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《国网能源院发布《中国新能源发电分析报告2024》》

  • 来源专题：可再生能源
  • 编译者： 武春亮
  • 发布时间：2024-07-25
  • 北极星智能电网在线讯
    :7月18日,国网能源研究院有限公司新能源高质量发展研讨会召开。会上发布了《中国新能源发电分析报告2024》。报告围绕2023年我国风电与光伏发电的开发建设、并网运行、市场化交易等情况,分析了我国新能源发电主要特点,并对绿证与可再生能源消纳保障机制衔接、
    源网荷储
    一体化发展等新能源发电领域的焦点问题展开专题分析。
    报告指出,2023年,我国新能源发电新增装机容量达2.9亿千瓦,占全国电源新增装机总容量的79%,新能源已完全成为发电增量主体;新能源发电量在总发电量中的占比首次超过15%,达到15.6%,进入国际能源署等机构预测的高比例新能源阶段;电力系统平衡调节能力持续提升,新能源利用率保持在较高水平;适应新能源发电占比提高的
    电力市场
    建设进度加快,
    绿电
    市场政策持续完善,绿电绿证交易规模进一步扩大。报告显示,2023年,国家电网经营区绿电交易规模进一步扩大,绿电交易量达611亿千瓦时,同比增长327%;绿证交易规模快速增长,绿证交易量达2364万张,较2022年增长15倍。
    来自中国电力企业联合会、国家电力投资集团有限公司、中国光伏行业协会等单位和机构以及国家电网有限公司相关部门的专家和代表参会。与会专家和代表就“十五五”时期我国新能源发展趋势、技术创新等开展研讨,认为推进新能源高水平利用需要立足我国能源资源禀赋,推动新能源产业全链条发力,不断完善适应新能源电量跨省跨区消纳的电力市场机制,提升资源大范围优化配置能力,并以绿证为抓手健全可再生能源消费统计核算机制,进一步促进绿电消费,加快能源清洁低碳转型。
    据悉,《中国新能源发电分析报告》是国网能源院发布的年度系列报告之一,今年是第15次出版。2024年度报告拓展了新能源市场化交易分析内容,增加了对绿电市场建设以及新型电力交易主体参与市场交易情况的分析。
  • 原文来源：http://www.chinasmartgrid.com.cn/news/20240724/655550.shtml
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相关报告

  • 《《新型电力系统发展分析报告2024》发布》
    • 来源专题：能源情报网监测服务平台
    • 编译者：郭楷模
    • 发布时间：2024-11-07
    • 国网能源研究院日前发布的《新型电力系统发展分析报告2024》(以下简称报告)指出，新型电力系统建设受政策、机制、技术、产业等多重因素影响，需坚持科技创新、机制创新双轮驱动，统筹各要素协同推进，夯实新型电力系统高质量发展基础。 在电源侧，多元化电力供应体系正在形成。报告显示，截至2024年7月底，全国风电、光伏装机容量合计达到12.1亿千瓦，提前六年多实现2030年规划目标。甘肃、青海、宁夏、河北等省（区）新能源发电装机容量占比已经超过50%，成为装机主体。截至2023年底，煤电灵活性改造规模达到3.2亿千瓦。预计2030年全国电源装机容量超过50亿千瓦，其中新能源发电装机超过28亿千瓦。 在电网侧，多形态电网协同发展。报告指出，柔性交直流等新型技术广泛应用，主配微等多形态协同发展的新型电网要素承载能力持续提升。有序推进大型风光基地和外送通道规划建设，送受端电网支撑能力稳步提升。各区域电网坚强性、互济性稳步提升，服务新能源高质量发展。互联通道的“直接送电”和“互济调节”作用更加统筹平衡。 在负荷侧，多样化负荷柔性互动能力提升。报告显示，“新三样”、数据中心、绿电制氢等“高耗电”战略新兴和未来产业加速发展，终端电气化水平逐步提升，加之气候气温对电力需求增长产生持续影响，未来电力需求继续保持较快增长，预计2030年全国全社会用电量可能超过13万亿千瓦时。 在储能侧，多类型储能布局逐步优化。报告指出，新型储能是增长主力，在源网荷各侧加快布局，应用能效逐步改善。截至2024年6月底，全国新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%，其中独立储能、共享储能占比45.3%，新能源配建储能占比42.8%。新能源配储、独立储能、工商业储能日均运行小时数相较去年同期分别提升1.69、1.81、3.49小时。储能呈现多元化发展态势，预计2030年全国新型储能需求至少超过1.5亿千瓦。 在市场价格机制方面，报告显示，我国持续完善安全保供、新能源消纳市场机制，充分调动各参与主体积极性。在煤电容量电价机制基础上，逐步形成更加市场化的容量电价形成机制，夯实常规电源兜底、灵活资源支撑保障基础。深化完善分时电价、阶梯电价等政策，推动负荷管理工作逐步转向市场引导为主、用户主动响应。区分存量、增量项目，差异化完善中长期市场、现货市场、绿电绿证交易等，加快建设适应新能源占比逐渐提升的电力市场机制。完善分布式光伏参与市场交易的顶层设计，引导各主体合理公平承担系统成本。 当前，新能源规划布局、风光装机配比需要进一步优化，大电网与分布式系统的发展协调性有待提升，新能源快速发展对电网接纳调控能力提出更高要求。报告建议，需要强化源网统一规划建设，科学规划风光装机配比，最大限度平抑新能源波动，整体降低系统调节资源需求。加强新能源基地与国家产业规划的有效协同，特别是因地制宜发展自治型分布式新能源系统，实现与广域大系统深度共融发展。（经济日报记者 王轶辰）
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  • 《中电联发布《2024年上半年全国电力供需形势分析预测报告》》
    • 来源专题：能源情报网监测服务平台
    • 编译者：郭楷模
    • 发布时间：2024-07-25
    • 7月24日，中国电力企业联合会在京发布《2024年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，报告系统总结了今年上半年全国电力消费需求和生产供应等情况，预测了下半年的电力供需形势。 以下为《2024年上半年全国电力供需形势分析预测报告》(新闻发布稿)全文： 2024年上半年全国电力供需形势分析预测报告 今年以来，电力行业以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，认真贯彻习近平总书记关于能源电力的重要讲话和重要指示批示精神，以及“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实党中央、国务院决策部署，弘扬电力精神，攻坚克难，经受住了冬季大范围极端严寒、雨雪冰冻天气，以及夏季多轮高温等考验，为经济社会发展和人民美好生活提供了坚强电力保障。全国电力供应安全稳定，电力消费平稳较快增长，电力供需总体平衡，电力绿色低碳转型持续推进。 一、2024年上半年全国电力供需情况 (一)电力消费需求情况 上半年，全国全社会用电量4.66万亿千瓦时，同比增长8.1%，增速比上年同期提高3.1个百分点。二季度，全社会用电量同比增长6.5%。分月份看，1-2月、3月、4月、5月、6月用电量同比分别增长11.0%、7.4%、7.0%、7.2%、5.8%。1-2月受低温、闰年、上年同期低基数叠加影响，电力消费为两位数增长;3、4、5月电力消费保持平稳较快增长势头;6月受部分地区气温低于上年同期等因素影响，电力消费增速有所回落。 一是第一产业用电量保持较快增长，畜牧业用电增速领先。上半年，第一产业用电量623亿千瓦时，占全社会用电量比重为1.3%，同比增长8.8%，其中二季度同比增长8.0%。上半年，畜牧业、渔业、农业用电量同比分别增长10.1%、9.5%、7.9%。 二是第二产业用电量较快增长，高技术及装备制造业用电增速领先。上半年，第二产业用电量3.07万亿千瓦时，同比增长6.9%，占全社会用电量比重为65.9%，对全社会用电量增长的贡献率为56.9%。二季度，第二产业用电量同比增长5.9%。上半年，制造业用电量同比增长6.9%，其中二季度同比增长6.5%。分大类看，高技术及装备制造业上半年用电量同比增长13.1%，增速高于同期制造业平均增长水平6.2个百分点，制造业延续转型升级趋势。高技术及装备制造业中的9个子行业用电量增速均超过5%，电气机械和器材制造业用电量同比增长25.7%，其中光伏设备及元器件制造业用电量同比大幅增长54.9%。消费品制造业上半年用电量同比增长7.6%，消费品制造业中的12个子行业用电量均为正增长，其中，家具制造业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业、食品制造业同比增速超过10%。四大高载能行业上半年用电量同比增长4.0%;其中，化学原料和化学制品业、有色金属冶炼和压延加工业上半年用电量同比分别增长7.7%、5.8%。黑色金属冶炼和压延加工业上半年用电量同比零增长，季度增速从一季度的-1.6%上升至二季度的1.7%。非金属矿物制品业上半年用电量同比增长1.5%，其中水泥制造用电量同比下降13.6%。 三是第三产业用电量延续快速增长势头，互联网数据服务、充换电服务业用电量高速增长。上半年，第三产业用电量8525亿千瓦时，同比增长11.7%，占全社会用电量比重为18.3%，对全社会用电量增长的贡献率为25.6%。二季度，第三产业用电量同比增长9.2%。上半年，批发和零售业(18.1%)、租赁和商务服务业(13.3%)、住宿和餐饮业(12.3%)用电量增速超过第三产业整体增长水平。在移动互联网、大数据、云计算等快速发展带动下，互联网数据服务上半年用电量同比增长33.0%。电动汽车高速发展，充换电服务业上半年用电量同比增长63.7%。 四是城乡居民生活用电量较快增长。上半年，城乡居民生活用电量6757亿千瓦时，同比增长9.0%，增速比上年同期提高7.8个百分点;占全社会用电量比重为14.5%，对全社会用电量增长的贡献率为16.0%。二季度，城乡居民生活用电量同比增长5.5%。 五是全国所有省份用电量均为正增长，西部用电增速领先。上半年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长7.7%、8.0%、9.6%和3.4%。上半年，全国所有省份全社会用电量均为正增长，其中，西藏(15.7%)、新疆(15.2%)、云南(14.2%)、安徽(13.3%)、海南(12.0%)、内蒙古(11.5%)6个省份用电量增速超过10%。 (二)电力生产供应情况 截至2024年6月底，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%;其中，非化石能源发电装机占总装机容量比重达到55.7%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型成效显著。 一是电力投资保持快速增长。上半年，全国重点调查企业电力完成投资合计5981亿元，同比增长10.6%。分类型看，电源完成投资3441亿元，同比增长2.5%，其中非化石能源发电投资占电源投资的比重为85%。电网完成投资2540亿元，同比增长23.7%。 二是风电和太阳能发电合计装机规模首次超过煤电。上半年，全国新增发电装机容量1.53亿千瓦，同比多投产1878万千瓦;其中，新增非化石能源发电装机容量1.36亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重为89%。截至6月底，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%。火电14.1亿千瓦，其中煤电11.7亿千瓦，同比增长2.5%，占总发电装机容量的比重为38.1%，同比降低4.3个百分点;非化石能源发电装机容量17.1亿千瓦，同比增长24.2%，占总装机容量比重为55.7%，比上年同期提高4.5个百分点，电力装机延续绿色低碳发展趋势。分类型看，水电4.3亿千瓦，其中抽水蓄能5439万千瓦;核电5808万千瓦;并网风电4.7亿千瓦，其中，陆上风电4.3亿千瓦、海上风电3817万千瓦;并网太阳能发电7.1亿千瓦。全国并网风电和太阳能发电合计装机6月底达到11.8亿千瓦，首次超过煤电装机规模，同比增长37.2%，占总装机容量比重为38.4%，比上年同期提高6.5个百分点。 三是水电和太阳能发电量快速增长。上半年，全国规模以上工业发电量同比增长5.2%，其中，规模以上电厂太阳能发电、水电、风电、火电、核电发电量同比分别增长27.1%、21.4%、6.9%、1.7%和0.1%。二季度，受降水同比增加以及上年同期低基数因素拉动，4、5、6月水电发电量同比分别增长21.0%、38.6%、44.5%。上半年，全口径非化石能源发电量同比增加2935亿千瓦时，占同期全社会用电量同比增量的84.2%。 四是水电发电设备利用小时同比提高，其他类型发电设备利用小时均同比下降。上半年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时1666小时，同比降低71小时。分类型看，水电1477小时，同比提高238小时。火电2099小时，同比降低43小时;其中，煤电2203小时，同比降低41小时;气电1084小时，同比降低53小时。核电3715小时，同比降低55小时。并网风电1134小时，同比降低103小时。并网太阳能发电626小时，同比降低32小时。 五是跨区、跨省输送电量二季度增速明显上升。上半年，全国完成跨区输送电量3905亿千瓦时，同比增长9.7%，其中一、二季度同比分别增长3.7%、16.4%。二季度来水明显好转，西南地区水电发电量大幅增加，西南外送电量增速从一季度的同比下降16.1%上升至二季度同比增长72.8%。上半年，全国完成跨省输送电量8805亿千瓦时，同比增长6.0%，其中一、二季度同比分别增长4.8%、7.2%;内蒙古、山西、云南、四川、新疆上半年输出电量规模超过500亿千瓦时。 (三)全国电力供需情况 上半年全国电力供需总体平衡。上半年，电力行业企业全力以赴抓好保电保暖保供工作，全国电力系统安全稳定运行。1月部分时段全国出现大范围寒潮天气，多地出现大幅降温，用电负荷快速增长，华北、华东、南方等地区部分省份在用电高峰时段电力供应偏紧，通过源网荷储协同发力，守牢了民生用电安全底线。蒙西电网用电负荷快速增长，电力供需形势持续偏紧，通过加强省间互济、采取需求侧管理等措施，大幅缓解了全网供电紧张局面。 二、全国电力供需形势预测 (一)电力消费预测 预计2024年全年用电量同比增长6.5%左右，最高用电负荷比2023年增加1亿千瓦左右。气象部门最新预判今年夏季我国大部地区气温偏高，根据不同预测方法对全社会用电量预测结果，综合判断，预计2024年全年全社会用电量9.82万亿千瓦时，同比增长6.5%左右。受2023年下半年基数较高(2023年下半年全社会用电量同比增长8.2%，比2023年上半年增速提高3.2个百分点)等因素影响，下半年全社会用电量同比增长5%左右。预计全国统调最高用电负荷14.5亿千瓦左右，比2023年增加1亿千瓦。 (二)电力供应预测 预计2024年并网风电和太阳能发电合计新增装机规模达到3亿千瓦左右，累计装机占比将首次超过40%。在国家“双碳”目标下，电力行业大力投资发展新能源。预计2024年全年新增发电装机规模与2023年基本相当，其中并网风电和太阳能发电合计新增装机规模达到3亿千瓦左右。2024年底，全国发电装机容量预计达到33亿千瓦左右，同比增长13%。非化石能源发电装机19亿千瓦左右，占总装机的比重上升至57.5%;其中并网风电和太阳能发电合计装机容量达到13.5亿千瓦左右，占总装机比重将首次超过40%，部分地区新能源消纳压力凸显、利用率将明显下降。火电14.6亿千瓦，其中煤电12亿千瓦，占总装机比重降至37%以下。 (三)电力供需形势预测 预计2024年迎峰度夏期间全国电力供需形势总体紧平衡。综合考虑需求增长、电源投产以及一次能源情况，预计今年迎峰度夏期间全国电力供需形势总体紧平衡，蒙西、江苏、浙江、安徽、河南、江西、四川、重庆、广东、云南等部分省级电网电力供需形势偏紧。 注释： 1.各项统计数据均未包括香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省。部分数据因四舍五入的原因，存在总计与分项合计不等的情况。 2.两年平均增速是以2021年同期值为基数，采用几何平均方法计算。 3.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量，数据来源于国家统计局。 4.四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。 5.高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。 6.消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装/服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。 7.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省(市);中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省;西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省(市、自治区);东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。
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