山东新能源产融交流会嘉宾分享集锦（一）——中国新能源产业市场分析与数字化技术应用

5月30日，以“产融结合以融促产”为主题，聚焦新能源行业的中国融资租赁（西湖）论坛2023年首场产融交流会在山东济南盛大举办。多位租赁公司、产业公司高管与新能源行业专家应邀参加本次会议，并就会议主题展开分享与讨论。西湖论坛将现场会议内容进行归纳整理成三篇嘉宾分享集锦，供各位租赁同仁参考学习。本文为第一篇《中国新能源产业市场分析与数字化技术应用》。后续将在本公众号发布第二篇《分布式光伏电站投资开发的法律风险与防范措施》和第三篇《绿色能源的碳资产开发与参与碳市场路径》，敬请大家关注！

一、中国新能源产业发展现状与市场前景

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎：

（一）碳中和路径

碳中和路径主要有以下三条路径：一是节能减少碳排放，这一路径仍有很大潜力；二是零碳能源替代碳基能源，主要就是光伏风电替代煤炭，石油；三是碳捕捉吸收碳排放，如森林碳汇、CCUS（碳捕集、利用与封存技术）等。目前能源替代这一实现路径市场份额最大，但能源转型仍存在难度。CCUS、森林碳汇等由于综合成本最高，市场相对比较小。

（二）能源结构转型难度极大

中国能源结构转型犹如高速开车换发动机，难度极大。第一，化石能源在中国电力结构占比中居高不下。2022年全国规模以上电厂发电量83886亿千瓦时，其中火电58531亿千瓦时，占比69.77%，且煤电发电量仍处于增长状态。第二，“3060”战略目标完成时间将近，离完成碳达峰目标仅剩不到10年，碳达峰和碳中和之间仅相隔30年，唯有在2025年实现煤电发电量达峰，后续在2060年实现碳中和的压力才会相对较小。第三，“3060”目标的实现需要巨大资金投入。

（三）能源转型面临的挑战

能源转型主要面临以下四个方面的挑战：第一，缺电现象将长期存在，拉动电价上涨。例如，2022年整体水电因高温发电量不及预期，造成四川出现全省工业停电、省间现货电价高达10元/kwh。2023年水电发电量仍不容乐观，云南等水电大省发电量明显下降、鄱阳湖水位跌破8米基础值。对于广东等长期采购水电的省份为了解决这个问题，将通过增加火电等更加稳定的电源。第二，新能源发电多具有不稳定性，将使电价波动幅度扩大。2023年5月，山东的负电价造成了电力行业的轰动。第三，技术瓶颈仍然存在。第四，体制改革亟待推进。一方面，电力为刚需产品，市场需求弹性较大，电力供应总量2%的缺口或将导致电力价格上涨数倍。另一方面，虽然可再生能源的单一项目成本和产出已经具备吸引力，但是系统成本开始不断上升。为了解决可再生能源发电的不稳定性问题，在建设风电、光伏、储能等新能源供电体系的同时需配备大量的火电在原地待命。这一问题预计将持续7-8年，当风光发电与储能的综合成本低于社会平均电价时，市场整体电力价格水平才可能逐步降低。

（四）损益电费相关问题

损益电费即在现有居民用电和工商业用电价格交叉补贴基础上的二次交叉补贴。在7-8月用电高峰期，中东部发达省份用电需求大幅上升，需跨省采购高额电力供给居民用电。由于居民用电价格稳定，差额部分将由省内工商业企业在下一个月或下六个月分摊，单家企业单月分摊损益电费或高达5-8万元。为了减少高额的损益电费支出及电价整体上涨，中东部工商业企业即便在电价处于低谷期间，仍愿意安装分布式光伏。因此，我们对中东部工商业分布式光伏市场发展前景看好。

（五）光伏电站整体市场情况

地面电站可划分为三个发展阶段，中东部地面电站时代结束。第一阶段为2021-2022年，中东部地面指标下发+户用，分布式正常发展；西部受制于消纳，大基地模式出台，主要是做前期工作。第二阶段为2023-2024年，水利部、国土资源部、生态环境部等相关部委的用地约束在收紧，中东部大型地面电站的土地资源消耗殆尽东部地面基本开发完毕，新增集中在户用+分布式；西部第一期大基地全面开工。第三阶段为2025年，第一期大基地并网80%，第二期大基地前期工作就绪。

（六）特高压与跨省电力运输消纳问题

全国跨省物理消纳量是912亿瓦（计算净受入电量的省份，占整个全年风光发电量的9.3%。其中河南是最大的风光净输入省份，输入量在200多亿瓦，其次分别是山东、浙江、江苏。从这点来看，特高压目前发挥作用仍然非常有限，未来西部大基地的外送能力堪忧。在此，我们认为需要研究更为系统、科学的分布式可再生能源发展思路，尽量发掘中东部提高土地综合利用下的可再生能源潜力。2022年山东甚至招标建设成本高昂的海上光伏建设项目。

（七）光伏电站引发的电价波动问题与解决途径

河北和山东作为光伏电站新增年装机量和存量项目装机量最大的两个省份，光伏电站发电量已超过内部调节能力，已出现部分时段超低电价乃至负电价的情况。这一现象短期内不会波及到其他省份，但是随着各省光伏电站累计安装量的上升，其他省份也将逐步面临这一问题。现阶段通过电力价格调整，引导用电企业在低电价时期扩大生产可以在一定程度上缓解这一问题。但解决的根本之道只有储能。

（八）储能电站市场分析

目前储能概念热度很高，但投资积极性较弱，根本原因在于储能设备的使用效率问题。目前储能设备收益一方面取决于峰谷电价差，另一方面和当地电力曲线相关。目前山东等多数省份电力曲线为单峰单谷，储能设备每天仅能实现一充一放，大量时间处于闲置状态，设备使用效率相对较低，回款周期长；广东、浙江等少部分省份电力曲线为双峰双谷，储能设备每天可以实现两充两放，设备使用效率较高，经济效益相对较好。以华电山东独立储能项目为例，该项目总投资4.3亿元，建设规模101MW/202MWh，运行模式为一充一放，收益来源一方面来自于充放电价差，其中充电平均406.15元/mwh（含分摊）放电平均916.79元/mwh （含容量补偿），价差510.64元/mwh；另一方面来自于储能设备使用方支付的租赁费270-330元/千瓦/年，项目综合收益不理想。

（九）能源转型中的机会——以绿电为核心的资产置换

能源转型过程中的市场机会主要为从电气化转变为绿色电气化的资产置换。从市场体量来看，十四五期间光伏计划新增400GW，投资额约16000亿元，风电计划新增200GW，投资额约13000亿元，总投资额约3万亿元，市场空间较大。在能耗考核政策方面亦有优化，从最初的所有能耗计入考核到超过激励指标的部分不计入考核，再到超过激励指标后最低指标以上的部分不计入考核，再到现在的新增绿色能源消费每年增长的部分不计入考核。而广东最新的文件则规定超过十三五计划绿电的部分不记入能耗总量和强度的考核。这一政策使得高能耗企业可以通过使用绿电而避免占用地方能耗指标，进而项目得以落地，拉动投资与消费。

在电力市场方面，目前电力市场介于计划与市场之间。电力市场的改革意味着利益的再分配与新的市场机会。就绿色属性价值实现方式上，建议地面电站主要采用绿证方式，分布式光伏主要考虑CCER。能耗压力问题限制了城市服务的用电与增长。以数据中心、AI产业为例，由于其用电需求高，电力供应是其成长的最大障碍。北上广深等大城市为主要终端客户所在地，但通常没有富余电力供给；贵州等地电力富裕，但需铺设光纤。因此，服务器的选址需综合考虑用电成本与光纤铺设成本。

二、新能源领域的数字化技术应用

山东浪潮新基建科技有限公司副总经理谢兴昶：

新型能源体系建设有“三化”，分别是清洁能源的规模化、终端需求的典型化和多元信息的耦合化。要实现3060双碳战略目标、完成新型电力系统建设，建设智慧电网是必由之路。以大型储能建设为例，发电侧及时响应用电侧变化是重中之重，这只有通过数字化技术才能得以实现。

随着数字中国建设和新型电力系统建设，新能源领域显现出两个确定性趋势，一个是数字化技术的规模化应用和应用范围的确定性，一个是国家关于新型电力系统数字化技术要求的细化。在新型电力系统建设过程中，数字化技术的应用将起到非常重要的作用。例如可以利用数字孪生技术模拟拟建电站项目的运作机制和成效，从而优化电站设计方案。另外，大数据技术、区块链技术乃至近期热门的ChatGPT，都有可能给新型电力系统带来新的业态与模式。目前能源企业普遍在进行数字化转型，数字化转型投入的人力物力很大，如中石化内部做数字化转型的员工有5000人左右。

浪潮作为从事数字化转型的信息技术公司，在新能源基建领域聚焦社会运营新能源汽车充换电、智能光伏电站、智慧储能电站和数字化综合能源站等四个板块，提供项目的规划设计、投资建设和运营服务，以数字化科技手段助力国家双碳目标的实现。