中国新能源发电现状分析 存在问题以及发展趋势

火红的人生

中国新能源发电现状分析 存在问题以及发展趋势

　　关于新能源的开发和研究一直都没有停止，特别是在石油煤炭等不可再生资源的开发受到破坏性的开采和产量急剧下降之后，新能源的研究就变得更为迫切和严峻。
　　
　　“十二五规划”提出了到2020年我国能源科技的发展目标：在新能源技术领域，建成具有自主知识产权的大型先进压水堆示范电站;风电机组整机及关键部件的设计制造技术达到国际先进水平;发展以光伏发电为代表的分布式、间歇式能源系统，光伏发电成本降低到与常规电力相当;开展多塔超临界太阳能热发电技术的研究，实现300MW超临界太阳能热发电机组的商业应用;实现先进生物燃料技术产业化综合利用。
　　
　　目前，我国新能源发电还处于起步阶段，主要表现在以下几个方面。
　　
　　1.新能源发电具有间歇性，因而必须对其发电量做出合理准确的预测，而我国在这方面还比较欠缺。
　　
　　2.与传统火力发电相比，可再生能源发电的启动和运行较快，为适应电网的互联性要求，需要对其运行过程做出调整。
　　
　　3.并网输电网络升级费用投入巨大，如何优化配置可再生能源发电设备、减少费用开支，是摆在管理者面前的一个重大问题。
　　
　　在我国发电量结构中，火电所占比例最大，约81%;水电为16%，核电为2%，新能源发电所占比例不足1%。国际能源署对2000-2030年国际电力的需求进行的研究表明，来自可再生能源的发电总量年平均增长速度将最快。该项研究认为，在未来30年内，非水利的可再生能源发电将比其他任何燃料发电的增长都要快，年增长速度近6%，在2000-2010年间其发电总量将增长5倍;预计到2030年，可再生能源所提供的电力将占世界总电力的4.4%。
　　
　　当前我国新能源发电发展面临的主要问题
　　
　　（1）“三北”地区风电设备利用小时数下降，弃风电量增加，风电开发与消纳的矛盾加剧。
　　
　　由于调峰电源不足、风电开发规划与配套电网规划不协调、风电基地消纳市场不明确等原因，随着风电开发规模的持续增长，风电设备利用小时数下降，弃风问题突出，风电开发与消纳的矛盾加剧。2011年，全国风电设备平均利用小时数为1903h，比2010年减少144h。其中，辽宁、吉林、黑龙江、蒙东、甘肃风电发电利用小时数分别为1934h、1591h、1970h、1719h、1652h，同比分别下降99h、350h、61h、502h、135h，“三北”地区出现了不同程度的弃风问题。弃风严重地区主要集中在风能资源丰富的“三北”地区，辽宁、吉林、黑龙江、蒙东、甘肃的弃风电量分别达到5.62亿kW•h、4.74亿kW•h、7.28亿kW•h、28亿kW•h、7.1亿kW•h，弃风比例分别达到8%、12%、15%、24%、10%。
　　
　　（2）大规模风电机组脱网事故连续发生，风电安全运行问题突出。
　　
　　随着近几年风电并网容量的快速增长，其在高速发展过程中留下的安全隐患逐步暴露，且呈现集中爆发态势。2011年，全国发生193起风电机组脱网事故，其中，一次损失风电出力10万-50万kW的脱网事故54起，一次损失风电出力50万kW以上的脱网事故12起，对电网安全稳定运行带来较大影响。如，西北“4•25事故”损失风电出力153.5万kW，脱网机组多达1278台，造成电网频率降至49.76Hz，越限时间达到5s。目前，风电机组低电压穿越能力整改工作取得较大成绩，风机大规模脱网事故率明显降低。但是，由于风电机组设备质量参差不齐，风电场设计施工存在缺陷，加之技术整改还没有完成，风电脱网风险依然存在。
　　
　　（3）现行的光伏发电激励政策执行中出现一些新问题。
　　
　　2009年以来，为尽快推动国内太阳能光伏发电市场的发展，国家陆续启动了“太阳能屋顶计划”和“金太阳示范工程”，针对用户侧光伏发电系统出台了以初投资补贴为主的光伏发电激励政策；2011年，随着光伏发电成本的下降，国家出台了针对大型地面电站的光伏发电上网电价政策。这些政策的出台对推动我国光伏发电产业的发展发挥了重要作用，但也带来一些问题。一是现行的初投资补贴政策，存在国家一次性补贴负担重、后期项目监管成本高、保证项目真正运行和发挥作用难度大等问题。现行的用户侧光伏发电系统初投资补贴政策，降低了项目业主投资风险，增加了项目吸引力，初期执行相对简单和容易。但是按照政策设计，光伏发电项目应满足20年稳定运行要求，初投资一次性补贴的特点，加大了项目后期监管的难度和成本，难以控制和保证项目在未来20年真正运行和发挥作用，导致项目实际执行过程中出现部分项目质量不高、建而不用甚至建后拆卖等问题。二是不分资源区的全国统一的光伏上网电价，不利于东部地区太阳能资源条件一般地区用户侧光伏系统的发展。我国幅员辽阔，太阳能资源条件差异很大，青海、内蒙等地区光伏系统年等效利用小时数达到近2000小时，而我国东南部经济发达的广东、上海等地区年等效利用小时数仅为1000小时左右，满足相同收益率的上网电价水平相差近一倍，采用统一光伏上网电价不利于在全国更大范围推动用户侧光伏发电系统的应用。
　　
　　（4）风电、太阳能并网管理仍不规范，带来并网问题。
　　
　　尽管近年来国家能源局进一步规范了风电并网管理，但风电项目提前开工现象依然存在。据不完全统计，截至2012年4月底，全国已并网项目中有25%未取得接网函；在建项目有42%未取得接网函，在电网接入条件尚未落实的情况下开工建设，直接导致风电项目建成后送出受限。而太阳能光伏发电项目的开发管理不规范的问题更为严重。目前，我国还没有明确的太阳能光伏发电项目并网管理规定和标准，尚没有出台规范的项目开发建设以及并网管理流程，项目建设随意性较大，部分项目在实施过程中遭遇并网或送出困难。此外，光伏发电项目专业化人员缺乏、运行维护制度不规范的问题也十分突出。

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　　我国新能源发电发展趋势
　　
　　（一）我国风电由高速增长期步入稳定增长期。风电增长速度回落，风电装机与发电量增长速度趋于同步，“十二五”期间，年新增长装机容量有望维持在1500万-1800万kW。
　　
　　从2010年开始，随着风电装机规模的扩大，在年新增装机规模继续增长的情况下，我国风电结束了每年翻番的历史。特别是从2011年开始，随着风电发电量规模的扩大，风电装机增长速度与风电发电量增长速度趋于同步。2011年，我国并网风电装机容量增长速度为56.2%，发电量增长速度为48.2%，预计“十二五”期间这种趋势仍将持续，如果风电限电形势好转，风电发电量增长速度可能略高于风电装机增长速度。
　　
　　尽管风电装机增长速度回落，但年新增装机规模有望维持在1500万-1800万kW。从风电项目核准情况来看，截至2011年底，全国累计核准项目8175万kW，扣除已并网容量，在建项目规模3391万kW；此外，国家能源局第一批风电核准计划项目规模为2683万kW，其中尚未完成核准的项目规模为939万kW，再加上能源局2012年公布的第二批拟核准项目1675万kW，目前在建以及拿到路条项目规模已达到6005万kW。考虑到目前已建、在建及拿到路条项目规模已超过1亿kW，因此，“十二五”期间，年新增风电装机规模保持在1500万-1800万kW是合理的，也是可行的。
　　
　　（二）风电消纳问题短期难以解决，迫切需要落实风电基地消纳市场及配套政策，从根本上解决风电消纳问题。
　　
　　由于风电等变动性电源具有波动性和随机性的出力特性，电力系统接纳变动电源存在上限规模，且不同电力系统接纳能力存在差异。电力系统接纳风电等变动能源的能力取决于系统的电源结构、负荷特性以及电网范围。国际能源署（IEA）相关研究表明，丹麦、美国西部电网、加拿大、日本等风电消纳比例（风电发电量占本国用电量比例）上限分别为63%、45%、37%、19%，而目前这些国家的风电消纳比例未能达到比例上限。
　　
　　当前我国“三北”地区出现的较为严重的弃风问题，是近几年风电并网容量集中、快速增长而项目规划期对消纳市场研究不够、消纳市场不明确带来的后果。目前造成风电大量弃风的直接原因主要包括：
　　
　　一是系统调峰能力不足。一方面东北电网负荷总体水平较低，峰谷差大，用户用电负荷特性对系统调峰能力需求大，如，2011年辽宁、吉林、黑龙江和蒙东电网负荷平均峰谷差率超过30%；另一方面调峰电源不足，“三北”地区电源结构中火电比重高，且火电装机中热电联产机组比例过高，水电、抽蓄和燃气等调节能力好的电源比例低，2011年底，辽宁、吉林、黑龙江和蒙东供热机组占网内火电机组的比例高达47.4%、74.4%、45.3%和23%。按照“以热定电”的运行方式，在很多地区供暖期的低谷负荷期，系统几乎无法为风电运行预留空间，导致限电现象的发生。
　　
　　二是风电送出受限。由于风电基地输电规划不落实、跨省、跨区电网建设滞后，以及风电场和送出工程建设周期不匹配等原因，部分风电项目出现送出受阻情况。一方面新能源规划与电网规划不协调增加了并网工程建设的难度。部分地区新能源项目规模和进度远超规划，没有形成完整和统一的新能源发展规划，使得电网规划无法跟上新能源规划调整，相应配套输变电工程不能及时纳入电网规划中，难以保证接入系统工程的及时建设。另一方面，风电项目与电网送出工程前期工作周期不匹配，核准不同步。风电项目核准周期短，而风电接入系统工程前期工作开展必须依赖风电场升压站站址确定，大部分风电场接入还需配套加强主网架，可研深度要求高、核准程序复杂、周期长。此外，风电并网管理不规范问题依然比较严重。风电项目不同程度存在提前开工现象，在电网接入条件尚未落实的情况下便开工建设，出现风电项目建成后送出受限问题。初步统计，截至2011年底，已并网项目有25%未取得接网函。
　　
　　规范风电并网管理，深入研究风电等变动电源出力特性以及不同电网的用电负荷特性，明确大型风电基地消纳市场及配套政策，才能从根本上解决“三北”地区风电消纳问题。
　　
　　（三）国内用户侧光伏发电系统的发展有望加速。
　　
　　从国外形势来看，国内光伏产业出口受阻。2011年下半年以来，世界经济复苏乏力，发达国家经济增速下滑，各种形式的贸易保护主义抬头，新能源产业领域也成为中外贸易摩擦焦点。欧盟缩减光伏发电补助，美国对华光伏产品出口发起“双反”（反补贴、反倾销）调查，对中国光伏海外市场的发展十分不利。
　　
　　从国内光伏产业发展形势来看，国内产能严重过剩。中国自2007年成为世界第一大光伏电池生产国，世界前十大光伏电池生产商中，中国占到5个。世界十大光伏组件供应商中，中国占到6个。由于国内需求有限，超过90%的光伏产品需要依赖出口，海外市场是国内光伏企业的生命线。全球产能过剩已成事实，2012年全球光伏电池产能约8000万kW，且近50%在中国，而全球市场需求预计仅4000万kW，近半产能过剩。
　　
　　从国家宏观政策走势来看，鼓励用户侧光伏发电系统的发展。2012年3月22日，国务院批转《关于2012年深化经济体制改革重点工作的意见》，首次提出“促进形成分布式能源发电无歧视、无障碍上网新机制”。2012年5月23日，国务院总理温家宝主持召开国务院常务会议，提出“支持自给式太阳能等新能源产品进入公共设施和家庭”。
　　
　　在严峻的国内外形势下，国家为了扩大内部市场需求，消化国内产能，有可能加大政策支持力度，加速国内用户侧光伏发电的发展。初步测算，若欧美对中国光伏产品的进口量下降50%，则有近1000万kW的产能需要在国内消化。特别在江苏、广东、浙江、上海等沿海地区，聚集了近150家光伏企业，四省（区）出口额占全国总出口额的72%。只要政策到位，这些地区发展用户侧光伏发电系统的潜力巨大，将使用户侧光伏发电出现爆发式增长。
　　
　　（四）光热发电有望实现新的突破。
　　
　　光热发电技术具有系统发电出力稳定可调、开发规模较集中、系统效率较高和电网友好性的特点，同时也存在系统设计复杂、光电转换系统环节多、资源开发约束多、单体电站经济性开发规模要求大、商业化应用时间短的状况。目前，全球光热发电处于示范项目建设和市场启动初期。光热发电市场受技术进步和开发条件等因素制约，其全球市场具有装机容量小、装机增长速度慢、新增装机增长速度波动性大、开发国家和地区极为集中、槽式技术装机容量占据绝对主导地位、规划装机容量大的特点。度电成本具备与光伏发电成本的竞争力，但初始投资较高，离不开政府政策支持力度。
　　
　　近年来，我国也大力支持新能源发电，从1995年开始就颁布了一系列政策来扶持并促进其发展。“十一五”期间，我国风能、太阳能、核能、生物质能等新能源产业发展迅猛，规模不断扩大，产业层次快速提升，产业政策体系逐步完善。
　　
　　“十二五规划”提出了到2020年我国能源科技的发展目标：在新能源技术领域，建成具有自主知识产权的大型先进压水堆示范电站;风电机组整机及关键部件的设计制造技术达到国际先进水平;发展以光伏发电为代表的分布式、间歇式能源系统，光伏发电成本降低到与常规电力相当;开展多塔超临界太阳能热发电技术的研究，实现300MW超临界太阳能热发电机组的商业应用;实现先进生物燃料技术产业化综合利用。
　　
　　我国新能源发电起步较晚，但发展势头迅猛，在国家政策大力扶持下已逐步接近国际水平。虽然近期我国还应坚持以火力发电为主、以新能源发电为辅的政策，但在不久的将来，新能源发电一定会在我国整个电力系统中占据一席之地。