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今天主要是聊一下新能源的利用率或者说是消纳方面的问题。首先市场主体建了一个新能源电站之后，肯定会在乎或者说比较关注电站发出电有多少能够被消纳。
而对于国家来说的话新能源消纳率也会影响我们新能源企业它开发的积极性，所以我们的利用率一直是在国家层面，还有行业层面都是一个比较受关注的话题。国家层面对它的顶层上的一个设计是要源于十二十二五初期，就是在十三五初期是在2016年左右，当时那个时间当时我们国家已经是正在开工加速去发展新能源，但是当时在很多尤其是三北地区的新能源出现了比较高的弃电的问题，并且那个时候全国中国整体的不管是风电还是光伏的利用率都是低于90%，没有被系统所利用。发改委和能源局是出台了一个清洁能源三大行动方案，是一个三年行动方案的目标，是要到20年的时候，风电和光伏以及水电的利用率要力争是要高于95%。像电网公司也非常重视，通过一些比如一些电网和电源的一些协同的这样一个建设运行，最终实现了到到20年以及19年之后，我们国家的新能源的利用率其实一直保持在一个比较高的水平。
然后从国网公司这边来看的话，国网公司从20年2023年这4年的时间，风电和光伏的利用率都是维持在了97%的这么高的一个水平，可以说是比较超额的完成了国家的要求。但是由于我们现在新能源依然保持着一个比较快速的增长，从近年情况来看，今年前4个月份，国家整体的风电光伏弃电率是又回落到了96%左右的这样一个水平，也就意味着我们的弃电率慢慢的也要再进入到一个下行的周期。
为什么会这样？是因为新能源的弃电其实本质上来说它是一个技术的问题，因为我们的新能源它是存在一个随机性波动性和反调峰的一个特性，两点就是它的发电不太可控制，不太可预测，当然电力也没有办法存储。所以对于新能源来说，当它发展在一个比较高的阶段的时候，首先我们要保证我们电力系统的时刻的供需平衡，也就是意味着新能源的发电再加上我们一些可控的电源发电，比如说煤电水电它等于这个负荷，但是在一些地区新能源比例已经很高的情况之下，当火电向下进行压出力给新能源，让出消纳空间毕竟是有限的。比如说像山东中午的时候光伏大发它的火电，我们很多火电必须作为避开机组，它向下压出力这种压掉一定的范围，剩下的消纳不了的这些新能源就会被弃掉，这个是我们弃电产生的第一个原因，就是当我们系统的供需不平衡，产生了这样一个因供需不平导致的一个弃电，而未来这也是我们很多新能源占比比较高的省份，最主要也是最显着的这样一个弃电的模式，比如说我们像美国的加州，它就是中午的时候分布式光伏大发，所以一直以来它就会形成所谓的压力曲线，意味着它的净负荷由于中午的时候光伏大发，那么对于它的净负荷就是我们的负荷减去我们这些不可控的电源形成的净负荷，在中午那个时段就会快速的凹下去，然后到了晚上的时候再去升起来，所以我们才叫我们把这个曲线叫做压曲线，这几年随着其他的分布式光伏的一个进一步的提速，它的压力曲线现在已经变成了所谓的峡谷曲线，它的峰谷差现在已经是拉得更大了，就导致了我们也会出现像美国加州，它现在已经出现了这样一个因供需不平带来的新能源的弃电的问题。
第二个方面的一个技术上的原因就是我们一些地方的我们的配电网或者说主网的线路，由于它的输送容量有限，没有办法把这些新能源给送出去。未来比如说我们现在像河南、山东，还有河北这些省份，它的分布式光伏占比就非常高了，像河南的分布式式的装机已经占到了它最大负荷可能现在已经达到了60%多，就意味着有一些分布式的光伏，如果我在配电网建的比较多的话，比如说我配电电网的线路和变压器是有一定的容量限制，而如果用户间的光伏数量比较高，可能会有出现中午大发的时候，我这个线路因为我的物理的约束送不出来的这样的一个问题，通过因为我们还在做电网的出现了网络的堵塞，以及网络堵塞，既存在一些配电网，也存在一些特高压的直流的项目，它的堵塞会造成我们新能源没有办法利用，这个是新能源被弃掉的第二个原因。
当然了还有第三个原因就是未来我们在一些市场化的市场市场的运营里面，因为新能源它也要像燃煤火电一样在市场里面进行量价的申报未中标。比如说在现有市场里面，如果我报的电价过高，超过市场平均价的话，意味着我没有中标，那么我就很有可能会把我的电给弃掉，相当于是。第三个原因是从经济运行角度来说造成了一个弃电，所以弃电它是一个电力系统运行的这样一个相对来说是一个比较正常的这样的现象，主要是因为我们系统的消纳能力以及新能源它自身的在市场里面竞争策略造成的这样的一个结果。从某种意义上来说，新能源的弃电我也并不是说越低越好，因为我们要去提升新能源的利用率，我们就需要让系统有更多的调节能力，比如说①火电进行更多的灵活性改造，②我们建更多的抽水蓄能和③电化学储能，所以相当于要想提升它的利用率的话，我们是有成本的。
所以从某种意义上来说，我们现在常说的新能源的弃电率以及新能源的利用率以及新能源自身的增长速度，还有用户上的成本，这三者之间其实是一个不可能的三角，也就意味着比如说这三个方面，我们没有办法像一个同时实现这个目标，比如说我们现在最主要用的考量用户侧这边，我们不太希望终端用户的价格出现明显破坏上涨，这样的话就意味着我们必须得在新能源的利用利率和它的增长速度这两者之间进行一个折中。从国家的情况来看，其实前几年就是行业内已经预知到了，到这两年的时候，新能源的弃电率会开始下行，当时行业内也担心因为弃电率的下行导致了我们国家为了保弃电率而利用率而去控制新能源的增长速度，但是现在来看的话，国家在利用率还是保新能源增付这两者之间是选择了后者。
目前来看像去年我们国家新能源是年均增长了300G瓦，今年很有可能还会维持300G瓦的水平，明年还有很有可能还会这样的一个高速增长的速度，所以就会导致今年还有明年我们的国家整体层面的弃电率将会有显著的一个提升。比如说国网公司按照之前的预计，就是今年国网公司辖区的新能源的利用率可能就会降到95%以下，明年可能会进一步的降到92%，像青海、吉林、蒙，还有河北北部就是冀北这些省区，由于它的新能源比例比较高，这些省区的新能源很可能会降到90%以下，还有一些蒙西这些特高压的大型风电光伏基地，也没有办法去满足他承诺的利用率的要求。另外在一些在一些分布式光伏发展比较多的一些省份，像刚才提到的山东、河北、河南这些，在中午的时候电网也没办法对它进行足量的消纳，他们参加电网调峰，而导致这个弃电也将是这个系统的一个常态。
所以现在的弃电率上升是因为我们在整个电力系统资源用资源就是调节资源运行情况之下的一个必然的结果，其实行业内早在两三年前就针对我们现在的期限的问题是有了明确的预期，两三年前当时的主流观点认为国家层面肯定不会再去保行政性的95%的这样一个利用率的水平，而是会逐渐的去放开利用率，也就是当时提出引入一个有效合理利用率的这样一个概念，来去调配各地的新能源，它的利用水平和它的发展这样的一个关系，并且我们国家其实在电力改革的顶层文件里面，已经对放开利用率有了背书，但是放开利用率也并不是意味着国家层面就完全不管了，取而代之的是分地区的一些利用率的一些具体的要求，比如说在前几天我们国家能源局出台的44号文件里面，也是对于这个要求给大家文件里面来进行的落实，他提出是部分资源条件较好的地区，可以适当的放宽新能源的这种目标，但是原则上是不低于90%，所谓的资源条件较好的地区，其实就是我们也基本就是我们现在弃电率弃电情况比较严重的这些地区，比如说我们的内蒙古、甘肃，还有青海的陕西，这些主要是三北地区，尤其是西北地区，这些地区的启动率比较高，未来像一些大型的风电光伏基地，这些大型基地所在的这些地区，它的弃电率其实也会首当其冲，这是因为我们新能源的开发速度比较快，我们电网的消纳能力跟不上的这样一个原因，但是肯定会有人问为什么我们不去大力的去对电网的消纳能力来进行投资，既保利用率，同时又保它的新能源发展速度，这是因为如果我们要去给电网一个比较高的消化的能力的话，那必然会造成非常高的这样一个成本。所以由于我们增长的成本最终是要传导到用户的电价里面，所以现在对于一些新能源消纳资源的建设，其实肯定跟不上新能源的发展速度，会造成新能源的利用率持续的下降，但是会保证成本尽可能的不会出现比较明显的上升。
对于新能源企业来说，放开消纳率的限制对它的影响可以说是相对来说是比较大的。但是取消这种强制的消纳红线是行业内早几年之前的预期，从某种意义上来说，取消消纳的红线是推动新能源更好更快发展的一个重要保证。为什么这么说？因为从最直接的影响来看，新能源的消纳率的这个要求放宽之后，首先能维持新能源装机将会继续保持一个高速增长。另外虽然从表面上来看，对于存量的新能源，由于它的弃电率的上升肯定会造成一定的影响。但是如果我们从系统角度来看的话，因为我们现在新能源在保持一个高速增长的态势，而如果我们依然要求行政上要求比较低的弃电率的话，那么必然付出的就是非常高的一个系统成本。比如说我们在西北这些省份新能源占比非常高，它某一天的最大的出力可能会占到它的负荷的一半以上，这个时候如果我们想去消纳一组新能源，我们就需要向燃煤发电它进行一个成本比较高的深度调峰，通常比如说以燃煤发来调节为例，它的正常运行出力是50%~100%的装机容量，在这个区间内它的调节是对于系统来说它是一个免费的调节，它不用去额外去付钱，除了这个价格它在现货市场里面有区别以外，它不需要系统再去跟他要一个单独调节的钱，但是燃煤火电如果要去进行深度调峰的话，就是从它最小技术出力50%或者40%再往下压处理，这个时候就需要给它额外的补偿，这个也是因为它是有调峰，也有一个额外的运行成本，同时想进深度调峰也需要去做一些调深调改造，它有一块固定成本。
所以如果我们要去消纳新能源，比如说燃煤火电从50%升降到35%，这块的成本可能并不是很高，这个时候它去消纳新能源，对于整个社会来说它是一个更加省钱的方向。但是如果它从35%举个例子再往下来深调的话，那这个时候它的成本会非常的高，其实对于我们对于纯电整个电力系统来说，它是一种比较高的这样的一个消纳新能源的一个模式，所以其实在之前我们国家一些地方为了去提升新能源消纳率，对于燃煤的参加深度调峰，他们申报的价格上限往往在一些比较高价落，它的申报价格上限可能会达到6毛钱，甚至是一块钱，相当于我的新能源消发不了的时候，燃煤火电一直从50%压到20%，可能压到20%，这个时候燃煤火电它以一块钱的收益换取了它进行深度调峰，但是最终系统只是多消纳了这一度的新能源，而这个新能源其实并不值钱的，所以在以前如果我们不想去维持这种行政性的一个高的新能源的一个利用率的话，最终就会产生比较高的一个消纳的成本。
消纳成本按照我们国家的市场的这样的一个建设的实际，它最终是由新能源和用户来承担。主要现在新能源可能在一些比例比较高的省份是承担大头，所以反过来它会限制新能源进一步的发展，而未来我们是希望这种消纳的成本更多往用户上来疏导，但是以德国为例，德国的新能源一直是被我们学习认为它是新能源发展比较典型的国家，但是德国的新能源的发展从它在装机占比百分之几到现在30%多，百分接近40%的过程当中，整个它的居民电价是提高了一倍，原来就是一块多人民币，现在是两块多人民币接近三块钱，所以我们国家由于我们希望保证终端用能价格相对比较比较平稳，在我们新能源占比还不高的时候，我们可能还可以在局部的时间以较高的成本去消纳新能源，但是随着新能源逐步成为所谓的主体电源，我们就需要更多的通过市场配置的方式，并且一定相对比较廉价的方式去换取它的一个可靠的消纳。
像今年2月份的时候，发改委价格司是规范了辅助服务的价格形成机制，其实这个跟我刚才提到了这个要求是有异曲同工之妙，当时它是明确提出燃煤火电的就是调峰辅助服务，它的报价上限是不能高于新能源的平均电价，相当于未来像燃煤火电以6毛钱甚至一块钱这样深度调峰换取新能源消纳的这样的一个方向，未来会逐渐的扭转，像对燃煤火电来说，只允许它在一些相对比较便宜的深调的是这些场景来去消纳新能源，所以在我们国家新能源发展这么高的速度之下，我们依然保持着新能源整个用户测定量稳定，其实所依托的一个是我们燃煤火电它的一些存量它的能力，另外一方面还有一些比如说我们新能源的一些成本，或者说它的一个组件这块成本的下降，这些是为什么我们现在还能依然保持我们终端我们系统运营费用相对稳定的这样一个原因，未来由于新能源的发展，我们要保证我们用户端用户的价格不至于出现明显上涨，那么更加的会去精细化的去设计这样一个新能源的利用的方式。
对于新能源来说，我们放开了它的弃电率，其实更多的也是希望接下来跟通过市场配置引导它发展来做好衔接，未来的新能源的消纳会更多的去尊重市场的规律，降低一些行政的配置。比如说新能源电能够发出来，越来越多的是在市场的竞争里面来受到影响，比如说未来各省现在现货之后没有中标的电量，就会对弃电如果在弃电的时候，我新能源也会去调度，也会看新能源它的中长期合同电量签订的情况，通常来说对同样的我要去的两种新能源，如果一个已经签了中长期合同，一个没有中长期合同覆盖的话，他也会优先去去掉那些没有签中长期合同的这样一个电量，来保证市场的交易和新能源弃电的这样的一个衔接。未来由于我们新能源要全面的参与市场，尤其是我们现在新能能源还进行一个比较高速的增长，在现有的条件之下，高比例的新能源电力系统必然会高，伴随着相对比较高的一个弃电率，所以未来的弃电率其实也是会逐步的放开。
但是从今年这两年的情况情况来看，为了保持新能源增长的这样一个信心，我们国家还是会通过各地地方政府在行政性行政性的保证，一定的最低利用率的这样一个要求，这个是未来新能源弃电的一个总体的发展方向。
最后新能源在未来的一个大的方向就是要去全面的参与市场，所以对于新能源企业来说，它会比较关注的就是它参与市场之后，它的电价的合理收益的这样一个问题，因为以前不参与市场的时候是以政府定价来形成的价格，它的价格预期相对比较稳定，我在做未来20年的电价收益测算的时候，是有一个非常稳定的预期。但是有了市场之后，因为新能源在市场电价是波动的，而且按照我们现在市场定价的理论，新能源在市场里面的电价未来很有可能会越来越低，所以对于新能源企业来说，它就没有办法做比较好的这样的一个投资的预期，就反过来会影响它的增长速度速度，所以下一步的话国家层面在推新的入市的同时，很有可能会给它去配套一些电价的一个政策，来去保障未来它的在市场里面的一个合理的投资增速，这个是未来新能源在市场里面它的价格形成机制的一个重要转变。
Q&A
第一个还是主要是围绕咱们新能源消纳，首先现在新能源消纳通过这几个政策，最近几个政策大家可能也比较看出来两个方面，主要的思路是两个方向，一个建设特高压，他们本地未能消纳的电能传的尽可能传到外省。然后另一个就是比如说配电网虚拟电厂等等这一方面，这属于在用户侧。特高压可能是在电网就是输配电这一段去进行工作，那么目前从您看来就是解决新能源消纳的问题。当前更为紧迫的是像源网荷处，这三端里哪一端可能我们的开展速度会更快一些，这是第一个问题。
然后第二个问题就是就是因为相当困难省份它的可能你利用率现在实际的现在弃电率可能已经超过10%，也就是说它消化率可能已经不到90%了，那么这个规定出来之后，未来可能说这些省份它的风光的一个核准并网节奏可能就要收紧了，那么对此那么这方面是后面它可能会影响到新的电站的风光电站的建设，这方面您是怎么看的？
A：像您刚才提到的，我们现在提升新能源消纳能力，从电网角度来说，的确特高压一个是配电网的，一个加快投资，其实主要也是对应于我们国家现在新能源的两种主要的一个发展方式。第一种方式就是我们在22年的时候，所提出来的所谓的新能源的供给开发体系，以大型风电光伏基地作为主要的这样一个开发的类型，但是大型风光基地其实它在开发。考量的时候，其实更多的是考量这些在规划层面的一些角度，比如说它是主要想利用三北一些比较比如说尤其是沙大以沙河荒沙漠戈壁荒漠这种场景去去进行开发，但是这些地区由于它本地的负荷消纳能力其实是比较有限的，所以对于这些大型能源基地的新能源，它有六七成的电量，都是要通过特高压的方式送到华北、华中、华南、华东这些跨跨区的这样的一个负荷中心，所以按照我们国家的电网建设的这样的一个情况，我们就需要特高压的直流项目直流通道来去实现它的外送。这个是我们大基地的这样的一个发展的需求，所以特高压的项目的建设节奏其实是跟这种大型能源基地的建设节奏是密切相关的。通常来说电网出于政治责任角度来说，它是不太希望出现比如说我大型基地已经项目已经建好了，但是我的通道还没有配套上，造成这些大的这个项目晒太阳的这样的一个情况，所以特高压的建设节奏跟我们这些大型能源基地现在也都是绑定在一起，它的送电这个需求也是要满足这些大这些大型能源基地的一个送电项目的需求。
我们现在是国家层面已经是做了三批的大型能源基地项目，未来这些大型能源基地，再加上一些其他的一些集中式的项目，这块是未来特高压通道建设的一个主要要解决的这样的一个这个需求的主要的来源。
对于配电网来说，这个是因为我们国家很多工商业用户以及一些居民用户，他要建设分布式的光伏，其实分布式光伏的发展的话，在咱们国家是一个更加是有市场主自驱性的这样一个发展的场景，而且我个人觉得配电网的分布式光伏的发展的速度提升，是未来在风向标之下发展新能源的一个相对更加安全和经济的一种方式。从国外的情况来看，国外现在两个新能源占比最高的主要的地区，一个是美国加州和德国，他们之所以新能源占比较高，很大层面上也是因为这个配电网的分布式光伏发展的速度比较快，而对于这分布式光伏来说，由于我们现在的分分布式光伏基本没有参与市场，但是它的组件成本这几年是出现明显的下降，所以像一些工商用户还有居民用户，他慢慢就更有了建设分布式光伏的需求，而且很大一个程度上我们的一些分布式光伏的开发企业，企业比如说正泰天和他们借的，比如说我们国家能源局提出的整线光伏的这些政策的一个东风，也是快速的去铺开它市场的盘子，造成了我们分布式光伏这几年的一个非常快速的发展，这个造成我们配电网投资改造的比较大的需求。然后您刚才提到源荷储就这一块的哪个发展速度相对来说比较快，我个人觉得这三块是未来新能源发展都同样重要的这样的一个发展的场景，因为我们现在的不管是配电网还是特高压通道，首先电源侧的这样一个电网侧的这样的投资的增速是一个比较硬的物理的条件，它跟网侧和荷侧其实它是另外一个维度的这样提升新能源消纳的这样的一个方面。
另外像源侧和荷侧更多的是在系统的这样的一个电力的这样调节能力，而这个网侧相当于它是一个物理上的这样一个硬件的这样的需求，所以我个人觉得侧和荷侧可以放在一起，但是网侧的话它是一个比较基础的发展的这样的条件，对于侧和荷侧来说，目前来看，我们现在主要的消纳新能源的资源有三种，一种是燃煤火电流行改造，第二种就是抽水蓄能，第三种是电化学储能，它们三个现在都是同样重要的，但是他们三个主要是因为是有不同的应用场景，比如说我们的燃煤火电中心改造，它的优势在于它的消纳成本相对来说最低通常度电的成本是一两毛钱，抽水蓄能的话它的度电成本是两三毛钱，第二代储能的话现在应该是五六5毛钱，所以它们成本是有比较大的差异，所以对于一些新能源占比比较高的这些省份，比如说三北的地区，那么出于成本角度来说，燃煤火电的能源改造应该是一个最为主要的这样一个消纳能力的提升，但是这三种方式它有不同的这样的一个应用的场景，比如说燃煤火电它受限于由于它的调节最多就是减出力，它不可能变成一个负的出力，所以它的调节灵活性是没有抽水蓄能和将来储能那么高的。对于抽蓄来说的话，首先它的建设周期比较长，长达6年，所以也不是一些小的社会主体能够做的。另外它对于场地的要求是非常的高，所以限制了它的发展。对于对于电化学储能来说，它的好处在于它的建设周期非常的短，而且它非常的灵活，非常适合跟分布式光伏来配合，所以由于它们有不同的特点，所以刚才提到了三北地区，可能燃煤火电中心改造是一个最主要的消纳的资源，但是对于一些东南部沿海的省份，尤其是分布式光伏发展比较快的省份，我个人觉得电化学储能的发展应该是未来长远来看的一个最重要的形式，它是中间的抽水蓄能，这得看它在哪有建设条件，抽蓄它既是技术成本比较低的一个储能资源，同时也是最成熟的一种储能的一个形式，所以抽蓄我个人觉得它在它有条件建的这些地方都会成为重要的一个增量的调节主体，这是回答您刚才提到的源网荷到底哪一块发展更快的一个问题，总结来说网是一个基数都会去提速，然后源和测的调节资源得看是具体在哪一个区域。
然后第二个问题就是风光的并网结构，可以说现在未来相当于下降之后，的确会降低新能源企业一定程度上降低新能源企业的投资建设的一个积极性。但是如果只从近一两年的情况来看，24年和25年，目前行业内还是比较认为我们新能源还是会保持一个比如说年均300g瓦的这样的增长速度。其实前段时间国家电网公司是做了一个大概的摸底，就是现在。排队等建设的这些新能源，其实把算起来之后，国网集团有可能还是会维持一个300g瓦的新能源的增速，因为一方面新能源虽然它的利用率在下降，但是它的一些组件的成本其实也在下降，所以原来一些比如说以分布式光伏为例，原来一些可能成本经济性不太好的地区，慢慢的也会具备成具备一定的收益能力。比如说我们现在的分布式光伏，由于河南、山东、河北这些地方已经没有太多的可消化的空间，所以很多开发企业社会资本正在往南移，像四川这种原来光伏条件不是很好的地区，现在慢慢的也在去增加光伏的建设，导致了当地的电网公司其实很头疼，像德国分布式光伏的利用小数其实也是非常低，它也就是900小时左右，我们国家很多地方的它的条件资源就要比德国要好，所以由于它的组件成本在下降，未来会创造出一块的增量的空间来去抵消它的消纳率的一个影响。
另外一方面虽然消纳率的确在下降，但是对于省政府来说，发展新能源是完成双降目标的中一个必要的条件，所以它对于新能源的电价和相差率是会有一定的政策的一个支持。对于发电企业来说，我们现在开发新能源很多是五大六小这种中央发电企业，它也希望通过新能源的快速发展去提升它在行业内的交互地位。所以由于这些因素的影响，近两年的情况来看，新能源依然会保持一个300千瓦左右甚至更高的这样的一个增速。但是到了26年之后的话，这个时候其实我个人觉得还是得看一些我们电力系统的一些一些技术经济条件的变化，比如说那个时候我们有没有一个相对成本比较廉价的储能的技术，如果没有特别大的这样一个技术上的一个进步的话，那么我们可能必不得已会在新能源的发展速度和用户涨价的压力这两者之间来进行一个权衡。而如果那个时候有技术的突破的话，相当于我们就能够既保证用终端用户价格的稳定，又能够继续高速发展新能源，这是一个相对比较理想的情况。所以刚才您讲到的问题，这两三年我个人觉得还是会对于新能源的并网结构不会有太大的一个影响。
Q：正好您刚才提到其实像虽然它发电的价格在下降，但是组件的成本也在下降，其实这可能就是另一个问题了。现在弃电率就是对弃风弃光率，还有一个原因其实就是属于现在新能源它本身发电的成本，因为边际成本在一个非常快的速度下降，那么导致就是说有些人他可能是觉得发电的成本与其是存储用存起来，然后还不如弃掉，因为它的存储其实以度电成本相对来说目前还是相对来比有一个还是稍微有一些高的，那么对未来而言，刚才咱们讨论是源网和那么在储能这边它是可以在三个端都可以用到，那么如果是储能在这里面它会有一些哪些影响？包括未来它的储能成本下降，对这些弃风弃光这些现象是否会有一些影响？
A：好的，储能是未来我们电力系统的一个越来越重要的资源，因为说白了新能源最大的问题，它的随机性和反调峰的一个特性，我们就需要针对新能源比例高了之后，我们要让储能来把新能源的曲线来进行一个平滑，让系统能够去更多的消纳它。但是现在储能的问题就是成本还比较高，所以比如说我们以后有了电力现货市场，我们根据新能源的带来，比如说我们的净负荷会形成每15分钟的一个价格，比如说新能源比例还不高的这些地区，可能它的分时电压拉开的差异性并不是很大，所以在于这些省份来说，储能它可能并没有什么比较好的一个收益的模式。像现在我们来看，我们国家可能也就山东的储能，它是有比较好的一个收益的前景了，但是它也是通过一个是分时电价，另外一个就是储能的在山东还有一定的容量电价，最后再加上一定的容量租赁这三块的收入，来去实现了山东的这块储能有一块有一个相对比较好的收益，但是其他地区由于现货的分时电价它拉得并不是很开，尤其有一种还没有现货，所以导致了它的储能其实收益性并不是很乐观，但是未来随着新能源比例的提升，我们电系统的供需差异性会非常大。
供需差异性拉开之后，就会反映到我们现货的分时电价里面，这个时候对于储能来说它的成本在下降，但是它的分时电系统潜在的分时电价的收益在拉开，所以储能慢慢在市场里面就容易有更好的收益。但是如果储能的发展速度过快的话，比如说我们储能的发展速度，它的调节能力的增速超过了新能源，那么就会出现一个储能把现货的分时价差又反向拉回来的这样一个情况，所以由于考虑到储能现在占比并不高，所以未来几年情况来看，它的收益的空间是在增大。但是到了比如四五年之后，我们那个时候系统是一个什么样的发展情况，就得看我们当时的储能的经济性和我们其他的一些技术条件的影响。
Q：关于电网在新能源消纳方面，其实对电网它的能力也是提出了很高要求，特别是我们观察到其实近几年电力整体的电力投资里面，其实电网投资的占比并不高，甚至还有可能是逐渐下降，虽然说绝对金额是在逐渐往上走，那么如果未来现在面对现在一个不能说比较严重，但是说是一个实质性的消纳问题，那么电网它是它的主要一个改造和建设方向带来它是主要哪些？比如说它的调控能力或者说是承载能力等等这些，它的具体的具体的方向有哪些？
A：其实电网侧的怎么说，电网投资的增加是想给新能源提供消纳能力的一个很重要的资源，国家层面其实几年之前就一直在呼吁要去提高电网的投资的增速，但是为什么其实对于电网像特高压还有配电网投资增速其实并没有一个非常明显的增加，主要是因为我们现在电网的价格输配电价价格机制并没有特别的一个理顺。说白就是电网公司在整个电力市场里面，相当于它是一个运营输配电这种钻垄断环节的这样一个企业，它收益是严格政府定价和监管的，我们现在电网公司的收益是按照输配电价的方式来去收取的。举一个例子，比如说电网认为在这个配电网我需要去增加100块钱去提升配电网的增速光伏的消纳能力，但是想回收这100块钱的话，必须要在我们现在是每三年一个核价周期，必须要在下一个核价周期里面。把这100块钱的投资给它纳入到有效资产里面，然后我们的输配电价是按照有效成本加有合理成本，也就是准许成本加合理收益的方式来去核定。如果这100块钱能完全纳入到有效资产里面，那么就能够通过收费利亚涨价的方式来在下一个监管周期对投资来进行逐渐的回收，但是实际的情况电网投100块钱有可能再出现价，核定的时候，有效资产核定的时候只能被核定是七八十块钱，就造成了电网就担心它投资的这些成本不能够完全被纳入这有效成本，从而导致它投资是回收不了它的投成本的。
比如说一些配电网的一个投资，像像未来借鉴国外的情况来看，有很多因为负荷的它波动性在增加，有很多负荷，它装了分布式的光伏，就会导致它中午的时候可能甚至是一个类似电源的这样的一个特性，但是晚上的时候它的用电量会非常的高，就会造成我们我们负荷侧这边从变压器角度来说，它负荷的波动性会非常大，这个时候像国外都会允许很多地方会允许电网公司去建一些电网，电网的这种电网改造这种替代性的一个储能，比如说我这个变压器，我只在晚上一段时间是会有堵塞的，这个时候我通过我在一些配电网的关键节点，电网做这种电网替代性的储能来去解决这个问题，这样的话就能够延缓配电网的一个投资的增速，但是我们国家目前还并没有把电网侧的这种替代储能给纳入到中间里面，相当于我电网想建，但是我回收不了成本，建了也是白建，这个是我们现在政策上的一个堵点，未来这个我相信也会慢慢的一个解决。
而在特高压直流输到输电通道的这一块的话，目前是面临一定的基础上的一个堵点，比如说我们现在特高压的直流的这些通道，它是有技术的要求，流过通道的电能量是尽量要保持一定的稳定，就不能像风电光伏一样出现那么大的一个波动，所以导致了我们尤其是国网公司这边，新能源想稳定的送出，就必须要跟燃煤火电来打捆送出，因为但是由于新能源的它的发电小数往往比较低，通常光伏就是1500小时多一点，然后风电可能平均是2000多小时，所以导致了如果我想保证这个通道，比如说是超过4000小时的利用率的话，那么流过来的风电新能源和火电打捆的电量大概是一个3:7的比例，这样的话相当于我送新能源，但是我送来其实7成是火电，这个是不或不满足我们未来新能源要去逐渐提高它增速的这样一个要求的。
但是如果我们强制的让新能源和火电是1:1打捆的话，那么送过来的递送过来。整个线路通道的这种小数可能就只有3000小时，这个就会导致电网企业当时建通道的时候是按照4500小时去核定的它的整体收益，但是实际上只有3000多小时电量，那么电网就没有办法回收它的省间特高压建设的带来的这样的一个成本，这个是从技术层面相当于是电网是会给电网带来成本回收的压力，而造成它为什么像一些开发通道，还有一些配电网，它的投资其实并没有特别强的本质上提高投资增速的这样一个积极性，而未来如果国家层面在呼吁电网提高这些建设力度的同时，能够通过一些电价机制的一个保障的话，那么我相信这个时候电网才是真正本质上来说会更有动力去提高它的这些投资，这块电网公司也是在做一定的呼吁，比如说未来随着这些分布式光伏的一个增长，那么我们配电网的整个电力的流向的一些形态就会发生比较大的变化。
未来配电网比如说我们会更多的就是考虑电网的一些备用的成本，我们现在也是希望能够从现在的一些单一电价转成一些两部制的电价来去适应这些国家越来越多的这种大基地项目，通过这种电价机制的变革，让电网投资的回报能有所保证，这样华电网就有更多的动力去提升它投资的能力。这个是未来的我们电网投资这一块的可能出现的一些改革的方向和刚才分析的政策的堵点。
Q：正好刚才您最后提到电价，其实就是新能源消纳红线下降，其实就从95降到90，包括未来可能的更低，其实这背后也就意味着说它的新能源入市比例的提升，那么包括入市比例提升这些它是之前咱们也提到一个说法，叫全国统一电力大市场，然后那么这个市场您看它的建设结构在新能源相当好像下降一下，它是不是对它有一个比较明显的促进作用？
A：是这样的，新能源的比例越高，它的消纳率越难以得到保证，越需要依赖市场的方式去配置，或者说去优化市场的系统运行，协调各市场主体的利益，所以新能源参与市场和新能源的发展增速的一个扩大，以及它消纳率的降低，这三者是一个相互助推的过程，这个也是我们下一步的大的发展方向。由于我们国家其实在22年1月份出台全国统一这项文件里面，已经是明确提出了30年新能源行政参与市场，但是从实际的工作节奏来说，很有可能会把集中式的光伏和陆上风电它入市的速度应该会会远远快于30年的这样一个要求，有可能这两年就会以非常高的比例，就是百分之百八九十这么高的一个比例来参与市场。然后分布式那块一样的，就是我们更多的会去通过推动一些新建的分布式光伏式的方式，来去让市场去决定分布式光伏的下一步的一个投资的这样的一个布局，通过这种方式也是对于他的期间有一个更好的统筹和协调的这样的作用。