。

　　数据显示，甘肃新能源发电量260亿千瓦时，同比增长16.8%，发电量占比28%。陇电入鲁、陇电入浙等跨省区特高压直流输电通道项目也在推进中。

　　此外，作为西北地区首府，“十四五”期间国家电网将在陕西投资1000亿元，加快电力重点项目建设，进一步提升“西电东送”能力。

　　据悉，目前在陕西电网主网架建设方面，新建设陕北至关中第三通道、宝鸡至汉中、西安东至安康等20多项750千伏骨干网架工程，在陕北形成“田字形”主网架，在关中形成双环网。预计到“十四五”末，陕西将提升省内北电南送能力超过1000万千瓦。

　　“西北地区很适合发展储能产业。”一位受访的业内专家认为，“电力现货市场交易价格起伏很快，而储能由于具有强稳定性，对电力现货市场而言是个非常合适的调节方式。”

　　该专家认为，一旦打通西北地区电力输送渠道，加强基础设施建设后，当地储能有利于国内电力市场价格及用户使用的稳定性。

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