新型电力系统专家访谈

好的，这是根据您的要求微调后的文本，精简了口头语和客套话，隐藏了发言人个人信息，并保持了原文核心内容和逻辑： 新型电力系统专家访谈分析师： 好的，我们开始今晚关于新型电力系统的专家会。我们邀请到资深专家分享近期市场关心的新能源市场化情况、系统政策及电网投资等内容。专家您好。 行业专家：可以听到。分析师： 首先请教关于新能源市场化的情况。现在已过5月30日这个时间节点，各省136 号文细则即将推出。您怎么看细则推出后对新能源项目投资预期的稳定作用？行业专家： 136号文主要目的是新老项目过渡，老项目与保障性收购政策衔接，无需担心。关键是新项目，政策导向明确今年要稳住新项目投资预期，但新项目预期肯定不如老项目。 我们测算今年新增风光装机约370GW（去年370GW），今年约300GW（光伏200GW出头，风电80—90GW）。今年需衔接去年非市场化比例（约50%），因此今年保障性电量比例也约一半，即300GW计划中保障约150GW：机制调整空间尚可。价差由所有工商业用户分摊。今年工商业用电约8.2万亿度电（可能略高）。测 算显示，若工商业电价上涨1厘钱，新增新能源保障电量部分的价差可维持3—4分 钱。这意味着今年新增项目相比当地市场化均价（大部分地区仍以中长期交易为主，现货价格较低地区除外），更相比多原资标料杆上加网微电5价7下11浮1约771153%（5—6分钱）。若工商业 电价上涨1厘，价差可上浮至3—4分，相比原标杆电价下浮空间约2-3分。 总体看，今年作为过渡年相对友好，无论老项目还是增量项目，预期基本可以稳定。但明后年存在较大不确定性。 主要风险点：保障性电量规模缩小。按2030年非化石能源占比25%目标，今年底即可完成。若目标提高至30%，非水消纳责任权重每年还需提升约1个百分点，对应约1000亿度电量空间，仅能支撑70—80GW新能源装机，相比今年规模减半。保障电量规模缩水将加剧竞争，机制电价下行风险显著增大，价差空间难以维持今年水平。因此明后年增量新能源项目预期存在很大不确定性，风险较高。 今年各省细则（如山东、浙江、湖北等）预计6月底至7月陆续推出。今年风光装机维持在300GW甚至略多的预期应能稳住。 分析师： 对于新增项目，您预计收益率如何？分风光看。行业专家： 测算显示，若电价下调3—5分，项目内部收益率（IRR）约下降1.5—2个百分点。目前三北地区项目收益率已较低（平均约6.5%，部分低于6%）。中东部地区项目在531前收益率较高（可达10%以上），若后续电价下调3分左右，IRR可能回归正常水平（7%—8%）。明年情况视具体而定。不同地区项目收益率因当地政策及136号文执行差异会有变化。 分析师： 您提到今年风光装机风电80—90GW，光伏200多GW。1—4月光伏已装约 100GW，意味着剩下8个月装剩余100GW？行业专家： 差不多。1—5月光伏装机约140GW。剩余约70—80GW将在后6—7个月新增，但可能较少。因许多项目（尤其分布式）已在531前抢装。部分集中式基地项目可在下半年开工。 分析师： 展望“十五五”期间整体新能源装机展望？行业专家： 这与全社会用电量增速紧密相关。原按年均增速5%测算，今年预计约5.5%—5.6%。“十五五”若维持5%，增量仍可观。 取决于两个变量： 1.煤电发展：因2022年“三个8000万”目标，今明两年煤电投产较多。“十五五”期间煤电年均新增可能在45GW左右。 2.用电量增速：若用电量年均增5%，煤电年均增45GW，则需风光年均新增约 300GW （光伏200GW，风电100GW）以满足电量平衡。 但存在风险：煤电可能超预期发展（煤价下行、系统调节需求上升）；用电量 5%增速可能偏高（供需趋宽更松多）。资若料增加速不微及5预71期1，17新7能13源装机底线可能在年均 200GW（国家能源局目标），其中风电70—80GW，其余为光伏。300GW是相对乐观且合理的预期，但需每年根据边界条件调整。 分析师： 您怎么看未来几年新能源入市交易比例提升节奏？当前市场化交易情况如何？行业专家： 去年新能源入市比例约50%。136号文后，今年入市比例已是100%。区别在于：存量项目入市但有保障电价兜底；增量项目入市也有保障机制。136号文设定的保障机制（保障电量和保障电价）最多维持到2029年（实际可能2027年结束）。 2030年政策要求全面入市，意味着无差价合约保障。当前实质已是全部入市，只是有保障机制。 分析师： 己出台的省细则中，有些地方对新增项目设保障电价，但广东等地似乎未设。原因是什么？行业专家： 广东集中式风光市场化比例已很高（约95%）。其政策明确：存量项目与原有政策挂钩；增量项目若开展市场化，必须全量参与。因市场完成度高，剩余少量电量做保障意义不大。蒙东案例（因市场化比例高，集中式不搞保障电量）可能推广至三北地区（如甘肃、宁夏、新疆、青海等)。 广东曾尝试为分布式设保障电价（因分布式基本未参与市场），但国家相关部门未认可。因保障电价按电源类型（陆上风电、海上风电、光伏）设定，不能为特定类别（如分布式）单独设保障。最终广东集中式和分布式均未设。因此，目前保障电量主要集中在中东部（如山东、湖北、上海、浙江等）。 分析师： 存量项目的保障电价机制短期内会频繁调整吗？行业专家： 短期内（至少2—3年内）保障电价应不会调整（如山东存量项目0.3949元/度不变）。但保障电量比例可能调整，因其需根据市场化程度、消纳权重承受能力等因素确定。当前山东等地对存量项目保障电量比例为90%，明年可能下调（根据消纳权重完成情况）。若终端电价承压，后期（如2030年）可能进一步下调保障比例（如至 50%或更低）。今年肯定不会调，后期趋势是下降，预计2030年会有明确说法。具 体细则可能在2026年底或2027年出台。分析师： 未来存量项目保障比例是下降趋势？例如从90%到50%，时间节点可能在2030 年？行业专家： 基本是下降趋势。2030年会有说法。存量项目情况特殊（如早期项目成本高），但“十四五” 存量项目保障比例可能降低。目前无明确方案，后续可能有细则。分析师： 在此趋势下，您怎么看更未来多新资能料源整加体微利5用7小11时1数77的1变3化趋势？分存量和增量项目。行业专家： 利用小时数主要受消纳影响，与保障电价关系不大。近两年（2023年新增约 330GW，2024年新增370GW）导致利用率下降。今年1—5月，光伏利用率降至 93%（同比降约3个百分点），风电降至92%（同比降约3.5个百分点）。今年新增装机可能仍达370GW左右，叠加用电量增长不及预期，消纳形势趋紧，今年利用率可能进一步下降（光伏或至90%）。未来“十五五”期间，利用小时数下行空间明显，但风光有别： ·光伏：全国范围（尤其三北和中东部）下降较快。“十五五”期间可能降至80%— 85%。三北地区理论利用小时数约1600小时，中东部约1200小时。 ·风电：三北地区小幅下降，中东部因基数小、大区间调度，相对平稳但略有下降。分析师： 能否预估风光利用小时数底？例如光伏1000小时，风电1800小时？行业专家： “十五五期间: ·风电：利用率约80%—85%。三北理论小时数约3000小时，中东部约2500小时，可折算。 ·光伏：三北利用率或降至80%，中东部或降至85%。三北理论小时数较高，中东部约1200小时。可按利用率下降幅度对应理论小时数估算。 分析师： 利用小时数与电网消纳关系大。今年1—5月光伏装机猛增，近期电网消纳压力是否有明显变化？ 行业专家： 压力越来越大。调节能力提升不足：超5亿千瓦煤电未完成灵活性改造；新型储能利用率不高；抽水蓄能有建设周期；其他调节方式因商业模式不清晰发展受限。跨省跨区互联虽在加强，但能力仍不足。去年末集中并网约90GW未对去年造成主要压力，压力体现在今年。叠加今年抢装（尤其光伏），1—5月光伏新增约100GW，给电网带来巨大消纳压力。夏季7—8月因负荷高峰光伏出力减少可能稍缓，但总体下行趋势明显。 分析师： 关于抢装，前4月光伏较猛而风电一般，主因是施工条件吗？行业专家： 主因是工期。风电工期通常需8—10个月（最快7个月），来不及在531前完 成。光伏（尤其分布式）工期仅2—3个月，年初各案项目在2—5月可快速抢装（约 60%为分布式光伏）。分析师： 接下来请教电网投资。您怎么看今年我国电网投资额情况及“十五五”展望？行业专家： 今年情况良好。第三监管周期输配电价核定结果较第二轮上涨，支撑电网投资创新高。国网年初预算较去年更增约多8资%，料超加6微6005亿71元1（17基7建13口径）。年中（7—8月） 可能再上调一二百亿。全年看，电网投资同比增速至少10%以上（去年约13%—14%）。核心逻辑是第三监管周期核价标准较理想。 “十五五”存在不确定性。今年下半年将启动第四监管周期核价，影响因素：1.全社会用电量增长：当前供需趋宽松，增速可能不及预期（第三周期预测较 高）。 2.保供电压力：若用电增速下滑，类似2022—2023年的大范围缺电情况难再现。 3.新能源发展：若“十五五”年均新增装机降至200GW左右，电网为新能源接入而大规模投资的驱动力减弱。 个人观点（勿外传）：“十五五”电网投资可能基本稳定但略有下降。极端情况 （如极端天气导致局部缺电）不排除，但概率较小。正常看供需缓和是趋势。分析师： 您提到今年年中可能上调投资？主要是国网？国网当前6500亿，中期上调一两百亿？行业专家： 是的。每年年初预算较保守，年中会根据情况调整（如去年因配网政策上调三百多亿，大部分投配网）。今年输配电价空间仍能支撑上调。 分析师： 上调部分主要投入配电网？行业专家： 年初预算中主网增速已较高（约8%），配网基本持平。年中上调资金大部分 （如去年约70%）会投向配网，解决薄弱环节问题。今年大概率类似。分析师： 配网当前投资落地情况相较去年？持平还是略升？行业专家： 年初预算持平。年中增加部分主要投配网。投向方向：1.提升极端天气下可靠性 （应对泥石流、冰雪等）。2.加强薄弱区域（如县城配网、城区配电、城中村）。 3.设备更新替换（响应国家政策，如高损、寿命到期变压器改造）。4.局部改造 （如山东、安徽、河北、河南等高渗透率分布式光伏区域）。 核心是提高供电可靠性、灵活自愈能力和智能化水平（如AI、无人机巡检）。分析师： 当前AI火热。电网在AI结合应用的投资规划或倾向方向如何？行业专家：方向有，完整规划尚在制定。主要应用方向： 1.智能运维：无人机/机器人图像识别（故障识别、减少停电）、无人/少人值守变电站。 2.智能调度：新一代调度系统需AI处理海量不确定性变量，实现实时在线优化 （发电计划、故障预想、事故反措）。 3.电网规划：AI利用历史样本优化线路/变电站选址、设备配置，提升规划精准性。4.功率预测：AI提升新更能源多功资率料预测加精微度5，7助11力1调77度1匹3配。 顶层设计方案正在制定。分析师： 关于绿电直供及“源网荷储”模式在数据中心电源尝试的进展？行业专家： 当前数据中心绿电主要来自电网绿电交易，非物理直连。绿电直连主要用于出口型企业（应对欧盟新电池法），集中在江苏、山东、蒙西等地。数据中心因用电量大、稳定性要求高。风光间歇性需配套大量储能或智能微网，成本高、动力不足，目前未见大规模物理直连案例。分析师： 关于虚拟电厂（VPP），近期政策将其纳入支持范畴。您怎么看国内VPP发展及商业化落地展望？ 行业专家： 国内VPP缘起于缺电时期的需求响应（聚合可调负荷，高峰时段减用电获补偿），目前多为负荷型VPP（如山西、江苏、上海、深圳）。 商业模式痛点： ·主要盈利来源：需求响应补偿（如上海/江苏）、辅助服务调峰（如翼北）、电力现货（如山西，基本盈亏平衡）。 ·大规模发展需连接分布式电源（光伏、储能），形成“源网荷储”