为何现阶段风电和光伏发电的发电量占比比较低？是哪些技术原因限制了其发展？ 第1页

华能目前投出了一个0.39元/kWh的标，震惊整个光伏行业。因为这个价格距离当地燃煤标准电价也只有1.7分的差距了，可以说近似于平价上网。

但是即使风电和光伏发电的成本这么多年已经断崖式降低，但是依旧很难在很短时间内成为国内最主流能源。原因我认为有两点：

1、中国这种体量的电网，极高的新能源渗透率不现实。也不需要拿欧洲国家，例如新能源和售电标杆德国，等国家来说事。化学里面有句名言：离开剂量谈毒性是耍流氓。类似的话也适用于电力行业：离开规模谈渗透率是耍流氓。如果中国只有德国这个体量，并且能够借助欧盟一体化在新能源出力高峰将电大规模卖出，那么中国达到和德国类似的水平指日可待，不要低估我国集中力量办大事的能量，其实青海省在去年六月就已经宣称全清洁能源供电一周了。但是就算是在德国这种工业高度发达的地方，并且有周边一溜敢怒不敢言的小弟有时候不得不含泪接收德国高峰时期的新能源发电，德国电网由于渗透率过高，不得不常常对电力输送采用大范围的人为干预措施，而且德国居民用电成本十分之高，这种甘愿为新能源买单的情怀只可能出现在发达国家，在我国可行性不高。

2、单纯的大规模新能源电力送出经济性太差。单纯送出新能源的话，由于新能源出力的极度不稳定，需要按新能源出力的最大值来修建变电站和输电线路，但是一般新能源可利用小时数可能只有两三千，最大可利用小时数就更小了。这个变电站和输电线路明明一年可以输送1亿千万时的电量，现在只能送2000-3000，相信没有任何公司能够长时间承担得起这种烧钱项目。所以目前都是提的风光火水互补，风光的出力必须要有火水来互补，而且火水所占的比例还不能小，不然稳定性太差。所以，虽然小范围内光伏能够做到平价上网，但是风光的这种极其坑爹的波动性，决定了短期之内它们在发电量中的占比将十分低。

要说到技术原因的话，个人认为是储能技术制约了风光发电量，其他技术大多治标不治本，难以很好解风光的波动性问题。只有在储能技术有了质的突破之后，才是真正的风光大放异彩之时。

近几年，清洁能源的发展是我国甚至是全球化的主题，在《重塑电力市场》一书中，也明确指出未来的发展方向是“低碳转型”。我国近些年推行节能改造，开启碳市场等诸多措施，也无不在大力推行新能源的发展。即使这样的大环境下，新能源的发电量占比仍然相对较低，这是由从能源格局、出力特性到发用电计划等多个环节共同影响导致的结果，那么下面就详细梳理一下。

发电量占比低的原因分析

1 新能源装机增长迅速，但利用小时数受资源限制

截至2017年底，我国风电和光伏的装机容量情况如下图所示。在能源转型的大势及政策补贴激励下，风电和光伏的装机容量增长势头较猛。然而，风电、光伏这两种资源的有效利用小时数受资源条件影响较为严重，风资源并非全天高风速，夜间无光照，所以风电光伏机组有很多时段是低出力水平甚至零出力；另一方面，风电的出力有“逆负荷”特性，在负荷低谷的夜间往往因风大而有更大的出力空间。所以，整体来讲，机组利用效率受资源的时间特性影响较为明显。

2 电力装机增速大于负荷需求增速，电力装机盈余过多

能源转型的需求拉动着新能源装机容量的提升，整体上能源装机增量大于淘汰量，同时能源装机璔速大于负荷需求增速，造成了电力过剩的局面。以山西为例，截止2017年12月，山西省电力装机容量8072.71万千瓦（其中风电871.63万千瓦，太阳能发电590.38万千瓦），而2017年12月中的最大负荷峰值2899.8万千瓦，装机是负荷的2.5倍以上。

我国的能源整体上是僧多肉少，且因利益分配及电网运行需求等因素，不能单纯把新能源电量照单全收，进一步限制了新能源发电量的占比。

3 新能源电源与负荷的逆向分布造成消纳压力

由于风电、光伏机组的出力依托于风和光的自然资源，因此，在进行风电厂、光伏电站的选址时，对于资源的依赖性很强。以风电为例，下图展示了一般的风电厂开发流程，其中的“宏观选址”指的是基于风能资源及其他条件的分析和比较，进行场址的选择。从图中不难看出，依据风资源进行宏观选址是整个过程中相当重要的基础和先决条件，而其中风资源丰富和风能质量好是相当重要的参考依据。

新能源电厂的分布与自然资源密切相关，但风光资源丰富的地区基本为“地广人稀”的地区，所以“三北”地区（东北、华北、西北），而电力负荷需求却主要集中在东南沿海地区。虽然有了大输的特高压输电项目来支撑“西电东送”“北电南送”等工程，但当前形势下，输电通道的输电容量仍难以完全满足新能源消纳的需求。

4 新能源出力不稳，对火电的依赖性较大

提到风电、光伏机组的出力特性，往往用间隙性、波动性、随机性来形容，且由于受风光等气象资源的影响明显，其出力预测的准确度也并不理想。

在制定电网运行的发输电计划的过程中，需要保证负荷曲线被满足，同时也要保证电力系统的安全稳定运行。新能源出力不确定的部分，需要由出力特性更加稳定和可控的火电来“兜底”。新能源出力波动产生的差额需要通过火电的快速调节来补足，为了保证足够的调节能力，火电的出力占比自然也不可以压到太低。

在一些地区，通过“风火打捆”的方式实现新能源消纳就是这个道理，尽量让风电多出力，但为了保证出力的稳定性，由“打捆”的火电补足其波动的部分。

正是由于对火电的依赖和电网运行的稳定性需求，高比例火电的结构仍将长期存在。

5 固定成本高，对补贴政策有很强的依赖

有时会见到这样一种说法，风电、光伏机组出力成本低，比火电更有竞争力。然而，这句话中的成本低仅指风、光这些自然资源的变动成本，实际上，其建设、设备等固定成本其实很高。当下很多电站都是靠政府补贴来维持。

利润是吸引投资的关键点，当前情况下地补贴的依赖性强，仍需要通过技术改进等方式真正实现全成本的降低，才能形成更有力的发展空间。

6 政策倡导下，机制和硬件基础的完善需要时间

不管是能源局和发改委的诸多文件，抑或是国网内部的“双降”要求，都在为消纳新能源，提升其出力水平指明方向。然而，真正的落实需要合理的机制规范，以及匹配的硬件基础支撑。机制的设计需要立足长远，兼顾多方利益，反复推敲；硬件的完善更需要时间来满足。我国的电力体制改革和电网建设就是提升新能源的软、硬件基础，目前尚不能达到最理想的状态。

解决方案

前面分析了风光发电量占比低的宏观原因，而实际回归到技术的角度，粗潜的梳理后，形成了以下几个技术角度的解决方案。

1 提升风电、光伏发电机组的技术性能

通过对发电机组的技术升级解决其出力波动性的问题，提升其出力稳定性，减少对火电的依赖性，是提高其出力占比的重要手段。

另一方面，通过技术革新降低机组建设、运维等固定成本，通过降本增效提高其市场竞争力，吸引社会资本，加速资源优化配置。

2 提高新能源出力的预测水平

在当前的“计划+市场”的调度模式下，受新能源消纳政策的影响，调度部门制定发输电计划时，需要在日前（执行日前一天）阶段新能源机组的出力预测，并编排到发输电计划中。计划编制过程中，需要考虑新能源预测的不准确性，而有所保留或留有一定备用。

通过新兴技术手段，整合更多的数据资源，提升新能源机组的出力预测精度，有效解决其出力的随机性问题，将为风电资源争取到更大的计划空间。

3 储能技术的有效补充

近两年储能技术开始迎来一波发展，从宏观来看，储能技术通过充放电，实现电能的时间转移，可以有效解决负荷与机组出力时间不匹配的问题。另一方面，储能的调节性能好，可以对新能源出力进行有效调整，平稳新能源出力。

4 新的发展形势促进就地消纳

近些年，电网的发展形势越来越多元化，微网越发流行。微网的存在其实就是通过微网部分的控制，实现微网内新能源的内部消纳。

另外，分布式光伏可以有效解决新能源电源与负荷逆向分布的问题。通过分散化的处理方式，在一定程度上打破了对地域的限制，也极大的促进了新能源的就地消纳。

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