中国可再生能源的现状与挑战.doc

《可再生能源并网—中国的现状与挑战》
来源： 国家能源局能源节约和科技装备司
编者按：
可再生能源并网问题是我国可再生能源发展至关重要的环节，近期，国际能源署（IEA）发布报告《可再生能源并网—中国的现状与挑战》。尽管有些数据和情况并不准确，但为了让大家对此报告有系统了解，我们对报告进行了如实摘编，供参考。
《可再生能源并网—中国的现状与挑战》（一）
一、背景
中国经济在2008年经济危机前都是保持两位数的增长，并且度过了2008年的危机。其对于能源的需求也一直呈上升趋势，如下图所示。

2000～2035年中国电力消费情况
目前，中国电力供应的近80%都是煤电，但中国要快速提高非化石能源发电比例，到2020年可再生能源发电和核电比例将达到15%，届时，风电装机将达到150GW，太阳能发电达到20GW，水电380GW，核能80GW。这意味着风电每年装机要增加12.5GW，太阳能装机每年增加2GW。截至2009年，中国电力总装机874GW，其中火电占74.6%，水电占22.5%，风电占1.8%，见下页图。

截至2009年中国发电量和装机情况
虽然中国可再生能源占有率不高，并且每年煤电增长超过可再生能源电力增长，但是可再生能源的增速很快，以风电为例，1996年，中国风电装机为28MW，到2010年为42GW，见下图。

由于风能等可再生能源不稳定特点，如此大规模的可再生能源给电网带来了一定压力，给发电、输电、配电和用电方也都提出了一定挑战。中国风资源集中在北部和东北部，而电力需求主要集中在东部（见下图），且一些地区电力传输线路还不发达。以内蒙古自治区为例，内蒙西部地区2009年风力发电量为6TWh，占该地区发电总量的6%。电力供应为供大于求，需要向外传输电力。但该地区只有两条500kV输电线路连接到中国北部地区，只能传输少量电力资源。当冬季到来，需要保证火电发电量时，就必须弃风。输电线路的短缺给风电场带来了很大压力，因为即使能够上网的风场也不能够保证足够的上网小时数，不能带来其经济效益。鉴于此，目前，中国政府对待风电并网问题采取的主要措施之一是远距离电力传输。

总之，除了加强输电线路建设，中国政府还通过加强电源侧管理、用电侧管理以及一些相关政策法规和标准的制定来加强其风电并网能力，本报告将分别从各地电网情况、电源侧管理、用电侧管理、政策法规和标准几个方面对此进行简要分析。
二、各地区电网情况
报告指出，中国没有统一的国家电网，电网系统被分为六块，相互运作是独立的，如下图所示。国家电网管理四个聚集地区，包括东部、中部、西北、东北和北部内蒙地区；南方电网管辖南方五省，地区之间的电网互联很弱。（编者注：目前国家电网管辖范围为华北、华中、华东、东北、西北、西南六大区域网和西藏电网；南方电网管辖范围为云南、贵州、广东、广西、海南五省。）

以上分裂的格局显然不利于可再生能源并网，为此，中国的电网公司从以下两个方面解决这一问题：一是建立额外的电力传输线路来进行大量包括可再生能源电力在内的电力传输，以克服不同地区电力供给与需求的差异，如特高压电网的建立；二是加强不同地区电网的互联，尤其是东部、中部和南部电网互联会更加紧密。

三、电源侧支持可再生能源并网情况
2009年，火电、天然气发电和水电占中国发电总量的97%。火电占中国发电总量的2/3，电力系统中，火电厂可用于调峰，但是由于其关停时间较长，并且非满负荷运行时效率较低，因此不是调峰最佳选择。相对来讲，装机容量较小的火电厂更适合调峰，但是中国实行的“上大压小”政策使得这类电厂越来越少。天然气发电在中国总发电量的比例不到1%，目前大多数用于供热，天然气来源主要是中亚天然气管线和其他途径进口LNG。天然气发电厂是最适宜调峰的电厂。中国水电装机全球领先，但水电用于调峰具有很多局限型，例如季节的变化等，而且中国水资源多在中部和南部（见下图），而风资源在北部，其调峰需先建立输电线路。

报告指出，中国可再生能源并网面临着两大挑战：一是电网管理部门的独立导致电网调度不力。国家电网、南方电网分别管理，两大公司之间合作很少，不利于整个电网调度。二是电力贸易市场。目前有80%地区和省际之间的电力交易受制于长期合同，这种长期合同的电量和电力价格一般都是基于多年的供给需求情况所进行的预测，不能真正反映市场真正需求及价格。这也直接导致电力市场的僵化，一方面是定死的电量及价格，另一方面是各个省份不断变化的需求和输出能力。导致一些省份电力资源即使能够满足自身需要了，由于长期合同的存在，也还要继续购买外来电力资源，最后还要降价卖出多余的电力资源给其他地区，造成了不必要的浪费。
在这种情况下，中国可依靠调整发电端来消纳来自其他省份的风电等可再生能源电力。因为在中国，电厂一般都有固定的发电小时数，例如煤电厂是5000小时/年，水电厂是3500小时/年，风电场是2000小时/年，可在一年中的某个时点将其负荷数降低，接纳可再生能源，在可再生能源发电不足的时候再将其负荷数升高。但是，固定的上网价格导致电网还是缺乏接受可再生能源的动力。总之，中国目前的市场机制情况以及价格机制与丹麦等国家的电力市场有很大差别，而后者在可再生能源并网方面做得比较成功。
此外，中国《节能发电调度办法》可起到消纳可再生能源作用。国家发改委于2007年发布该办法，现在南方五省试点。该办法以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提，以节能、环保为目标，通过对各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序，以分省排序、区域内优化、区域间协调的方式，统筹规划，努力做到单位电能生产中能耗和污染物排放最少。理论上来看，该办法促进了可再生能源并网。但在运行过程中，导致火电厂不能满负荷运行，增加了煤耗，影响了火电厂寿命，且其收入也由于上网小时数的减少而降低。一些非官方的资料已经显示出对该办法的抵触情绪。目前，针对火电厂的财政补偿措施也正在考虑当中。
四、电力需求侧管理和储存
需求侧管理是可再生能源并网的另一途径，是提高终端用电效率和改变用电方式，在满足同样用电功能的同时减少电量消耗和电力需求，达到节约资源和保护环境，实现社会效益最好、各方受益、最低成本能源服务所进行的管理活动。该措施可降低可再生能源成本，提高可再生能源企业竞争能力和经济效益，促进可再生能源并网。例如江苏已经实行了差别电价政策，通过不同时段制定不同电价来疏导用电高峰，这种对需求侧管理的方式取得一定成效，也有利于可再生能源并网利用。但是，该措施只是将一天分为2～3个时间段收取固定电价，不能更具体反映电力供需变化情况，例如对可再生能源电力的利用情况。

电力储存是可再生能源并网的很好方式，中国政府目前在这方面的发展倾向是抽水蓄能电站和电动汽车。抽水蓄能电站的成本相对更经济，费用大概3000～4000元/kW，而中国液流电池费用为25000元/kW，锂离子电池为10000元/kW。电动汽车既可以储能也可以用作分布式能源，即在电力过剩时候作为储能介质，之后用于平衡电力波动。按照中国工信部的计划，到2020年中国电动汽车将达到500万辆，中国科技部也出台了电动汽车充电设施标准，而且电池技术及费用也会越来越有竞争力。因此一旦电动汽车整合到电力系统中，500万辆电动汽车会有助于地方电网的整体调度。但电动汽车需要政府做到：取得电池、网-车等技术突破；城市计划、分布式电网和负荷管理等基础设施规划；出台激励政策措施。
五、政策和标准
政策方面，中国政府已经出台了一些政策法规，推动可再生能源发展，例如2005年的《可再生能源法》。该法案要求电网运营商购买所有其电网覆盖范围内的可再生能源，并为可再生能源发电厂提供电网连接服务。这需要通过电网运营商和可再生能源发电公司签署电网连接协议。事实上，这一条款的实施并不顺利。地方电网一般不能消纳所有电源的发电，这时电网公司一般会缩短风电的上网小时数。这是因为煤电上网电价要低于风电，并且煤电更稳定。对于电网公司来讲，现有体制下并无接纳风电的积极性。例如我国内蒙古地区，电网短缺的问题严重阻碍了其风电发展。针对这种情况，2010年，中国政府发布了《可再生能源法》修正案，要求电网公司必须保证购买最低限额的可再生能源电力，但是如何强制执行和购买多大比例的可再生能源等实施细则尚没有确定。
政府相关政策措施推动了包括风能和太阳能在内的可再生能源产业发展，一些风电场急于占领好的风力资源点，并提出具有竞争力的竞标价格。2010年，1.5MW的风力发电机降价近一半，达到4000元/kW。风电快速扩张的同时忽略了一些重要的技术问题。例如几乎没有风电场具有低电压穿越的能力。当风力发电量低的时候问题不大，一旦大量接入电网，对于电网的威胁是很大的。这方面要制定电网接入标准，为风电场安装风能预测系统。国家能源局于2010年3月开始风电场入网标准征求意见工作，电力控制系统、补偿设施和低电压穿越等都在标准要求之内。
六、结论
报告指出，中国政府采用自上而下的集中规划方式，刺激了可再生能源快速增长，可再生能源并网问题亟待解决。中国公布的发展规划几乎遍及电力行业的所有环节，智能电网将是连接这些环节的重要手段。报告指出了中国可再生能源发展面临的主要问题：
1.关停小电厂意味着电力系统只能依靠大型燃煤电厂平衡负载；
2.两个电网公司的独立管理不利于激励这些企业解决跨地域电力传输瓶颈问题；
3.电力上网价格和终端用电价格的固定使得国有企业缺乏激励机制，以便释放闲置产能或维持配套服务；
4.政府部署可再生能源发展要制定一个关键技术发展和重大基础设施建设的长期战略规划，特别是电网规划。同时需要逐步改革电力市场。