政策利好！“三桶油”迎来新能源发电新机遇？

SHPGX导读：近日，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，着力提升电力系统对新能源的消纳能力，明确“部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%。”

近日，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，着力提升电力系统对新能源的消纳能力，明确“部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%。”

此次放宽新能源利用率目标将如何影响新能源装机潜力和市场化消纳，为我国新能源产业拓展发展空间？随着转型步伐加速，油气企业的新能源项目实现并网后又将面临哪些来自市场的考验？

新能源发电缘何既“缺电”又“多电”

“十四五”以来，我国风电、光伏装机规模开启了一轮爆发式增长。截至2023年底，全国累计风电装机容量4.4亿千瓦，太阳能发电装机容量6.1亿千瓦，合计占全国电源总装机的比重达到36%，发电量合计1.47万亿千瓦时，占全国总发电量的15.8%。多个省份的新能源装机规模已经达到总电力装机的一半以上，青海接近70%，河北、甘肃超过60%。

今年以来，在“双碳”目标引领下，新能源装机高速增长的走势持续。中国电力企业联合会在《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》中预测，今年底，全国非化石能源发电装机占总装机的比重将上升至57%左右。

然而，新能源建设速度超出预期的同时，本地负荷需求增长有限、灵活性不足，增加了电力消纳难度。如果某地光伏装机占比高，中午发电量很容易供大于求，消纳问题将愈发严重。

资源富集的“三北”地区近年来风电光伏装机快速增长，高峰发电能力远超本地用电需求。以西北电网为例，2023年12月西北5省区合计2亿千瓦的新能源装机最大出力接近9000万千瓦，但在个别晚高峰最大负荷时段，全部发电出力仅260万千瓦。导致新能源大发时电力大量富余，新能源小发时电力不足，供需面临既“缺电”又“多电”的尴尬局面。

储能是构建以新能源为主体的新型电力系统的关键，具有能量平移、可控充放的特性，能够弥补灵活性资源的不足。然而，当前“新能源配储”存在较大浪费。中国电力企业联合会数据显示，2023年新能源配储日均运行2.18小时，平均利用率指数仅有17%，“建而不用”现象比较严重，给企业带来不小投资压力。

此次放宽新能源利用率目标，更有利于新能源产业高质量发展。

一方面，在其他条件不变的情况下，适度降低利用率下限可显著增加新能源装机潜力和空间，进而拉动全产业链发展。

另一方面，合理的利用率目标有利于推动新能源的市场化消纳，减少不必要的储能等调节资源配置，提升电力系统的整体经济性，降低全社会用能成本。

规模化发展需要哪些“护航”举措

要适应能源转型需要，首先要进一步建设好新能源基础设施网络，推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。

近年来，我国大力推进跨省区输电通道、坚强主干网架及配电网建设。今年，川渝特高压交流输电工程、张家口坝上500千伏输变电工程等30余个新能源配套电网重点项目将投产。陕北—安徽特高压直流工程、茂湛500千伏网架完善工程等30余个新能源配套电网重点项目开工，电力系统调节能力不断提升。

针对新能源利用率目标，《通知》指出，部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%。同时，风电和光照资源丰富地区的弃电比例上限提高至10%，将更大限度尊重企业的开发意愿和自主选择，即在满足收益率和全社会成本最优的前提下，允许适度弃电以提升开发规模，尤其是在消纳问题相对突出的中国北部和西北部地区。

油气公司如何直面消纳挑战

促进消纳是提升新能源发展质量的关键是对新能源行业所有参与者的共同要求。

“新能源+”是提升新能源消纳的有力手段。尤其是对于发电企业而言，积极探索“新能源+煤电、气电、水电”联营，“新能源+自备电厂直供”联营和“高载能+新能源”等模式，可更有利于促进新能源消纳。

国内油气上游企业大多位于华北、东北、西北地区，风光资源丰富，新能源开发、消纳优势明显。近年来，国内油气企业积极推动油气与新能源融合发展，在实践中不断探索因地制宜、就近消纳的融合发展模式。除了并网之外，油气企业促进新能源消纳的途径主要有自发自用、“新能源+储能”、“新能源+制氢”等方式。

我国首个海上油田群储能电站——涠洲电网储能电站全容量并入涠洲油田群电网，与涠洲油田群电网内的燃气电站、余热电站、光伏电站共同构建了我国首个海上油田群智慧电力系统。

大力发展储能是油气公司新能源电力的另一条重要消纳路径。吐哈油田120兆瓦源网荷储一体化项目已平稳运行一年多。塔里木油田叶城50万千瓦光伏发电项目配套建设了一座125兆瓦/500兆瓦时超大型电化学储能电站，每天放电量可达40万千瓦时。玉门油田200兆瓦光伏发电项目通过配套储能，弃光率降低4.9%。除此之外，油气企业还在积极探索储能在勘探开发、稠油热采、电动汽车充电站等领域的应用。

制氢也是油气公司促进新能源消纳的重要方向之一。新疆库车绿氢示范项目是我国首个万吨级绿氢炼化项目，充分利用西部地区丰富的太阳能资源，采用光伏发电直接制氢，建设产、储、输、用氢一体化的绿氢炼化项目。中国石油也布局多个风光气氢项目，2024年玉门油田可再生能源制氢项目成功投产，所制氢气通过输氢管道、管式槽车等送至玉门油田炼化总厂、玉门老市区化工园区等。

虽然油气企业短期内实现并网的新能源项目规模有限，但长期来看，随着油气企业绿色低碳转型进程加速推进，新能源业务规模进一步扩大，新能源电力消纳仍是油气公司需要直面的挑战。为此，油气公司需要提高对市场变化的适应能力和专业性，以在项目选址、技术优化、成本控制、出力预测等多方面作出更加合理的投资、开发和运营管理决策，保证项目经济性和竞争力。

随着全国统一电力市场建设的加强和市场机制的不断完善，新能源消纳将逐步转变为市场化方式引导，油气公司需要密切关注电力市场动态，积极参与电力现货市场交易，探索发展直流微网和虚拟电厂等新模式新业态。