EMBER-新能源行業(yè)：印度太陽能正進入“加速增長”階段（英譯中）

印度太陽能采用進入“加建立足夠的電網靈活性是印度清潔電力轉型的下一步EMB=R1段本報告分為三章，每章探討印度可再生能源（RE）轉型的關鍵方面。在第1章中，我們研究了如果成功實現印度第14屆國家電力計劃（NEP14）中的可再生能源和儲能目標的潛在結果。在此基礎上，第2章和第3章著眼于可能影響這一旅程的關鍵障礙。第2章探討了實現NEP14目標所需的必要的容量增加增長率，而第3章研究了印度必須克服的電網交互問題，以便為不僅達到而且可能超過計劃目標鋪平道路。EMB=R266%+20pp15%和風能在2022-32財年將實現36%NEP14的2027財年目標為186GW33建立足夠的電網靈活性對于印度的清潔電力轉型至關重要。隨著可再生能源，特別是太陽能，進入“加速增長”階段，必須解決電網整合問題，以防止太陽能產能增加放緩。利用現有的火力發(fā)電和水力發(fā)電能力以及存儲選項，經濟有效地平衡發(fā)電和需求，對于防止電力短缺至關重要。值得注意的是，白天電力需求的增長超過了非太陽能時段的需求增長，目前峰值需求出現在太陽能發(fā)電充足的中午。因此，需求增長的很大一部分與太陽能發(fā)電相一致。然而，最近的電力短缺強調了歷史上由燃煤發(fā)電提供的非太陽能時段對峰值電力的需求不斷增長。由于煤炭對總發(fā)電量的貢獻預計將減少，根據NEP14，將需要比當前水平高得多的顯著?容量來平衡發(fā)電和需求，而不會產生顯著的?容量。。EMB=R401NEP14估計，在2022-32財年，印度的年總發(fā)電量將增長1174TWh。預計每年太陽能和風能發(fā)電量將分別增長593TWh和189TWh，這兩者合計占印度10年期間發(fā)電量增長的66％。這標志著前十年的重大轉變，當時煤電占發(fā)電量增長的80%左右。02太陽能在印度進入“加速增長階段”0304自2018年跨越起飛點（占發(fā)電組合的1以來，太陽能在印度發(fā)電組合中的份額已開始顯著上升，現在正進入“加速增長”階段。NEP14預計太陽能在該組合中的份額將從2022財年的5％攀升至2027財年的17并最終在2032年達到25％。太陽能現在在滿足印度的高峰需求方面發(fā)揮著更大的作用。在2019年至2023年之間~5.4%的同比增長。然而，保持非太陽能小時需求的可靠供應需要一個全面的全系統方法。EMB=R5056長根據印度中央電力局（CEA）發(fā)布的第14屆國家電力計劃（NEP14印度的發(fā)電量（本報告中的發(fā)電量包括進口）預計將從2022財年的1492TWh水平增加，在2032財年達到2,666TWh。值得注意的是，該計劃為未來十年的太陽能和風能制定了雄心勃勃的目標。根據NEP14的數據,太陽能發(fā)電將占發(fā)電量增長的50%左右，太陽能發(fā)電量預計將從2022財年的73太瓦時增加到2032財年的666太瓦時。根據該計劃，風電將貢獻16％的增長，在同一時期從69TWh增加到258TWh。同時，預計2022-32財年之間的燃煤發(fā)電量將增加257TWh，占這一時期發(fā)電量增長的22％。這與前十年的情況相反。2012財年至2022財年，燃煤發(fā)電推動了該國發(fā)電量的增長。在此期間，印度的總發(fā)電量（包括進口）增加了564TWh（從2012財年的928TWh增加到2022財年的1492TWh其中約83％的增長（467TWh）來自煤炭發(fā)電量的增長。EMB=R7根據計劃，自2013財年以來，煤炭（包括褐煤）在總發(fā)電量中的份額已超過70預計到。EMB=R89NEP14概述了到2026-27財年實現185.6G容量作為容量添加EMB=R10實現NEP目標的進展似乎是有希望的。值得注意的是，印度可再生能源部門的投資在2023年增加了大約30%，與2022年第一季度和第二季度的情況相比。最近政府宣布計劃招標50吉瓦的可再生能源容量。EMB=R11。EMB=R12這一里程碑標志著從最初的“形成”階段（以高成本、不確定性和不規(guī)則增長為特征）向“增長”階段（由于有利的經濟效益、技術進步和政策支持而加速增長）渡到“增長”階段，其份額從2017財年增加了5倍，在2022財年占印度發(fā)電組合的5%。在2023財年止最高的增長記錄。圍繞電網整合的政策在這一階段發(fā)揮著至關重要的作用，因為太陽能發(fā)電的擴張可能會導致電網整合成本上升帶來越來越大的壓力。由于土地和資源的可用性，這種壓力最終可能會減緩增長軌跡，甚至導致飽和階段遠低于物理極限。需要注意的一個政策領域是對存儲解決方案的需求不斷增長，并且隨著對網格靈活性的需求預計將以比因此，電網靈活性的需求和成本預計將對與VRE源擴展相關的總成本產生顯著影響，在n中太陽能的成本效益，這將不可避免地影響太陽能本身的增長率。能源經濟與金融分析研究所（IEEFA）對印度太陽能行業(yè)增長率可能放緩表示擔憂。這些擔憂源于新太陽能EMB=R13另一個挑戰(zhàn)是最近的太陽能電價趨勢，從2020年的1.99盧比/千瓦時上升到2023年第一季度的2.51盧比/千瓦時。造成這種情況的因素包括供應鏈中斷，商品和服務稅（GST）稅率提高,保險成本上升以及關稅的實施。此外，模型和制造商批準名單（ALMM）暫停至2024年3月后的恢復可能會導致成本上升。EMB=R15WhileREgenerationincreasinglymeetspeakdemandduringsolar-hours,thereareinstancesduringnon-solarhourswhenthecontributionofwindandsolarisverylow.ThemonthsbetweenOctobertoFebruarypresentedaparticularproblem,whenForinstance,inFY2023,solarandwindsourcessuppliedupto31%ofIndia’spowerdemand(approximately53GWinMay2022)duringsunlighthours(between9AMto5PM).However,theircontributionplummetedtoaslittleas0.6%(around1EMB=R16VRE，特別是太陽能，對滿足白天電力需求的貢獻正在逐步增長。然而，VRE在滿足非白天電力需求方面的貢獻增長并沒有以同樣的速度推進。例如，考慮2019年6月和2022年6月的平均負荷、太陽能和風力發(fā)電pro?les。2022年6月，太陽能和風能合計占電力需求的最大23.5%(中午12點)，最小小于6%(上午5點)。相比之下，在2019年6月，太陽能和風能貢獻最大13%(中午12點)，最小小于6%(上午5平均負荷和VRE發(fā)電量表示特定月份內每天每小時的平均發(fā)電量和負荷值。對一年中估也顯示出類似的趨勢。這一觀察結果表明，雖然太陽能和風能越來越多地滿足白天EMB=R17不可調度的來源，如風能和光伏。在一天中，太陽能發(fā)電的顯著激增顯著地減少在太陽能時間對煤炭的需求。相反，隨著太陽落山和太陽能發(fā)電量的減少，凈電力需求急EMB=R18anddispatchablecapacityontopofthesolarpowerexpansiontomeetdemandwhensolaris其次，由于太陽能發(fā)電主要發(fā)生在白天，在早上增加，在中午左右達到峰值，然后減少,因此當太陽能發(fā)電量增加時，傳統能源必須降低發(fā)電量，而當太陽能發(fā)電量開始減少時，傳統能源必須增加發(fā)電量。隨著太陽能發(fā)電能力的增長，傳統能源所需的斜坡率預計會增加。中午約1.6GW。然而，在22:40時，盡管滿足了約213吉瓦的晚間高峰需求，但仍有約7.5吉瓦的明顯短缺。同樣，在2023年8月17日，印度在太陽時滿足了234吉瓦的峰值需求，短缺0.2吉瓦,但在19:24出現了6.7吉瓦的峰值短缺，盡管該系統滿足了大約210吉瓦的夜間峰值需求。這些實例強調了太陽能發(fā)電可變性的挑戰(zhàn)以及增加可調度容量以有效管理高峰時段的必要性。這種高峰短缺可能導致廣泛的停電，這可能會給州和國家規(guī)劃者施加壓力，要求他們匆忙計劃增加煤炭產能，這可能會導致未來的鎖定。EMB=R19當我們觀察2019年至2023年間年度峰值需求的增長時，太陽能與峰值需求的一致性是顯而易見的。太陽能時段（上午9點至下午5點）的峰值需求從2019年的約182吉瓦增長到2023年的240吉瓦（同比增長約7.2%而非太陽能時段（下午6點至上午8點）的需求從182吉瓦增長到216吉瓦（同比增長約5.4%）。這種趨勢在所有月份都是如此，在2019年至2023年期間，太陽能小時高峰需求的增長遠遠超過非太陽能小時高峰需求，截至9月的所有月份。EMB=R20NEP14的目標是到2027年3月將印度的電池存儲容量增加到8.7GW（4小時平均備份到2032年3月增加到47.2GW（5小時平均備份）。抽水蓄能電站（PSP）的容量預計到2027年3月將增加到EMB=R21再生能源和存儲成為一種可行的解決方案，可以在可再生能源發(fā)電量相對較低的高峰時期滿足需求。即使是最近批準的由印度太陽能公司招標的新的REpls儲能電站的電價，也有太陽能和電池儲能系統(BESS）的中標范圍為6.15至6.85Rs/Wh的峰值電力供應和2.88Rs/Wh的非高峰供應。預計該容量將轉移約20％-30％的總發(fā)電量，并轉化為4.04-4.3盧比/Wh的總成本。相比之下，2022-23財年的煤基發(fā)電平均成本（綜合成本和可變成本）為盧比/4.26千瓦時。EMB=R22但是，隨著需要轉移的電量的增加，降低BESS成本的需求變得更加明顯。就可調度性和成本而言,與新的基于煤炭的發(fā)電能力相比，這對于使帶有存儲的太陽能成為有效的替代方案至關重要。因此，現有的煤炭容量可以提供所需的電網?靈活性作為存儲成本EMB=R