中国可再生能源发展对建设全球能源互联网的启示（一）

0、引言
能源、环境和气候变化已成为备受世界各国关注的重大挑战。2017年5月14日，习近平主席在“一带一路”国际合作高峰论坛开幕式上发表主旨演讲，提出“要抓住新一轮能源结构调整和能源技术变革趋势， 建设全球能源互联网，实现绿色低碳发展”，这是继2015年9月26日习近平主席在联合国发展峰会上发表重要讲话， 倡议探讨构建全球能源互联网(global energy interconnection, GEI)，推动以清洁和绿色方式满足全球电力需求之后，又一次在重要国际舞台上提出建设全球能源互联网。
2016年3月，中国发起成立了全球能源互联网发展合作组织，该组织于2017年2月发布了3项最新创新成果——《全球能源互联网发展战略白皮书》《跨国跨洲电网互联技术与展望》《全球能源互联网发展与展望(2017)》，深入分析了当今全球清洁能源、电网技术和跨国联网的发展情况，提出了全球能源互联网的发展战略体系、发展思路和战略重点。
近年来，以风电、光伏发电为代表的可再生能源发电在中国得到极大发展，目前中国已成为全球风电和光伏发电装机容量最大的国家。预计到2020年，中国风电和光伏发电总装机将超过300GW。在相关政策支撑推动下，中国可再生能源发电技术日臻成熟完善，成本不断降低，市场竞争力不断增强，为未来可再生能源更大规模应用及电网实现更大范围互联奠定了重要基础。
本文基于对中国与全球可再生能源的资源分布和发展情景的比较分析，着重阐述了中国可再生能源发展取得的成就、遇到的挑战及解决举措，旨在为全球能源互联网的发展提供借鉴和启示。

1、中国与全球可再生能源发展情景相似性分析
1.1  中国和全球可再生能源的资源分布比较
中国的风能、太阳能资源集中分布在西部和北部地区，其中“三北”地区(东北、西北和华北）风能资源占中国风能资源的90%以上，西部和北部地区太阳能资源占中国太阳能资源的80%以上。中国80%左右的水能资源分布在西南部地区，西藏、四川、云南和青海等地区的水能资源丰富。中国的用电负荷主要集中在东部、中部地区，其分布与可再生能源资源分布呈现出逆向的特征。
从全球范围看，风功率密度超过400W/m2的地区主要集中在北冰洋沿岸、北美中部、南美洲南部、澳大利亚、中亚、西亚及中国“三北”等地区，太阳能年辐射总量超过1700kW·h/m2的地区主要分布在与赤道成45°的能源带内。从大范围（如亚—非—欧）的能源供需分布来看，全球可再生能源资源和负荷也呈非匹配性分布，如图1所示。仅局部地区（如欧洲）可再生能源和负荷匹配性较好，基本可实现就地消纳利用，如图2所示。

1.2 中国和全球可再生能源的利用现状比较
2012~2016年，中国可再生能源累计装机容量如图3所示。截至2016年底，风电累计装机容量达148.6GW，占总装机容量的9%，主要分布在“三北”地区，装机容量排前五名的省(自治区）分别是内蒙古(25.57GW)、新疆(17.76GW)、甘肃(12.77GW)、河北(11.88GW)和宁夏(9.42GW)。光伏发电累计装机容量77.42GW，其中光伏电站装机容量67.1GW，分布式装机容量10.32GW，分布式占比为13.3%，光伏电站装机容量排前五名的省（自治区）是新疆(8.62GW)、甘肃(6.86GW)、青海(6.82GW)、内蒙古(6.37GW)和江苏(5.46GW)。水电累计装机容量为332.11GW，占总装机容量的20.18%，水电装机容量排名前列的是四川(72.46GW)和云南(60.96GW)，合计约占水电装机总量的40.2%。

2016年，中国风电、光伏、水电发电量分别为2410亿kW·h、662亿kW·h和11807亿kW·h。“十二五”期间，中国风电、光伏、水电发电量年均增长分别为30%、219%和18%，增速比同期全国发电量增速高出28.7个百分点。风电、光伏发电量占比分别由2010年的0.7%、0.003%提高到2016年的4.0%、1.1%，水电发电量占比由2010年的22.18%降低到2016年的19.71%。
2016年，全球可再生能源发电累计装机容量为2050GW，同比增长8.7%，占全球发电总装机的1/3，其中中国以545.9 GW排名第一，欧盟和美国分别以421.2GW、214.7GW位居第二和第三，2016年全球可再生能源累计装机容量排名见图4。同年，全球可再生能源发电量占比为21.6%，其中水电、风电、太阳能发电量分别占16.5%、3.6%和1.1%。

1.3 发展情景相似性分析
综上所述，中国和全球可再生能源发展的趋势是相同的。未来，为实现能源的清洁转型，在中国和全球的近、中、远期能源规划中，可再生能源装机仍将保持高速增长，并将实现从辅助电源向主力电源的逐步过渡。
同时，从宏观空间分布角度看，中国和全球可再生能源大基地大多与负荷集中地区呈逆向分布，仅少部分地区可实现小区域就地平衡。中国可再生能源装机容量与最大负荷的比值（即可再生能源渗透率）为22%，高于美国(10%)，低于丹麦(93%)、西班牙(78%)和葡萄牙(63%)，处于中等水平，但蒙东、甘肃、宁夏、新疆等地区均超过100%。因此，当前中国可再生能源发展面临的消纳难题，在未来的全球能源互联网建设中也将同样遇到。

2、中国可再生能源发展主要成就及面临挑战
2006年1月，《中华人民共和国可再生能源法》正式实施，随后中国又制定了可再生能源发电固定上网电价、财政补贴、税收优惠、信贷优惠和优先上网等一系列措施，基本建立了促进可再生能源发展的系统性政策框架。同时，针对可再生能源并网中存在的技术问题，修订了《风电场接入电力系统技术规定》等相关技术标准规范。这些政策、措施和标准，指导和推动了中国可再生能源的健康与可持续发展。
2.1 可再生能源资源储量和分布精细探明
20世纪70年代至今，中国先后进行了4次风能资源普查，逐渐摸清了风能资源的技术可开发量和分布情况。随着技术进步和资源普查精细化，中国风能资源的技术可开发量从上世纪80年代末的2.53亿kW增加到2016年的42亿kW(包括7亿kW低风速资源)。中国西部的青藏高原、甘肃北部、宁夏北部和新疆南部等地区太阳能资源最丰富，年开发潜力超过85万亿kW·h。若优先开发坡度小于等于3o区域的太阳能，新疆年开发潜力最大，约为1.97万亿kW·h；若优先开发坡度小于等于6o区域的太阳能，同样是新疆年开发潜力最大，约为2.3万亿kW·h。
2.2 集中式和分布式并举开发
中国可再生能源开发采取了集中式和分布式并举的发展模式。由于中国的负荷中心主要分布在东、中部省份，大规模发展可再生能源需采用集群式开发、远距离输送模式，用特高压输电技术将“三北”地区的风电、太阳能发电电力和西南地区的水电远距离送到负荷中心。“十三五”期间，中国将建成投运的可再生能源发电基地和配套特高压输电工程如表1所示。

在中国东中部和西南地区，可再生能源资源禀赋和用电负荷匹配性好，因此主要发展分散式风电和分布式光伏发电，结合分布式电网和微电网，实现发电—输电—用电就地一体化。截至2016年底，中国分布式发电装机排名前三位的省份是浙江(2.07GW)、江苏(1.73GW) 和山东(1.19GW)，中国国家电网公司经营区域内分布式光伏发电并网户数达到20.35万户，比2015年增长800%。按照中国电力发展“十三五”规划，“十三五”期间，中国将全面推进分布式光伏发展，2020年分布式光伏发电并网容量将达到60GW以上。
2.3 坚强智能电网有力支撑
中国电网在电力需求增长、技术创新进步以及可再生能源迅猛发展的推动下，已经进入了以坚强智能电网为标志的新阶段。坚强智能电网是以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的新型现代化电网。“坚强”和“智能”是未来电网发展的基本要求。“网架坚强”是基础，“泛在智能”是关键，二者相辅相成，缺一不可。坚强智能电网在发电侧具有兼容性，在输电侧具有坚强性，在用电侧具有灵活性，兼具技术升级的开放性，可满足多种能源的接入，解决可再生能源发电间歇性带来的运行消纳和安全性问题。
图5为智能电网支撑可再生能源发展示意图。智能电网关键技术包括：新能源发电虚拟同步机技术、柔性直流输电技术、大型交直流混合电网安全稳定运行控制技术、大容量储能技术和分布式微电网技术，以及电网与云计算、大数据、物联网、移动互联技术深度融合等。随着可再生能源的利用规模越来越大，坚强智能电网大范围能源资源配置和安全经济运行的效益将更加显著，可为大规模可再生能源的高效利用提供基础支撑。

2.4 可再生能源发电设备制造和运行水平不断提升
中国风电装备制造业和太阳能光伏组件制造业发展迅速。2016年全球排名前十的风电机组制造商中，中国企业占5个，其市场占有率为28.9%。2016年中国多晶硅产量约19.4万t，约占全球总产量的52.4%；太阳能电池片产量超过49GW，占全球总产量的71%；光伏组件产量约53GW，占全球总产量的3.6%，连续十年第一。
随着装备制造成本的下降以及机型设计、微观选址、运维水平等技术的提升，风电和光伏发电成本持续下降。风电成本已从2010年的0.5~0.6元/kW·h降低到2016年的0.45元/kW·h左右。2013年，中国西部大型地面光伏电站的发电成本为0.7~0.9元/kW·h，东部地区光伏发电成本为0.9~1.2元/kW·h。2016年，光伏发电的平均发电成本已降低到0.68元/kW·h。中国2016年下半年光伏“领跑者”基地招标项目，最终投标价格已低到0.52~0.61元/kW·h，并已启动风电平价上网试点。预计到2020年，中国风电可实现发电侧平价上网，光伏发电可实现用电侧平价上网，为能源清洁转型打下坚实的经济基础。
通过技术创新和设备升级，中国可再生能源发电装备的单机容量、可靠性和发电性能持续提升；风电场和光伏电站的电网友好性不断增强，基本具备电压/频率控制、高/低电压故障穿越、电量与功率精准预测等能力，为电网安全稳定运行提供了技术支撑。
2.5 弃风、弃光问题凸显
2016年中国弃风电量达497亿kW·h，平均弃风率达到17%，甘肃、新疆和吉林等地弃风率高达43%、38%和30%；2016年，中国弃光、弃水电量分别为70.4亿kW·h、500亿kW·h，“三弃”总电量超过1000亿kW·h，引起社会各界的关注。
电力系统的发、供、用电同时完成，瞬时平衡。风、光等可再生能源出力具有随机性和波动性，其高比例接入电力系统后，增加了电力系统功率调节的负担，常规电源不仅要跟随负荷变化，还需要平衡可再生能源发电出力波动，可再生能源发电出力波动超过电力系统调节范围时，必须控制出力以保证系统发用电功率平衡，就会产生弃风、弃光。
当前中国尚缺乏可再生能源发展与其他能源协调互补的机制，没有建立完善有效的保障可再生能源优先利用的电力和产业规划、电网运行和电力市场机制等。从技术角度讲，中国弃风、弃光的原因主要有以下三个方面：
  (1) 电网、电源和电力市场之间发展不协调。
电网互联互通是实现大区域全局范围调节能力配置的物理支撑。中国过去十年电力综合规划缺失，虽然各种电源、电网都制定了各自规划，但缺乏统一的协调和联动，电源与电网发展建设脱节，东部省份负荷高速增长，导致缺电频发，而“三北”和西南地区却由于风电、光伏发电、水电无法送出，出现“窝电”。另外，由于尚没有建立有效的全国电力市场机制，发电计划由各地政府制定，各省优先考虑本地电厂，接受外来可再生能源的意愿不强，客观上加剧了跨地区可再生能源消纳的难度。
  (2) 电源调峰能力不足。
中国电源结构以带基本负荷的煤电为主，灵活调节电源比重低。火电装机占全国电源装机容量的67%，抽水蓄能、燃气等灵活调节电源的占比仅为6%，灵活调节能力先天不足。火电机组特别是“以热定电”的供热机组，调节能力差。“三北”地区热电强耦合供热机组占有很大比重，10个省(自治区)的供热机组比重超过40%。此外部分地区自备电厂占比高， 自备电厂机组不参与调峰调频。截至2016年底，“三北”地区自备电厂装机容量达8231万kW，占当地火电装机容量的19%以上，比2010年增长1.5倍，其中自备电厂装机占本省火电装机比例超过10%的省区有7个。
  (3) 可再生能源基地就地消纳能力不足。
中国“三北”、西南地区经济发展和终端用电比重落后全国平均水平。2016年，“三北”地区电力负荷占中国总电力负荷的比重仅为36%，但集中了中国75%的风电和光伏发电装机，存在着巨大的发电和用电市场的远距离错位，其消纳严重依赖特高压输电通道的建设和运行。该问题未来会随着中国地区经济发展的结构性调整和均衡性发展， 逐步得到缓解。

（待续）