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2020中国新能源发电分析报告（国网能源研究院2020年7月）.pdf

级电网制定出台调峰辅助服务市场规则，其中4个区域、12个省级电网调峰辅 助服务市场正式运行。2019年，通过调峰辅助服务市场机制驱动常规电源调峰 多消纳新能源发电量189亿kW·h，同比增加80%。 （四）新能源跨省区中长期交易 基本情况：2012年12月7日，为发挥市场在资源优化配置中的基础作用 国家电力监管委员会发布了《跨省跨区电能交易基本规则（试行）》，规范跨省 跨区电能交易行为。2018年8月，北京电力交易中心印发《跨区跨省电力中长 期交易实施细则（暂行）》，提出跨省区交易按照交易标的分为省间外送交易 跨省区电力直接交易和跨省区发电权交易。 交易现状：近年来，新能源跨省区中长期交易电量稳步提升。以国家电网 有限公司经营区为例，2010年新能源跨省区中长期交易电量仅1.5亿kW·h 2013年突破100亿kW·h，2019年达到830亿kW·h，同比增长26%。其中 省间外送交易、电力直接交易、发电权交易电量分别为674.4亿、117.1亿 38.3亿kW·h。 （五）新能源跨区现货交易 基本情况：目前，新能源跨区现货交易是在跨区域省间富余可再生能源电 力现货交易框架下开展的。2017年8月15日，《跨区域省间富裕可再生能源电 力现货试点规则（试行）》发布，国家电力调度控制中心会同北京电力交易中 心通过跨区域输电通道，组织电网企业与水电、风电、光伏发电等可再生能源 发电企业开展电力现货交易

7.3.2新能源市场化交易机制成效评估

以典型新能源富集省份为例，对新能源消纳的典型交易机制促进新能源消 纳的成效进行量化分析。 （一）大用户直接交易机制 基于某大用户用电不可调节、年用电量情景下，新能源参与大用户交易后

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T／CECS94-2019 建筑排水内螺旋管道工程技术规程及条文说明源与电力分析年度报告系

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4省级可再生能源电力消纳保障实施方案设计

贵州省可再生能源电力消纳责任权重分

山东省可再生能源电力消纳保障机制实施方案在消纳责任承担主体、履行 方式、组织实施、督导考核等方面与国家实施大纲基本一致，但在市场主体和 指标分配方面，与国家实施大纲有一定差异。一是仅设立非水电可再生能源电 力消纳责任权重。考虑到山东省水电规模有限，且国家规定的2020年山东省总 量消纳责任权重和非水电消纳责任权重一致，山东省在实际工作中只设定非水 电消纳责任权重。二是消纳责任权重指标没有直接分配给第一、第二市场主 体，而是按直接分配给了设区的市级行政区域来设定消纳责任权重。按年度向 市级行政区域下达消纳责任权重，各市政府承担本行政区域内消纳责任权重， 并制定实施方案。

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（一）基本原则 省级可再生能源消纳实施方案的制定应遵循如下原则： （1）在《中华入民共和国可再生能源法》《国家发展改革委国家能源局 关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》等国家法律、政策文件的 框架下开展实施方案设计。 如对电网公司的责任要求方面，《中华人民共和国可再生能源法》规定我 国可再生能源实行全额保障性收购制度，电网企业全额收购其电网覆盖范围内 符合并网技术标准的可再生能源并网发电项自的上网电量。可再生能源消纳保 障实施方案设计应充分考虑可再生能源全额保障性收购制度。 （2）充分考虑提高可再生能源利用水平，以实际物理量交易为主开展消纳 实施方案设计，将超额消纳量交易和绿证交易作为补充 促进可再生能源消纳是我国可再生能源消纳保障机制设计的初裹，主要通 过以实际完成可再生能源消纳物理量来促进可再生能源消纳。新能源发电出力 具有间歇性、波动性和季节性特点，应根据不同可再生能源消纳责任主体的特 点，合理分配可再生能源消纳责任权重指标。超额消纳量和绿证交易主要是金 融性交易，仅是可再生能源消纳责任权重完成的补充手段。 （3）综合考虑国家关于提高特高压线路输送清洁能源比例要求以及本地可 再生能源消纳责任权重指标要求，做到外送和就地消纳的平衡。 我国已建成数十条特高压交直流线路，国家发展和改革委员会、国家 能源局印发的《提升输电通道利用率三年行动计划（2018一2020年）》的 通知提出：到2020年，已建特高压直流输电能力接近设计水平，整体通道 利用小时数超过4000h，力争达到4500h以上；清洁能源输送比例明显提 升，输送清洁能源平均占比力争超过50%。对于送端省份，若外送可再生 能源占比过高，可能无法完成本省可再生能源消纳责任权重指标，各责任

主体需参与省间超额消纳量交易。另一方面，近年来随着中东部省份能源 消费总量控制和环保要求提高，其对外来电中清洁能源的占比要求越来越 高，如果输电通道清洁能源输占比过低，可能影响受端省愿意接纳的总电 量规模，从而影响送端省的可再生能源消纳。因此，在制定实施方案时应 充分考虑外送和省内权重指标的平衡。 （二）消纳实施方案编制需要注意的问题 （1）计及网损、厂用电电量的消纳权重调整。 我国可再生能源消纳责任权重承担主体在售用电侧，全社会用电量中 的网损电量所对应的消纳量没有承担主体，若直接将国家下发的权重指标 分配给各个市场主体，可能会出现省内各市场主体全部完成消纳责任权重， 但省级整体消纳责任权重没有完成的情况。因此，需要对市场主体承担的 消纳责任权重进行调整。研究表明，根据往年网损占全社会用电量的比例， 在国家指标基础上对市场主体承担的消纳责任权重进行适当调整，简单 可行。 可再生能源消纳责任权重调整值二国家下发的可再生能源消纳责任权重： （1一网损占全社会用电量的百分比） 可再生能源消纳责任权重指标测算与考核均以行政区域内生产且消纳的可 再生能源电量为基础。市场主体最终消纳的可再生能源电量为上网电量，可再 生能源发电的厂用电量也应计入本行政区可再生能源有效消纳量，因此各市场 主体共需要承担的权重指标为 市场主体承担的消纳责任权重三可再生能源消纳责任权重调整值×（可再 生能源上网电量÷可再生能源发电量） （2）各市场主体承担消纳责任的售、用电量统计。 根据《通知》要求，第一类市场主体承担与其年售电量相对应的消纳量， 第二类市场主体承担与其年用电量相对应的消纳量。现实情况中，各市场主体 之间存在购售交易，可再生能源消纳责任权重分配时，应对各责任主体的售、

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用电量统计做如下调整： 1）售电公司、电力批发用户与发电企业的直接交易电量由电网企业结算 并计入电网企业的售电量，在计算电网企业实际售电量时应予以扣除。 2）省级电网企业向省属地方电网企业、配售公司售电量应归人买方 计算省级电网企业实际售电量时应予以扣除。 3）自备电厂所属企业从电网企业购买的下网电量应纳入自备电厂企业实 际用电量，计算电网企业实际售电量时应予以扣除

7.4.3典型省级可再生能源电力消纳保障实施方案设计

省级消纳实施方案主要包括年度消纳责任权重及消纳量分配、工作机 制、履行方式、考核方式等。其中消纳量分配是省级实施方案设计的重点 为容，也是可再生能源电力消纳保障机制实施的关键。消纳量分配主要包 括两类： 一是根据指标分配对象不同，可以分为按行政区分配和按市场主体分配 两类。 按行政区分配是指省级能源主管部门根据国家下发的权重指标，结合本省 各地消纳测算结果，进一步向市（区）级行政机构下发相应权重指标，并由各 市（区）负责指标落实，如山东省消纳实施方案。 按责任主体分配是指根据《通知》要求，向承担消纳责任权重的两类市场 主体直接分配指标，其中第一类市场主体为售电企业，包括省级电网企业和省 寓地方电网企业和各类直接向电力用户供（售）电的电网企业、独立售电公 司、拥有配电网运营权的售电公司；第二类市场主体为电力用户，包括通过电 力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。贵州省实施方案属于按市 场主体分配模式。 按行政区分配便于政府层层落实责任，但增加了测算和核算复杂程度，且 与政策设计的初衷存在一定偏差。按市场主体分配消纳责任权重指标，则目标

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落地实施，但该方案并未考虑各责任主体之间的差异以及消纳可再生能源的能 力，可能导致超额消纳量以及绿证等金融性产品的交易量增加，从而加大市场 和价格风险

某省可再生能源消纳责任权重测算基数

一）差额比例分配方杀 差额比例分配即考虑不同市场主体消纳可再生能源可承受能力和自

比例分配即考虑不同市场主体消纳可再生能源可承受能力和自建

消纳责任权重差额比例分配方案

现最佳匹配，同时该类负荷用电量较小，宜在基准值基础上进行下浮。 （2）工业用电单班制负荷。该类负荷具有一定规律性，皇现工作日白天负 荷大、假期及周末负荷小特点，部分时段与新能源发电匹配，宜在基准值基础 上进行下浮或维持基准指标不变。 (3）工业用电两班制负荷。该类负荷可实现24h不间断生产，可随时消纳 新能源电量，但因为负荷用电量有限，消纳新能源总量有限，宜维持基准值或 在基准值基础上进行上浮。 （4）工业用电三班制负荷。该类负荷同样可实现24h不间断生产，同时该 类企业多存在高耗能负荷，具有非常好的消纳新能源电量条件，宜在基准值基 础上进行上浮。 （5）自备电厂可根据自备电厂所属企业的类别确定其消纳新能源的条件

如表713所示，仍以上述案例进行分析，假设该省有两个独立售电 公司分别为售电甲、售电乙；两个电力批发用户分别为批发用户甲、批发 用户乙，一个自备电厂所属企业。其中售电甲代理般工商业用户，属于 单班制负荷，售电乙代理制造业用户，属于两班制，批发用户甲为三班制 工业企业，批发用户乙和自备电厂所属企业为三班制高耗能企业，省级电 网企业、省属地方电网企业以及拥有配电网运营权的售电公司售电对象为 居民、农业等非市场化电力用户

消纳责任权重贡献度分配

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录1 2019年中国新能源产业政

2019年中国新能源产业政策及要点

甘肃、新疆（含兵团）为红色预警区域，暂停风电开发建设； 内蒙古为橙色预警区域，暂停新增风电项目

《国家发展改革 委关于完善光伏发 电上网电价机制有 2019.4.28 关问题的通知》 （发改价格【2019】 761号）

《国家发展改革 委国家能源局关 于建立健全可再生 2019.5.10 能源电力消纳保障 机制的通知》（发 改能源【［2019】 807号）

附录12019年中国新能源产业政策

（1）将现行可再生能源上网标杆电价改为指导价，新增集中式 光伏电站、工商业分布式项目，上网电价均通过竞争方式确定， 且不得超过政府指导价。 （2）下调太阳能发电指导价。集中式光伏电站~Ⅲ类资源区 指导价分别为0.4、0.45、0.55元/（kW·h）。“全额上网”的工 商业分布式光伏，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。 （3）光伏扶贫项目上网电价、补贴标准保持不变。 （4）适当降低分布式项目补贴标准 （1）消纳责任权重设定：包括总量消纳责任权重和非水电消纳 责任权重。 （2）各方责任：各省级能源主管部门牵头承担落实责任；售电 企业和电力用户协同承担消纳责任：电网企业承担经营区实施的 组织责任。 （3）完成方式：以实际消纳可再生能源电量为主要方式，超额 消纳量交易和绿证交易为补充方式。 （4）考核评价：省级能源主管部门负责对市场主体进行考核，国 家按省级行政区域监测评价。国家电网有限公司、南方电网对所属 省级电网企业消纳责任权重组织实施和管理工作进行监测评价 （1）2019年第一批平价上网项目总规模2076万kW，其中风 电451万kW、光伏发电1478万kW、分布式市场化交易项目 147万kW。 （2）电网企业按项目核准时国家规定的当地燃煤标杆上网电价 与风电、光伏发电项目单位签订长期固定电价购售电合同（不少 于20年）。 （3）电网企业确保项目所发电量全额上网

（1）2019年第一批平价上网项目总规模2076万kW，其中风 电451万kW、光伏发电1478万kW、分布式市场化交易项目 147万kW。 （2）电网企业按项目核准时国家规定的当地燃煤标杆上网电价 与风电、光伏发电项目单位签订长期固定电价购售电合同（不少 于20年）。 （3）电网企业确保项目所发电量全额上网

（1）现行可再生能源上网标杆电价改为指导价，新增集中式险 上风电、海上风电项目，上网电价均通过竞争方式确定，且不得 超过政府指导价。 （2）下调风电发电指导价。陆上风电IIV类资源区2019年指导 价分别为0.34、0.39、0.43、0.52元/（kW·h）；2020年分别为 0.29、0.34、0.38、0.47元/（kWh)。新核准潮间带风电项目上网 电价不得高于所在地陆上风电指导价。新核准近海风电项目2019年 指导价为0.8元/（kW.h）：2020年为0.75元/（kWh）

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（1）明确补贴方式。可再生能源发电项目上网电价在燃煤标杆 《财政部关于下 电价以内的部分由省级电网结算，高出部分由国家补贴。补助标 达可再生能源电价 准=（电网企业收购电价一燃煤标杆上网电价）／（1十适用增值 2019.5.24 附加补助资金预算 税率）。 的通知》（财建 （2）调整补贴拨付顺序。优先保障光伏扶贫、自然人分布式光 【2019】275号） 伏发电、公共可再生能源独立电力系统等涉及民生项目外，其他 发电项目按补贴需求等比例拨付

《国家能源局关 于2019年风电、 光伏发电项目建设 2019.5.28 有关事项的通知》 （国能发新能 【2019】49号】

《国家能源局关 于2018年度全国 可再生能源电力发 2019.6.4 展监测评价的通 报》（国能发新能 【2019】53号】

风电项目建设方案要点：

风电项目建设方案要点： （1）各省（区、市）2019年需补贴项目规模上限为，2020年 规划并网目标减去已并网和已核准项目总规模。 （2）新建项目均需通过竞争性配置组织。 （3）存量项目在确保弃风持续改善的前提下并网，新增项目均 以落实电力送出和达到保障利用小时数（或弃风率不超过5%） 为前提条件。 光伏发电项目建设方案要点： （1）光伏发电项目分为5类管理，分别为光伏扶贫项目、户用 光伏发电、普通光伏电站、工商业分布式光伏发电、专项工程或 示范项目。 （2）光伏扶贫、户用光伏发电项目（2019年纳人补贴规模350 万kW）单独管理，其他类项目均通过竞争性配置方式组织

（1）可再生能源电力消纳情况总体良好，11个省区已达国家 要求2020年最低非水消纳责任权重要求。 （2）甘肃未达风电最低保障利用小时数要求，甘肃、新疆、宁 夏等7个省（区）未达光伏发电最低保障利用小时数要求。 （3）特高压线路输送可再生能源电量占比过半

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附录3世界新能源发电数据

数据来源：IRENA，RenewableCapacityStatistics2020

注中国按并网口径计算

数据来源：IRENA，Renev 注中国按并网口径计算。

数据来源：IRENA，RenewableCapacityStatistics2020。 主中国按并网口径计算

附录3世界新能源发电数据

数据来源：IRENA：RenewableCapacityStatistics2020

注中国按并网口径计算

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附录4中国新能源发电数据

2019年中国各电网风电装机容量及发电量

附录4中国新能源发电数据

JC／T 2458-2018 聚苯乙烯颗粒泡沫混凝土数据来源：中国电力企业联合会《2019年全国电力工业统计快报》。

2019年中国太阳能发电装机容量及发电

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12020中国新能源发电分析报告

数据来源：中国电力企业联合会《2019年全国电力工业统计快报》。

REV. X COST, (1+r)" (1+r)"

式中：N为运营年限；REVn为第n年的收人；COSTn为第n年的成本；r为 现率。 年收入可用度电成本乘以年发电量表示，因此可得度电成本的计算公式如下：

1JIEA.RenewableInformation2019.Paris，2019 2]IRENA.RenewableCapacityStatistics2019.AbuDhabi,2017. 3]BP.StatisticalReviewofWorldEnergy2019.London,2019. 4]GWEC.全球风电市场发展报告2019.Brussels，2019. 5丁REN21.2018年全球可再生能源现状报告.Paris，2019. [6］中国电力企业联合会.2019年电力工业统计快报：北京，2019. 7」中国光伏产业联盟.2019年中国光伏产业发展报告.北京，2019. 8」国家电网公司发展策划部住宅建筑设计中的坡屋顶，国网能源研究院.国际能源与电力统计手册（2019版 北京，2019 9］国家统计局．中国统计年鉴（2019）.北京，2019