中国新能源发电发展研究报告.docx

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中国新能源发电发展研究报告

中国新能源发电发展研究报告

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　　能源与环境问题是制约世界经济与社会可持续发展的两个突出问题。

工业革命以来，石油、天然气和煤炭等化石能源消费剧增，生态环境保护压力日趋加大,迫使世界各国不得不认真考虑并采取有力的应对措施。

节能减排、绿色发展、开发利用新能源已经成为世界各国的经济发展战略。

　　本研究报告中，新能源是指传统能源之外的各种能源形式，直接或者间接地来自于太阳或地球内部深处所产生的热能（潮汐能例外），包括太阳能、风能、生物质能、地热能、海洋能等。

对我国而言，积极促进新能源发电，节约和代替部分化石能源，是保障我国能源安全、优化能源结构、促进国家经济与社会可持续发展、保护生态环境、应对气候变化、调整产业结构的战略选择。

　　在党中央、国务院的正确领导下，经过电力行业及其制造行业的不懈努力，近年来我国新能源发电发展取得了令人瞩目的成就。

2019年底我国并网新能源发电装机容量达到5159万千瓦，发电量达到933.55亿千瓦时，相当于节约标煤2885万吨，相应减排二氧化碳8020万吨、二氧化硫62万吨、氮氧化物27万吨。

与此同时，发展过程中存在着各方责任不清、缺乏统筹规划、项目审批缺乏协调、基础管理工作滞后等深层次问题，造成了并网难、风电出力受限以及故障多等现象，需要通过深入贯彻实施《中华人民共和国可再生能源法》（以下简称《可再生能源法》），加快予以解决。

　　本研究报告以风电和太阳能发电为重点，旨在摸清我国新能源发电开发潜力、开发现状，分析存在的问题，明确合理的规划目标和布局安排，提出促进新能源发电科学发展的具体建议。

　　一、开发潜力及特点

（一）开发潜力风能资源储量丰富。

根据中国气象局第四次风能资源普查结果，我国离地50米高度陆地上风能资源潜在开发量为23.8亿千瓦，近海5~25米水深范围内风能资源潜在开发量约为2亿千瓦。

“三北”地区（华北、东北和西北）以及东南沿海地区、沿海岛屿潜在风能资源开发量约占全国的80%。

我国已经规划了8个千万千瓦级的风电基地。

　　太阳能资源十分丰富。

据估算，1971~2000年我国陆地表面年均接受太阳总辐射量相当于1.7万亿吨标煤。

太阳能总辐射资源分布特征是西部大于东部、高原大于平原、内陆大于沿海、干燥区大于湿润区，根据接收太阳能总辐射能的大小，全国大致上可分为四类地区。

我国直接辐射年总量的空间分布特征与总辐射基本一致，内蒙古西部、青海中部、西藏西南部是直接辐射资源最丰富地区。

　　生物质。

我国生物质原料资源的年产出8.99亿吨标煤，其中有机废弃物年产出4.74亿吨，边际性土地年产出4.25亿吨。

　　地热能。

我国地热可采储量约4626亿吨标煤，占全球总量的7.9%。

我国地热能发电开发潜力582万千瓦。

　　海洋能。

我国波浪能资源量为1285万千瓦，潮汐能资源量为1.1亿千瓦，潮流能资源量为1.4亿千瓦，温差能资源量可达13.2亿千瓦~14.8亿千瓦。

（二）新能源特点及对电力系统的影响新能源是绿色可再生能源。

我国新能源资源与能源需求呈逆向分布，资源分散、能源密度低，发电出力具有随机性、间歇性、波动性等特点，发电上网电价较高、经济性较差，对电力系统安全稳定和经济运行带来影响，对系统运行调度管理提出更高的要求。

　　二、取得的成就

（一）新能源发电发展迅速2005年以来，我国新能源发电发展迅速。

根据中电联快报数据和初步分析，截至2019年底，全国并网新能源发电装机容量达到5159万千瓦，占总装机容量的4.89%，其中：

并网风电4505.11万千瓦，约占并网新能源发电装机的87.33%；并网太阳能光伏装机214.30万千瓦，约占4.15%；并网生物质发电装机436.39万千瓦，约占8.46%；地热能发电装机2.42万千瓦，海洋能发电装机0.6万千瓦。

　　2019年，我国并网新能源发电量933.55亿千瓦时，约占总发电量的2%，节约标煤2885万吨，相当于减排二氧化碳8020万吨、二氧化硫62万吨、氮氧化物27万吨，其中：

并网风电发电量为731.74亿千瓦时，约占并网新能源发电量的78.38%；并网太阳能发电量9.14亿千瓦时，约占0.98%；生物质发电量191.21亿千瓦时，约占20.48%；地热、海洋能发电量1.46亿千瓦时，约占0.16%。

（二）支持发展的法律法规和政策不断完善2006年1月《中华人民共和国可再生能源法》正式实施，2017年12月再次进行　 修订。

围绕《可再生能源法》，国务院及其有关部门出台了一系列配套行政法规、规章制度、技术规范，初步构建了我国可再生能源政策的法规体系，为新能源发电发展奠定了法律基础。

　　国家相继出台了可再生能源价格全国分摊政策、可再生能源增值税减免政策、太阳能光电建筑应用财政资金补助办法等政策，实施金太阳工程计划，切实提高了新能源发电企业的经营效益。

可再生能源接入系统补偿政策、上网电量全额保障性收购政策、节能发电调度办法等政策的实施为新能源发电发展提供了支持和保障。

实行风电、光伏发电、生物质能等的带补贴的标杆上网电价政策，为新能源的规模化发展注入了强大动力，促进了新能源资源的优先开发。

　　（三）发电技术不断进步发电装备方面，风电装备大型化、智能化取得重大进展，单台容量提升较快；太阳能光伏发电转化效率明显提高，太阳能热发电在聚光装备、槽式真空管等方面取得重要成果。

发电输送技术方面，开展了柔性高压直流输电研究并且成功运行。

　　调度支持技术方面，具备了风电功率预测系统开发及技术应用能力，初步掌握了风电运行控制技术、风电运行分析技术等。

　　（四）标准建设工作不断取得进展，检测和认证体系初步建立近年来风力发电标准不断发布，涉及到风电场的设计、施工、并网、运行、检修及设备等各个方面。

《风电场接入电力系统技术规定》将于2020年6月1日起实施。

　　光伏电站并网的国家标准发布了3项。

　　2017年10月20日，国家能源局批复建立国家风电技术与检测研究中心。

2019年11月底，国家能源风能太阳能仿真与检测认证技术重点实验室成立。

风电认证流程标准《风电发电机组合格认证规则及程序》于2019年正式生效。

　　三、存在的主要问题

　　我国新能源发电在快速发展过程中，近些年出现了并网难、消纳难、安全事故频发以及企业效益下滑等问题。

结合贯彻实施《可再生能源法》，我们对西北、东北、蒙西、蒙东以及江苏大型风电基地进行了专题规划调研，对上述表现的深层次原因进行了剖析，认为我国新能源发电发展过程中存在以下主要问题。

（一）中长期发展目标调整频繁，各层级、各专项规划不能有效衔接《可再生能源法》明确规定，国务院能源主管部门根据全国能源需求与可再生能源资源实际状况，制定全国可再生能源开发利用中长期总量目标，报国务院批准后执行，并予公布；会同省、自治区、直辖市人民政府确定各行政区域可再生能源开发利用中长期目标，并予公布。

同时明确规定，国务院能源主管部门会同国务院有关部门，根据全国可再生能源开发利用中长期总量目标和可再生能源技术发展状况，编制全国可再生能源开发利用规划，报国务院批准后实施；国务院相关部门应当制定有利于促进全国可再生能源开发利用中长期总量目标实现的相关规划。

编制可再生能源开发利用规划，应当遵循因地制宜、统筹兼顾、合理布局、有序发展的原则，规划内容应当包括发展目标、主要任务、区域布局、重点项目、实施进度、配套电网建设、服务体系和保障措施等。

　　发展目标调整频繁。

政府规划和文件中提出的发展目标频繁调整，很难有相对稳定的五年目标；目标与规划实际执行情况相差很大，规划指导性较差。

　　地方规划与国家规划脱节。

按照法律规定，省级政府能源主管部门会同有关部门，依据全国可再生能源开发利用规划和本行政区域可再生能源开发利用中长期目标，编制本行政区域可再生能源开发利用规划，经本级人民政府批准后，报国务院能源主管部门和国家电力监管机构备案，并组织实施。

受各方面因素影响，一些省及地区新能源发电发展规划仅考虑资源情况，本省中长期规划目标远远大于国家能源主管部门确定的各省中长期目标，两级规划目标缺乏协调和制约。

　　新能源发电规划与其他电源规划脱节。

电力生产消费是瞬间完成的实时平衡过程，新能源发电的消纳能力取决于3方面:

一是电力系统发电出力特性，技术上取决于系统电源结构，发电出力特征越是与系统用电特性相似，电力系统的消纳能力就越强；二是电力系统用电特性，若通过实时电价等经济手段使用电特性相似于新能源发电出力特性，电力系统的消纳能力也就越强；三是消纳新能源发电的电力系统规模，技术上取决于电网规模，规模越大，消纳新能源发电的能力也就越强。

在制定国家新能源发电规划特别是大型新能源基地的新能源发电规划中，没能充分考虑系　 统电源结构、制定相应的配套调峰调频电源规划，实践中未能同步布局建设相应的配套调峰电源，随着大规模风电并网，直接导致电力系统因调峰能力不足而限制新能源发电出力。

　　新能源发电规划与电网规划脱节。

主要表现在新能源发电规划中没有明确具体承担接入电力系统的电网工程。

中西部新能源富集地区电网结构薄弱，消纳能力极其有限，大规模开发需要输送到所在区域电网甚至是其他区域电网来消纳。

同时，新能源项目建设周期短，电网建设周期长，使得新能源项目与配套电网项目投产不同步而造成并网难。

　　新能源发电规划与消纳市场脱节。

新能源发电规划多侧重于资源及开发规划，在规划中没有具体的消纳方案。

大型新能源基地的大规模集中开发因未能明确具体的消纳方案和跨大区送电电网工程，即使并入了本地区电网，也会因本地区消纳能力有限而出现实际发电出力受限、风电场弃风现象。

（二）缺乏有力的项目审批统一协调机制新能源发电项目与配套电源项目审批相脱节。

考虑到合理的建设周期，为了提高新能源发电消纳能力，需要超前建设相应的配套调峰电源或储能设施，以确保同步投产，达成提升消纳能力目标。

目前很难见到这类工程开工。

　　新能源发电项目与配套电网项目审批相脱节。

新能源发电项目核准时，很少明确具体的配套电网工程。

两者核准分属于同一能源主管部门的不同司局，由于缺乏有力的协调机制，常常导致电网核准滞后于发电项目，按照国家有关法规，电网工程难以做到与发电同时投产。

　　审批权限的划分造成新能源项目拆分严重。

一些地方政府和投资企业规避国家审批，纷纷拆分建设，不利于集约化发展。

　　（三）法律法规和政策有待进一步完善主要是《可再生能源法》的配套实施细则没有出台到位，主要有：

一是法律中规定的各方责任没有具体细则进行规范，更没有形成具体的责任追究制度。

二是法律确定的国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度尚未有具体办法予以明确和规范。

三是政府部门尚未依法制定出电网企业优先调度可再生能源发电的具体办法。

　　四是新能源辅助服务补偿政策不完善。

五是接网补贴政策标准偏低。

六是鼓励调峰电源建设的电价政策需尽快出台。

七是鼓励新能源发展的财政资金来源需进一步保障。

八是分布式电源管理细则需尽快出台。

　　（四）产业发展的基础工作有待加强资源评估工作滞后。

风能资源普查和评估主要是依靠气象站和测风塔在有限时间段内的观测记录，用统计分析方法得到，导致风能资源评估成果与风电场区域的实际情况存在较大偏差。

国家层面仅根据部分气象站观测资料对太阳能辐射进行了初步估算。

生物质资源评估仍需对可利用土地做进一步的评价。

地热能、海洋能大都是估算。

　　电网调度计划管理难度大。

新能源出力具有随机性、间歇性和波动性的特点，导致预测新能源出力难、准确度低。

标准体系有待完善，发布相对滞后。

技术标准推出速度滞后于新能源发电行业发展要求。

　　检测与认证能力亟待加强。

风电受检测设备数量、风况等多种因素的制约，出现了排队检测现象。

由于设备和条件的限制，我国光伏检测认证水平与国际先进水平相比存在一定差距。

　　风电装机容量统计标准需明确，离网新能源统计难度大。

吊装容量、并网容量等的不同统计口径数据在实际使用中很容易造成混淆和误解。

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