如何理解电力系统对新能源的消纳能力

摘要

电力系统消纳能力已成为影响新能源发展节奏的一大主线。

欧洲：欧洲电源灵活性、电网运行稳定性基础较好，时段性电力供过于求是其当前面临的主要消纳问题。以德国为代表的欧洲国家传统电源退出计划逐步明确，为新能源市场提供了新增发展空间。在释放的空间中，分布式收益端有一定保障且并网流程简单，渗透消纳前景向好。

美国：美国新能源消纳的主要瓶颈在于跨区输电能力不足，电网堵塞导致新能源弃电。同时并网流程复杂，当前并网周期长达5年。为加快新能源并网与广域消纳，美国开始推进新能源及输电线路审批简化政策，但部分政策仍在提案阶段，优化进展需要进一步观察。

中国：中国电力系统源网荷储灵活性条件均在改善，我们通过电力电量平衡测算2024、25年新能源年均可消纳规模225GW左右，若允许5%/10%弃电，可消纳量达240/260GW左右，总量上仍可维持较高装机水平。但结构性消纳矛盾或将加重，送端地区新能源装机规划与跨区输电线路、配套电源出现时序错配概率较大，弃电水平或阶段性提升。

风险

电力系统灵活性建设不及预期，政策推进不及预期，美国降息不及预期。

正文

如何理解电力系统对新能源的消纳空间

近期，新能源快速渗透的几个主要国家/地区均开始面临电力系统对新能源消纳能力不足的问题，如欧美缺少输电容量导致新能源并网排队[1]，频繁出现负电价[2]；美国部分渗透率较高地区午间新能源供过于求问题突出，出现净负荷“鸭子曲线”及大规模弃电[3]；国内部分地区因配网运行稳定性问题提示分布式光伏承载能力不足[4]等。

如何理解电力系统消纳能力，消纳能力不足是否会影响新能源未来增速？欧洲、美国、中国等新能源快速发展地区消纳基础和未来几年渗透消纳前景如何？本篇中，我们从灵活性、供需关系、运行稳定性三个维度理解电力系统消纳能力，并通过分析欧洲、美国、中国市场关键影响因素的边际变化研判新能源发展趋势及消纳空间。

消纳空间分析框架

电力系统对新能源的消纳能力存在供需关系、灵活性、安全稳定运行要求三重限制边界。

供需关系是决定消纳能力的底线。用电需求增量一定程度上决定了电力系统需要新增新能源供给的体量。虽然可以通过降低常规机组出力让出新能源供给空间，但由此带来的系统成本也存在一定疏导瓶颈；

灵活性不足可能导致系统消纳新能源容量的能力更低。为了实现负荷低谷时段的电力平衡，系统需要足够的灵活性实现上下调节，但灵活性能力存在边界，这决定了一定电网范围内新能源消纳存在限制。很多情况下，就算电量供需能够平衡，但灵活性不足可能导致消纳能力更低；

消纳空间还受到电网运行稳定性要求限制。大规模新能源接入还可能导致系统转动惯量不足，电压、频率稳定性降低，或反向送电带来线路设备过载等。这些问题的严重程度与接入规模、接入位置、电网网架结构及设备基础等因素相关，是更加复杂的运行层面问题。若电网结构和设备基础强，运行稳定性问题不会成为比供需关系和灵活性更苛刻的限制因素，但若电网结构和设备基础较弱，稳定性问题可能成为消纳的第一个瓶颈。

图表1：电力系统对新能源消纳能力分析框架

资料来源：中金公司研究部

供需关系边界

从电量平衡视角出发，在常规机组装机容量不增不减的情况下，每年用电增量是新能源发电增量的天花板，若不大规模弃电，新增新能源装机体量也随之大致确定。实际情况下，用电增量无法全部由新能源发电提供，随着用电量增加、最大负荷水平提升，需要增加更多支撑电源（常规电源）容量保证系统充裕性，常规电源发电增量即可满足部分用电增量，因此仅部分用电增量由新能源发电增量满足。若支撑性电源备而不用，仅在高峰时段提供短时支撑，那么将大幅推高系统成本，使得消纳代价过高。

灵活性边界

从电力平衡视角出发，灵活性是电源、电网、负荷、储能等主体协同配合维持电力平衡的能力。为了实现负荷高峰时段电力平衡，系统需要供给侧提供向上的灵活性和需求侧提供向下的灵活性，负荷峰段灵活性主要决定系统充裕性和保供能力；而为了实现负荷低谷时段的电力平衡，系统需要供给侧提供向下灵活性和需求侧提供向上灵活性，负荷谷段灵活性水平决定系统对新能源的消纳能力。

净负荷曲线与消纳空间的关系：业内一般通过净负荷曲线（负荷-新能源出力）观察消纳空间，净负荷曲线最低点与常规电源最小技术出力的差值决定剩余消纳空间。光伏出力在午间出力达到峰值，故光伏渗透率较高地区净负荷低点在午间前后，午间时段的供需情况决定消纳能力。不同区域和时段的风电出力特性差异更大，但多数地区风电出力在夜间达到峰值，夜间时段供需情况决定其消纳能力。

新能源消纳空间与装机容量的关系：从概率分布来看，风电、光伏出力多数时间远小于其装机容量，典型地区风电80%时间段出力小于其装机容量的0.5倍，光伏80%时间段出力小于其装机容量的0.6倍。因此，一定的消纳空间下可允许更多装机容量接入系统，光伏允许装机容量一般可按消纳空间/0.6考虑，风电允许装机容量一般可按消纳空间/0.5考虑。

图表2：电力供需平衡及灵活性需求示意图

注：横轴为日内时刻 资料来源：中金公司研究部

图表3：净负荷曲线与新能源消纳空间示意图

注：光伏、风电典型出力曲线参考《新能源消纳关键因素分析及解决措施研究》等文献，横轴为日内时刻；图中示意仅有光伏或风电出力的净负荷曲线，净负荷=负荷-光伏或风电出力；实际情况下，午间风电、光伏共同出力，净负荷=负荷-光伏出力-风电出力，风电及光伏共享净负荷与常规机组最小技术出力间的剩余消纳空间。 资料来源：《新能源消纳关键因素分析及解决措施研究》（舒印彪等，2017），《考虑“源网荷”三方利益的主动配电网协调规划》（李逐云等，2017），中金公司研究部

电源、电网、负荷、储能侧边际变化对系统灵活性和消纳空间有不同的影响机制，具体来看：

电源：煤电、气电、核电等常规电源最小出力存在技术限制，灵活性改造前/改造后的煤电调节范围为额定容量的50%~100%/30%~100%，气电调节范围为额定容量的20%~100%。因此，常规机组最小技术出力=灵活性改造前煤电容量*50%+灵活性改造后的煤电容量*30%+气电容量*20%+核电容量。新增常规电源装机容量抬升系统最小技术出力，新增10GW核电/煤电/气电最小技术出力增加10GW/3GW/2GW，压缩消纳空间；进行存量煤电灵活性改造及新增电源侧储能均可压低最小技术出力，释放消纳空间。对存量10GW煤电进行灵活性改造，最小技术出力降低2GW，消纳空间增加2GW，电源侧储能增加10GW，消纳空间增加10GW。

负荷及储能：负荷特性主要从两个渠道影响系统灵活性及新能源消纳能力。一方面，电力系统规划时支撑电源需要与最大负荷增长同步以保证充裕性，若最大负荷增速过快，常规电源装机量需要匹配增加，这可能提升系统最小技术出力，压缩消纳空间；另一方面，最小负荷过低使得净负荷曲线低点降低，同样影响新能源消纳空间。因此，峰谷差率大的系统新能源消纳更加困难，需要负荷侧主动提供更多灵活性，通过需求侧响应降低高峰负荷或提升低谷负荷，才能保证一定的新能源消纳水平。表后储能发挥的作用类似，其充放电循环可双向降低峰谷差。

电网：与电源、负荷、储能在时间维度上助力新能源消纳不同，电网主要是在空间维度上促进消纳，即本地负荷不足时，通过输配电线路匹配异地负荷。特高压直流线路帮助集中式新能源远距离匹配负荷，由于直流一般单向运行，主要扩大送端地区的消纳能力，释放的消纳空间大小与电源配置相关，当前大基地项目的典型配置为8GW光伏+4GW风电+4GW火电+2.5GW*2h储能，容量为8GW的特高压直流线路容量可消纳12GW新能源。交流输电线路可实现双向互济，对于线路两端消纳能力均有提升，但最终互济水平及释放的消纳空间还取决于线路两端发电和负荷特性的互补性。

图表4：源网荷储灵活性边际变化对新能源消纳空间及装机容量的影响示意

注：消纳空间增量=最低负荷增量-最小技术出力增量；按光伏可消纳容量=消纳空间/0.6，风电可消纳容量=消纳空间/0.5测算 资料来源：中金公司研究部

安全稳定运行边界

新能源消纳能力还受到电网运行稳定性要求限制，集中式和分布式由于接入位置与送电模式不同，面临的稳定性限制也有所差异。对于集中式，大规模接入可能导致系统转动惯量不足，电压、频率稳定性降低；对于分布式，大规模接入反向送电可能会带来线路设备过载、电压抬升、电能质量降低等问题，各维度问题的短板决定消纳上限。

设备过载与热稳定：在分布式渗透率过高的配网区域内，分布式光伏出力高于用电负荷，上级（中压）甚至上上级（高压）变压器和线路会出现反向潮流。传统配网设计主要依据区域内负荷水平确定变压器容量，220kV变压器负载率~60%，即220kV变压器容量约为当地负荷的1.7倍，并未考虑分布式光伏大规模接入情景。过多的分布式并网可能导致反送功率超过变压器容量，导致线路和设备过载，热稳定性出现问题，这也是目前影响分布式光伏消纳能力的主要因素。

电压抬升：分布式光伏接入导致的节点电压偏差量除了与其并网容量相关，还与其接入点位置和阻抗值相关。一般来说，分布式光伏容量越大，导致的电压偏差量越大；接入点越靠近配网末端，导致的电压偏差也越大。配电网调压能力不足时，节点电压偏差过高直接影响供电安全性和可靠性，严重时可能导致电源脱网。因此，配电网各节点允许的电压偏差范围限制了分布式光伏的接入容量和接入位置。此外，还有损耗、电能质量、三相不平衡电压等问题，这些问题的短板决定消纳的稳定性边界。

分布式光伏接入带来的电网稳定性问题并非不能解决。对于电压抬升问题，网侧可以通过增加无功补偿装置、逆变器功率因数控制、有载调压变压器抽头调整等快速调节系统电压水平；对于设备线路过载问题，可以通过扩容提高耐受能力。分布式发电侧如果具备足够的调节能力，如增加控制设备、储能等限制反送功率水平，也可以释放一定消纳空间。

图表5：分布式新能源接入后造成电网功率反送、过载、电压越限等稳定性问题

资料来源：《配电网分布式电源接纳能力评估方法与提升技术研究综述》（董逸超等，2019）, 中金公司研究部

消纳饱和的症状

新能源消纳饱和的症状主要包括出现大规模弃电及阶段性负电价两类。

弃电：当新能源出力+常规机组最小技术出力大于负荷时，弃风弃光才能维持电力平衡，新能源出力过剩时段增加，弃电率提升，消纳能力逐步饱和。各国弃电率与渗透率相关性有所差异，体现出供需关系、灵活性水平和电网运行基础的差异，例如消纳能力较弱的爱尔兰在新能源渗透率达到30%时弃电率达7%左右，消纳能力较强的西班牙弃电率不到1%。

负电价：电力市场按优先次序出清，用电需求先由边际成本最低的电源满足，不能满足需求时才会使用边际成本较高的电源。新能源可变成本无限趋近于零，当某一阶段其发电量能满足全部的用电需求时，会降低市场出清价格。此外，由于可再生能源往往收到其他机制补偿，为保证发电量可能报负电价，造成批发电价阶段性为负。负电价出现频率越高，代表供过于求更加普遍，消纳趋近饱和。据IEA，美国加州负电价小时数从2019年全年约150小时，大幅增长至2023年上半年的300小时，南澳2023年上半年负电价小时数达到近900小时。

欧洲：传统电源退出释放消纳空间，短期内分布式渗透消纳前景更优

欧洲电源和跨区输电灵活性基础较好，消纳上限高

电源：欧洲国家电源侧灵活性基础普遍较好，决定了其消纳上限较高。欧洲国家常规电源中，灵活性的气电比例高，且煤电经过改造深度调节能力较强，最小技术出力较低。我们测算，德国、意大利、西班牙典型日最低负荷与常规机组最小技术出力比值在1.5左右，中国、美国该比值在1.1~1.2左右，相比而言欧洲电源侧灵活性基础更好。

电网：欧洲跨国互济能力及市场化交易机制完备。欧洲国家间互联互济能力基础较强且仍在积极布局。据ENTSO-E十年电网发展计划（TYNDP 2022）统计，欧盟2022年跨国输电能力93GW，报告中预计2023-25年在建项目可贡献容量增加23GW至116GW。中远期看，欧盟要求2030年各成员国跨国输电能力达到本国装机容量的15%，ENTSO-E测算欧盟2025-30年或将再增加64GW跨国输电容量。

以德国为例，目前德国与邻国间通过交流、直流输电线路密集连接，互济容量接近30GW，占其本国装机容量的~13%，2023年夏季电力供应紧缺时期进口负荷占其用电负荷的近20%，春季电力供应宽松时期出口负荷占用电负荷的17%左右，其互济能力在用电高峰时段保证充裕性、低谷促进新能源消纳。除互联互通的基础设施外，欧洲统一电力市场机制也提升了跨区互济的效率。

图表6：欧洲国家间跨国输电联络情况及ENTSO-E对未来跨国容量需求的测算

资料来源：ENTSO-E，中金公司研究部

新能源并网运行稳定性要求高，高电价消化系统成本

欧洲对新能源接入电网后的稳定性技术要求明确。欧洲要求新能源并网后具备一定电压、频率调节能力。对于分布式，德国并网技术要求最高，要求分布式低压端接入也具备调峰能力，需要配套安装 “三遥”（遥测、遥信、遥控）控制设备，此外还要求余电上网容量不能超过分布式装机容量的70%，达到70%逆变器自动控制弃电[5]，反送上限和可调峰能力共同保证了德国配网反送电问题可控。在解决电压稳定、设备线路过载问题方面，德国电网公司采用了电网扩容、升级配变为有载调压变压器、增加无功补偿设备等多种方式进行改造。

图表7：德国分布式光伏并网的升级改造措施

资料来源：《The German experience with integrating photovoltaic systems into the low-voltage grids》（Benjamin Bayer等，2017），中金公司研究部

高电价可一定程度消化分布式开发配套的升级改造成本。加装三遥等配网自动化改造成本高，且调峰还存在上网电量减少的问题，近几年德国每年调峰弃电量在60亿千瓦时左右，调峰弃电量占新能源发电量的4%左右，分布式调峰弃电率可能更高，但较高的终端电价可消化额外成本和收益小幅降低。燃料价格正常时期，德国居民终端电价中批发电价占比仅25%左右，气价高企的2022年下半年批发电价占比50%左右，这意味着分布式光伏自发自用部分节省电价是集中式发电收益的2~4倍，高终端电价可消化改造成本和调峰损失。

欧洲其他国家如意大利、法国等配网强度及自动化水平不及德国，存在部分低压端分布式不可控问题，但整体上配网自动化和线路设备冗余容量处于较高水平，对分布式消纳基础较好，稳定性问题暂不突出。

电力需求相对稳定，高渗透地区面临供过于求问题

新能源大发时段电力供过于求问题突出，负电价频繁出现。欧洲电力需求稳定，能源危机后需求还有小幅降低，新能源加速渗透导致午间等新能源大发时段供过于求问题突出。据EnAppSys，2023年芬兰、瑞典、挪威、荷兰、德国在全年日前交易中均出现300次以上日前负电价，其中挪威、瑞典、丹麦等北欧国家主要是由于水电季节性出力较高且水电有绿电认证补贴，芬兰由于新投运核电提升区域电网内的常规机组最小技术出力、灵活性降低，处于欧洲大陆偏边缘的国家如法国、波兰等主要是由于跨区输电能力不足。其余大部分地区如德国、意大利、比利时、荷兰、英国等均因为风电/光伏供过于求造成负电价。

图表8：2023年欧洲主要电网区域负电价出现频次及主要原因

资料来源：EnAppSys，中金公司研究部

欧洲新能源渗透消纳的边际变化及趋势展望

未来几年传统电源退出计划明确，再次释放消纳空间

为解决结构性电力供过于求，欧洲推进传统电源退出计划，为新能源释放消纳空间。根据欧盟规划，至2030年新能源在能源结构中的比重将从当前的22%左右提升至42.5%~45%，为实现新能源份额增加，各国积极推进传统能源退出计划。

德国从能源危机逐步缓和后开始规模退核、退煤。2023年下半年德国从电力净出口国转为净进口国，下半年净进口电力流月度均值达到4GW，本地电力供应过剩问题开始好转。长期看，德国通过竞价补偿方式鼓励煤电退出且有明确退出时间表，根据德国监管机构Bundesnetzagentur披露的装机退出计划，2024年一年内退出煤电容量~9.5GW，退煤减少发电量相当于释放了光伏或风电装机空间40GW/20GW。

消纳空间逐步释放使得德国新能源发展或迎来新一轮加速。其分布式光伏上网电价在多年退坡后重新提升，并以更高电价鼓励全额上网模式，10kW内的分布式发电系统若采用自发自用、余电上网模式，上网电价为8.6欧元/MWh，全额上网模式下电价为13.4欧元/MWh，同时取消了前期反送功率不超过额定容量70%的限制。

图表9：德国提高分布式光伏上网电价，鼓励全额上网模式

资料来源：德国经济事务部，Fraunhofer ISE, 中金公司研究部

分布式收益端一定程度受保护，短期看渗透消纳空间较大

欧洲分布式收益端市场风险暴露度较低、受并网流程制约小，未来几年渗透消纳空间较大。

收益方面，欧洲集中式新能源发电部分通过参与电力市场交易获取收益，部分通过与政府/终端用户签署差价合约（CfD）、购电协议（PPA）锁定长期较稳定电价。随着渗透率提升，欧洲新能源参与电力市场交易电价端蚕食效应显现，德国、西班牙的光伏电价较基荷电价的折价率由2021年的月度平均5%左右快速增长至2023年的20%左右。参与差价合约及购电协议的装机不完全暴露在电力市场中，但定价仍以批发电价为锚，也略有降低趋势。

图表10：光伏参与电力市场交易平均电价较基荷电价溢价/折价情况

资料来源：BloombergNEF，中金公司研究部

分布式不直接参与电力市场交易，收益受一定保护。分布式新能源单体体量小、交易成本高，在绝大多数地区都未进入电力批发市场直接交易。欧洲国家分布式光伏发电的价格机制主要有固定电价（FiT）、净计量（Net Metering）、净计费（Net Billing）三种，固定电价机制下，分布式发电上网部分获取固定电价回报，德国、奥地利、法国等采用该机制；净计量机制下，用户在发电高峰时段向电网输出电量和用电高峰时段从电网获取电量可以相互抵扣，利用电网资源储能调峰，净上网部分还可获得居民/工商业终端电价收益，相当于发电部分在批发电价基础上多收益了过网费和税费；净计费机制下，净上网部分电价设置比居民/工商业终端电价低，一般与批发电价水平相近，相当于少获益过网费。三种模式都有固定收益规则，随市场波动折价影响小，且净计量电价远高于批发电价，收益更加稳定有保障。

图表11：欧洲分布式光伏电价机制

注：各国分布式光伏累计装机容量统计截至2022年，终端电价为2023 2H平均水平。 资料来源：Eurostat，欧洲能源监管合作署ACER，Bloomberg，中金公司研究部

并网方面，欧洲部分国家集中式核准并网流程较长，德国、西班牙、法国流程周期需1-3年，英国、意大利周期长达5年以上。核准并网流程复杂导致部分国家新能源开发排队问题突出，英国、意大利、西班牙排队容量达到500GW以上，为其累计装机容量的2倍。

相较而言，分布式新能源开发并网流程相对精简，小容量系统免审批。以德国为例，30kW以下的户用分布式系统适用简化的并网程序，对于商业分布式系统，上网容量达到270kW或装机容量达到500kW才需要获得许可。我们认为，电网投资加速、并网流程精简对中长期新能源消纳将有显著促进作用，但考虑基础设施建设及政策落实周期较长，短期内分布式渗透消纳前景或更优。

图表12：欧洲主要国家并网限制因素、排队情况及并网流程示意

注：排队装机容量统计截至2022年底 资料来源：LBNL，BloombergNEF，中金公司研究部

美国：电网灵活性不足，高渗透地区消纳问题突出

美国跨区输电能力欠缺，电网堵塞导致弃电

美国新能源消纳的主要瓶颈在于其电网强度及跨区互济能力不足，电网堵塞是新能源弃电的主要原因。美国东部联合、西部联合以及德州电网相对独立，互联互济水平低。在美国细分的12个区域电网中，虽然除德州电网外11个区域电网均由美国联邦能源管理委员会（FERC）管理，但其中仅有6个是区域输电组织，有权为大范围区域进行输电网规划，其余由垂直一体化公用事业公司主导，其输电规划建设缺乏与周边地区的协同。较为分散的电网结构使得新能源并网消纳基础弱、升级改造难度大。

美国并网流程复杂且周期长。与欧洲类似，美国在新能源并网前也需要经历并网申请、可行性评估、并网对电力系统影响的评估、设备评估、签订并网协议、新能源项目建设投运等一系列流程。根据劳伦斯伯克利实验室（LBNL），截至2022年底美国新能源发电并网排队容量达到1350GW，储能并网排队容量680GW左右，并网周期由2015年的3年左右增至当前的5年左右，意味着存量电网设施不足，并网需要更复杂、更高成本升级改造。并网成本分摊方面，美国项目多由新能源开发商承担费用，改造方案的协商谈判周期偏长。

图表13：美国新能源并网流程及排队容量区域分布

注：排队容量统计截至2022年底 资料来源：《Queued Up: Characteristics of Power Plants Seeking Transmission Interconnection as of the End of 2022》（LBNL），中金公司研究部

图表14：美国加州新能源弃电量及主要原因

资料来源：CAISO，EIA，中金公司研究部

美国新能源渗透消纳的边际变化及趋势展望

并网流程简化对周期较短的储能及分布式发电项目见效较快

为加快新能源并网与广域消纳，美国开始推进新能源及输电线路审批简化政策，但部分政策仍在提案阶段，进展需要进一步观察。美国联邦能源管理委员会（FERC）、美国能源部等主管机构已着手从新能源并网/环境审查简化、输电线路审批流程简化等方面推进相关政策。并网流程方面，FERC于2023年7月针对并网程序提出新规并于11月正式生效，包括设定电网研究期限并引入未能按时完成的处罚机制，要求对同一领域项目集体进行评估，简化并网流程中的行政手续等措施，推动项目并网加速；输电线路审批方面，FERC于2023年9月上书国会，呼吁简化跨区输电线路审批流程，强化区域电网互联互通；环评方面，美国能源部于2023年11月提议放宽对部分储能、太阳能和输电线路项目的环境审查，减少环评成本和时间。

我们认为，流程简化政策对并网流程较短的储能项目以及小容量（分布式）新能源发电项目促进效果短期见效更快。长期看，跨区输电线路的规划、审批简化与建设对未来消纳能力提升更加重要，还需要持续观察政策进展。

利率下行周期分布式需求边际改善或更显著，向低渗透地区扩散发展

美国分布式光伏开发成本高且依赖第三方融资模式，需求受高利率拖累。美国分布式尤其是户用系统渠道成本高，导致资本支出远高于其他国家，2023年美国户用光伏资本性支出大约为3美元/W，较德国、澳大利亚等国高50%以上。高成本决定了分布式开发强依赖第三方融资模式，受利率影响更大，短期需求受负面影响。

2024年需求或迎来拐点。据中金宏观组，美联储有望在2024年二季度降息，最新点阵图暗示2024年降息三次，其政策目标或已从单边抗通胀转向防止货币过度紧缩[6]。我们认为，利率水平降低使得新能源开发环境逐步宽松，尤其是分布式边际改善更为明显，叠加美国终端电价水平仍在较高水平、设备成本下行周期，2024年分布式需求有望迎来拐点。

分布式高渗透地区在消纳困境下电价机制调整、发展放缓。消纳能力提升前，高渗透地区不得不通过电价机制调整供需平衡。近期加州分布式价格机制收紧，从NEM2.0净计量过渡至NEM3.0净计费机制，相当于内化了一定的消纳成本。在NEM3.0净计费机制中，余电上网部分电价低于终端用电电价，超额扣减过网费。在NEM3.0基础上，加州公用事业委员会近期还提出分布式配储能系统晚间储能出力按照余电上网电价结算，即储能晚间出力自用部分也需扣减过网费。我们测算，分布式光伏系统在NEM3.0较NEM2.0收益端降低50-60%，光储系统在储能电价结算新规下收益或再降低10%左右。

向低渗透地区扩散发展是未来趋势。我们认为，加州等高渗透地区消纳问题短期内无法大幅缓解，利率水平降低及设备成本下降或促进美国分布式加速向消纳空间更大、目前渗透率还较低的东南部、PJM等区域发展。

图表15：加州分布式光伏渗透历史

资料来源：EIA，加利福尼亚州公用事业委员会(CPUC)，中金公司研究部

图表16：加州分布式光伏电价机制收紧

资料来源：CAISO，CPUC，中金公司研究部

中国：送端地区消纳矛盾阶段性加重，但整体消纳空间增量可维持较高新增装机水平

中国新能源渗透与消纳现状

中国新能源高速发展，且消纳现状整体良好。2022年全国平均新能源渗透率达到14%，我们预计2023年底将达到16%左右。部分省份已处于高渗透水平，青海、河北、甘肃、黑龙江、宁夏、内蒙古渗透率超过20%。新能源消纳状况良好很大程度上得益于全社会用电量快速增长。2020-2022年，用电量增量14000亿千瓦时左右，发电装机阶段性短缺，促进了新能源快速增长与消纳，同期新能源发电增量近6000亿千瓦时左右，占新增发电量的比重增至40%以上。

分布式渗透显著快于集中式。2020-2022年分布式光伏复合年增长率26%左右，远高于集中式11%左右，主要得益于：1）开发便利性：分布式光伏备案及并网流程较为简单，近年来打包开发模式形成了一定规模效应；2）经济性：成本端设备成本及资金成本相对较低，土地、升压成本少，收益端自用部分可抵较高的工商业电价，居民电价虽然绝对水平不高，但居民电价与余电上网电价水平普遍高于集中式平价项目的平均获得电价，相对经济性高； 3）电网接入限制少：国内分布式并网接入限制较少，既没有类似美国的超配和反送功率限制，也没有类似欧洲的可观测可调峰设备和电压调节设备加装要求，相当于可享受电网调节服务，少承担或不承担过网费，且运行层面不受电网限制调度，这种优惠的并网政策一定程度上加速了渗透。

图表17：中国各省新能源渗透率

注：新能源渗透率为风电+光伏发电量/总发电量，基于2022年发电量计算而得 资料来源：中电联，国家能源局，中金公司研究部

图表18：中国集中式、分布式光伏累计装机量及主要省份分布式装机情况

注：右图分省分布式（户用、工商业）装机容量为2023 3Q累计值。 资料来源：国家能源局，中金公司研究部

供需关系：用电需求是新能源消纳的基本盘，若用电增速企稳则新能源消纳系统成本上升

回归供需本质，若2024~25年用电增速在7%左右，年用电增量在7000-8000亿千瓦时左右。我们测算，该需求增量可保证在消纳光伏/风电年新增装机200GW/50GW的基础上，水电利用小时数持平、火电利用小时数小幅降至4000小时左右，降幅约8%，与容量补偿收益较为匹配，基本上可维持系统各类电源经济运转。

若用电增速趋于企稳至5%左右，年用电增量在4000亿千瓦时左右。此时如果光伏/风电年新增装机维持200GW/50GW的较高水平，或将导致水电利用小时数降至2500小时左右，火电利用小时数从4300小时降至3750小时。这意味着，在上网电价水平不变的情况下，火电、水电收益或降低13%/11%左右，考虑火电5%左右容量补偿收益，常规电源收益仍有降低。我们认为，若用电增速企稳，消纳新能源的系统成本提升，配套本地负荷、离网应用或是未来促消纳的主要趋势。

图表19：中国新增发电量及新能源占新增发电量的比重，2023E-2025E

注：2023年发电量结构根据2023前三季度各电源发电量同比增幅估算，2024-2025年发电总量按照5%、7%分别计算，核电发电量根据预计投产装机容量估算，2024-2025年光伏、风电发电量根据年新增维持200GW、50GW大致测算，已考虑10%左右的新能源弃电率（若考核放开） 资料来源：中电联，国家能源局，BP，中金公司研究部

灵活性：源网荷储灵活性均在改善，但送端地区网源时序错配或导致阶段性消纳能力不足

现阶段，系统灵活性总体上可消纳存量新能源装机规模且有一定空间盈余，部分地区如冀北、蒙东、宁夏、甘肃、青海、吉林、黑龙江等地灵活性偏紧。我们通过电力电量平衡测算可知，2023-25年源网荷储各侧灵活性均在改善，释放新增消纳空间，具体而言：

电源侧：一方面，火电、核电等常规电源容量增加抬高最小技术出力。我们估算2023-2025年新增火电200GW左右，新增核电12-13GW，贡献最小技术出力增量约60GW；另一方面，存量煤电灵活性改造、新增电源侧储能压低最小技术出力。我们认为，煤电灵活性改造在补偿机制维持、存量应改尽改原则下将继续推进，十四五大概率超额完成改造目标，同时电源侧按比例配置储能的趋势持续，由此预计2023-2025年煤电灵活性改造新增200GW，电源侧储能新增容量100GW左右，共同压低最小技术出力约140GW。综合而言，常规机组最小技术出力由2022年的655GW降低至2025年的579GW，释放消纳空间~76GW。

图表20：电源侧灵活性及常规机组最小技术出力边际变化测算（GW）

注：此处常规机组最小技术出力为全装机容量下的最小技术出力，典型日机组非满负荷运行，工作位置不同，最小技术出力随之变化。 资料来源：中电联，国家能源局，中金公司研究部

电网侧：聚焦跨区输电能力对大型地面电站新能源消纳空间的释放前景，我们测算2023-2025年新增跨区输电线路陆续投产后释放输电容量50GW左右，存量通道输电容量挖潜空间25~30GW，新增及挖潜容量或可帮助送端地区抬升发电负荷75~80GW，即电网灵活性释放消纳空间75~80GW。

值得注意的是，虽然跨区输电能力建设明显提速，但送端新能源装机规划更加积极。一批大基地项目总规模100GW左右，二批大基地总规模455GW。按照规划，十四五期间一批项目全部投运，二批项目投运100GW，一、二批外送规模共计150GW。我们认为，一批项目大多通过存量通道挖潜送出、且配套电源部分采用存量煤电，因此消纳问题不太突出。但二批配套煤电/储能多需要新增建设，时序协调难度也更大，容易出现更多新能源电源等煤电、等线路的情况。此外，十四五期间一、二批外送规模150GW对应跨区输电容量需求100GW左右，而我们预计输电能力新增75~80GW，存在2~3条通道缺口。同时，送端基地项目占用外送能力及调节资源，常规项目消纳难度或将增加。

我们认为，若送端按照规划高速新增新能源装机，2024-25年（尤其是二批大基地项目陆续投运的2025年）送端地区源网建设不匹配、支撑电源建设不同步、本地消纳不充分的情况或将阶段性加重，送端弃风弃光率抬升，周期性消纳困难形势或将类似2016-17年，但消纳困难预期或将引导跨区输电容量规划进一步扩容，错配导致的消纳困难或为阶段性问题。

负荷侧：负荷侧响应、抽蓄有助于提升消纳困难时段负荷，提升消纳能力。负荷侧响应方面，我们认为随着新能源渗透率不断提升，不同时段电力供需不平衡程度加大，终端电价采用分时机制、电价峰谷差拉大是趋势，在此背景下负荷侧灵活性发展速度将加快。我们预计2023-25年负荷侧灵活调节容量（表后储能及需求侧响应）增加55GW左右，抽蓄新增装机17-18GW，负荷侧灵活性增加贡献谷段负荷增量70GW以上，释放消纳空间~70GW。2023-25年典型工作日/节假日午间负荷增量96/67GW，2025年典型工作日/节假日午间负荷分别达到1311/968GW。

图表21：电网、负荷侧灵活性及午间负荷边际变化测算（GW）

注：午间时段负荷低、风电、光伏出力水平高，一般为消纳最困难时段。我们选取典型工作日、节假日午间分别测算负荷变化情况。 资料来源：中电联，国家能源局，中金公司研究部

综合考虑源网荷储灵活性及负荷增量，我们测算2022年累计消纳空间611GW，对应可消纳风电、光伏累计装机容量589/579GW，2022年风电、光伏实际累计装机容量365/392GW，结余可消纳装机224/187GW。2025年累计消纳空间818GW，对应可消纳风电、光伏累计装机容量561/898GW。因此，2023-25年可消纳风电、光伏装机增量196/504GW。若考虑5%弃电率，新增可消纳风电、光伏装机容量207/530GW，若允许10%弃电率，新增可消纳风电、光伏装机容量218/560GW[7]。

总结而言，我们认为源网荷储灵活性条件均在改善，可支撑较高新增装机水平。2023-25总计可消纳新能源装机700GW左右，假设2023年新增装机~250GW，则2024、2025年年均可消纳装机量在225GW左右。考虑5%/10%弃电，年均可消纳装机达到240/260GW左右，总量上仍可维持较高装机水平。

但是，结构性消纳矛盾或将加重，西部及北部送端地区新能源装机规划与跨区输电线路、配套灵活性电源出现时序错配的概率大，若送端按照高规划情景新增新能源装机，2024-25年消纳能力不足显性化，弃电水平或显著提升。但消纳困难预期或将引导跨区输电容量规划进一步扩容，错配导致的消纳困难或为阶段性问题。

图表22：消纳空间边际变化测算（GW）

注：我们选取典型工作日、节假日午间分别测算消纳空间，消纳空间=午间负荷-常规机组最小技术出力；常规机组实际最小技术出力分别按照工作日、节假日最大负荷测算工作位置；2022年按照风电、光伏累计装机比例分摊消纳空间，2025年按照35%/65%比例分摊消纳空间，可消纳光伏装机容量=光伏消纳空间/0.6，可消纳风电装机容量=风电消纳空间/0.5；可消纳装机容量包括分布式、集中式。 资料来源：《各省级电网典型电力负荷曲线》，中电联，国家能源局，中金公司研究部

以上我们从供需关系及灵活性角度测算了新能源消纳空间，该空间为风电+光伏、集中式+分布式总体消纳空间。运行稳定性边界对消纳空间影响难以准确测算，但目前成为制约国内分布式发展的重要因素，以下我们尝试从运行稳定性视角分析分布式消纳面临的问题和发展前景。

运行稳定性：高渗透地区开始触及稳定边界，分布式向消纳能力充足地区扩散发展

部分省份分布式光伏快速发展，开始触及运行稳定性边界。分布式规模化发展对渠道、市场积累要求高，因此区域集中度高，山东、河南、浙江、江苏、河北等地分布式光伏累计装机容量超20GW。但部分高渗透地区出现低压侧发电向上级、甚至上上级电网反送电情况，部分地区/时段反送功率超过220kV变压器额定容量，造成过载和热稳定问题；同时，局部供需不平衡还造成电压抬升、谐波和损耗问题，尤其是农村户用发展较快地区很突出影响，部分地区已经开始触及电网安全稳定运行边界。

为什么中国部分地区分布式发展先遭遇了运行稳定性限制？一方面，国内在发展初期为发挥规模化效应，超配和反送电量无硬性限制。目前国内部分省份典型户用系统容量10kW，年发电量或达到13000kWh，但年用电量在2000 kWh左右，超配5倍以上，反送规模大。对比美国加州，户均用电量在10000 kWh左右，超配1.5倍的系统容量同为10kW，发电量15000kWh，自用比例高、反送功率小，对上级电网的影响可控。

另一方面，国内配网尤其是低压端自动化水平仍然不高，在低压端普及遥测、遥信、遥控 “三遥”设备尚有难度，户用分布式多为低压端接入，很难实现分布式调峰控制。从设备经济性看，加装“三遥”或使得前期成本提升20-30%，若要求分布式开发主体承担，当前电价水平下难以回收成本，若要求电网公司承担，配网投资额将大幅提升。此外，现有调度体系尚无法穿透至低压端，就算加装可控设备，在运行层面短期也很难实现系统控制。因此，低压端接入的户用分布式发展受电网运行稳定性限制较大，工商业分布式项目多在中压侧接入控制能力较强，且自用比例较大，受电网消纳稳定性边界的影响相对较小。

图表23：美国加州及山东典型户用光伏系统发电量及用电量对比

注：以10kW容量水平测算系统发电量；户均用电量为2023年大致水平资料来源：EIA，山东电力公司，中金公司研究部

图表24：中国典型省份分布式光伏低压接入率

资料来源：国家电网，中金公司研究部

向前看，我们测算分布式光伏在运行稳定性边界下总量上仍有较充足消纳空间。考虑各省县域负荷及220kV变压器容量情况，我们估算各省已开发户用容量距消纳上限（系统性向220kV变压器反送80%功率）仍有开发空间，山东/河南/江西/安徽/福建/江苏当前户用累计容量占消纳上限的比例约为39%/29%/24%/20%/15%/15%，其余大多数省份消纳空间仍较充足。

但高渗透地区面临稳定性挑战和电价收紧增速或将放缓。低压侧接入的分布式实现控制难度较大，短期无法大幅提升消纳能力。配置储能可缓解高渗透率地区的消纳紧缺，在220kV供电范围内的分布式光伏共同配置10%*2h储能可释放10%左右消纳空间，配置10%*4h储能可释放20%左右消纳空间，但分布式运营主体比较分散，且收益为未来开发空间、而非当期电价收益，若非资源整合的打包开发模式，集中落实难度较高。

新能源高渗透地区供过于求现象日益突出，或将倒逼电价机制调整。依据海外经验，分布式新能源交易成本大，在负荷聚合、虚拟电厂等业态成熟之前不太可能大规模参与市场化交易，但监管部门推行用户侧实行分时零售电价、分布式光伏分时上网电价的可能性提升（net metering + TOU净计量匹配分时电价），渗透率更高时可能进一步调低分布式上网电价（net billing净计费），以此控制供给、引导负荷向午间转移。我们认为，在新能源渗透率高、负荷峰谷差率大的地区同时面临午间供过于求及晚间充裕性不足问题，电价机制调整为分时电价的动力更强，这将影响新能源经济性和渗透速度，同时大幅提升所在地区配储率。

总结而言，国内低压端接入的分布式电源缺少调峰能力的现状，决定了部分地区新能源渗透过程中还没有出现结构性供过于求（供需关系边界）和电网调节困难（灵活性边界），但已经开始触及安全稳定运行边界。短期低压控制能力不足问题较难解决，且高渗透地区电价机制调整影响经济性，因此分布式渗透率较高地区面临消纳瓶颈渗透速度放缓是趋势，未来几年分布式或向低渗透水平、消纳空间充裕地区扩散发展。

图表25：部分省份户用已开发容量及低压端消纳空间估算

注： 1）户用累计容量取2023年三季度数据；2）消纳空间估算仅考虑运行稳定性边界（向220kV变压器反送限制），未考虑电压越限等其他稳定性因素及灵活性限制；3）选取部分农村人口较多的省份进行测算 4）分布式消纳上限包含低压端接入的户用及中压端接入的不可控工商业项目 资料来源：《各省级电网典型电力负荷曲线》，各省电力公司，国家能源局，中金公司研究部