淺析中國可再生能源發(fā)展路徑
作者：張毅
改革開放以來，中國能源工業(yè)快速發(fā)展，產業(yè)體系不斷完善，供應能力顯著增強，有力支撐經濟社會取得舉世矚目的發(fā)展成就。但能源發(fā)展方式不合理的問題也日益突出，結構性矛盾長期積累，資源制約加劇，環(huán)境約束凸顯，能源效率亟待提高，單位GDP能耗是世界平均水平的2.5倍．是工業(yè)發(fā)達國家的4~8倍，節(jié)能減排前景不容樂觀。中國一次能源結構以煤為主，長期在70%左右，對大氣、水、土壤環(huán)境污染嚴重，特別是近年來大面積、長時間的霧霾污染，引發(fā)巨大關注：另外，中國油氣對外依存度逐年提高，能源安全問題也不可忽視。
中國能源需求還將持續(xù)增長，能源和環(huán)境對經濟可持續(xù)發(fā)展的約束將越來越嚴重,大力發(fā)展可再生能源成為中國加快能源結構轉型的必然選擇。為應對全球氣候變化，中國提出到2020年單位國內生產總值C02排放比2005年下降40%～45%，作為約束性指標納入國民經濟和社會發(fā)展的中長期規(guī)劃�？稍偕茉词琴Y源豐富、環(huán)境友好、本地化的清潔低碳能源。在中國大力開發(fā)和利用可再生能源具有更加明顯的戰(zhàn)略價值和現實意義。從中國可再生能源開發(fā)條件看，生物質、地熱、潮汐等清潔能源發(fā)電受資源、技術、成本等因素制約，發(fā)展規(guī)模較小。水能、風能和太陽能具有資源儲量大、分布廣泛、適應大規(guī)模開發(fā)、經濟性較好等有利因素，大力開發(fā)水電、風電和太陽能發(fā)電是未來中國可再生能源發(fā)展的主要方向。
1 中國發(fā)展可再生能源的必要性
中國以煤為主的能源消費結構決定了溫室氣體減排壓力遠高于發(fā)達國家，環(huán)境約束日益凸顯。2009年，中國化石燃料燃燒的CO2排放成為世界第一，達到68.8億t，人均5 t，高于4.41 t的世界人均水平。由于在提供等量能源量的前提下．煤炭的CO，排放量比石油高29%．比天然氣高69%。到2020年，發(fā)達國家CO2排放量接較2005年減少20%估算，如不采取控制措施．屆時中國CO2排放量將超過發(fā)達國家減排量的總和。同時，中國有大量煤炭直接燃燒，造成復合型大氣污染問題十分嚴重。90%的S02、67%的NOx、70%的煙塵排放量都來自于煤炭燃燒。2013年，酸雨區(qū)面積達到120萬km2，其中重酸雨地區(qū)6萬k km2．
主要集中在長三角、珠三角等地區(qū)。PM2.5污染呈現區(qū)域連片化的特征，覆蓋京津冀魯、長三角、華中東四省的廣大地區(qū)。
常規(guī)化石能源受資源儲量、生態(tài)環(huán)境、開采條件等因素制約，開發(fā)利用潛力有限．不能有效滿足未來能源消費方面存在的缺口。綜合各方研究判斷，預計2020年，中國一次能源消費需求為46～52億t標準煤，2030年為57～62億t標準煤．2050年為70～77億t標準煤。而綜合考慮煤炭資源、開采條件、自然災害、生態(tài)環(huán)境、水資源、開發(fā)經濟性等各方面的約束，中國煤炭開發(fā)規(guī)模上限約41億t／年。國內原油考慮資源、開發(fā)技術、經濟風險等因素，高峰產量應控制在2億t。從天然氣資源看，中國天然氣探明可采儲量3.3萬億m3，未來天然氣開發(fā)難度將逐步增大。綜合考慮資源、開發(fā)技術、經濟風險等因素，以及非常規(guī)天然氣的開發(fā)，預計未來中國天然氣的產量可持續(xù)供應上限為3 000億m3/年。未來中國化石能源可持續(xù)供應能力約36億t標準煤，與中國能源消費需求相比．2020年供應缺口達13億t標準煤．2030年達23億t標準煤，2050年達37億t標準煤。
2 中國發(fā)展可再生能源的可行行
2.1 可再生能源資源豐富，開發(fā)潛力巨大
(1)水能。根據2003年水力資源復查結果，中國水力資源理論蘊藏量在1萬kW及以上的河流共3 886條．水力資源技術可開發(fā)裝機容量5.42億kW,年發(fā)電量2.47萬億kW -h,居世界首位。已規(guī)劃建設長江干流上游、金沙江、大渡河、雅礱江、烏江、南盤江紅水河、瀾滄江、黃河上游、黃河北干流、東北、湘西、閩浙贛、怒江等13個大型水電基地。根據目前開發(fā)程度，中國未來水電開發(fā)重點為金沙江．雅礱江、大渡河、瀾滄江和怒江等流域。雅魯藏布江流域技術可開發(fā)容量8 966萬kW,是中國水電的重要戰(zhàn)略后備基地和接續(xù)能源基地。按照發(fā)達同家水電平均開發(fā)率60%以上測算，中國未來新增水電可開發(fā)裝機1.6～2.4億kW,水電總裝機可達4.2—5.0億kW。如圖1所示。
(2)風能．巾國陸上50 m高度3級以上（風功率密度≥300 W／m2）的風能資源潛在開發(fā)量23.8億kW,近海水深5～25 m內風能資源潛在開發(fā)量1.9億kW,水深25～50 m內風能資源潛在開發(fā)量2.1億kW。蒙東、蒙西、新疆哈密、甘肅酒泉、河北壩上、吉林、山東沿海和江蘇近海等大型風電基地50 m高度3級以上風能資源的潛在開發(fā)量約19.1億kW,占全罔潛在開發(fā)量的80%左右，是中國風能資源的開發(fā)重點地區(qū)。如圖2所示。
(3)太陽能資源。巾國陸地每年接受的太陽輻射能約為1.47×l08億kW．h．相當于4.9萬億t標準煤，技術開發(fā)潛力接近30億kW。按照接受太陽能輻射量的大�。柲苜Y源分布分五類地區(qū)。其巾，一、二、三類地區(qū)年日照時數大于2 200 h．年輻射總量高于1 390 kW.h／m2．約占全國總面積的2／3以上。青藏高原、甘肅北部、寧夏北部和新疆南部等地區(qū)全年日照時數為3 200～3 300 h．年輻射量在1 860～2 330 kW.h/m2．是巾國太陽能資源最豐富的地區(qū)，是未來開發(fā)的重點。如圖3所示。
2.2 風電、太陽能發(fā)電成本逐年降低，具備經濟性
(1)風電．、—卜五”以來，中國風電快速發(fā)展．風電開發(fā)投資成本顯著下降。2010年陸上風電開發(fā)投資成本已下降到8 000～9 000元／kW。即使考慮鋼材和銅等原材料上漲、風機技術標準提高帶來成本上升等因素，風電機組仍存在10%～20%的下降空間�？紤]人工和施工成本，預計2020年、2030年和2050年，陸地風電開發(fā)投資將分別降至7 500元／kW、7 200元／kW和7 000元／kW左右（按目前不變價格測算）。目前，近海風電投資成本約為陸上風電的1.5～2.0倍，達到14 000～19 000元/kW。隨著未來開發(fā)規(guī)模的擴大，近海風電開發(fā)成本下降空間更大。預計2020年、2030年和2050年，近海風電開發(fā)投資將分別降至14 000兀／kW、12 000元／kW和10 000元／kW。從運行維護成本看，目前中國陸上風電運行成本約0.1元／(kW·h)，綜合未來技術進步和人工成本變化因素，陸上風電運行成本將不會發(fā)生大的變化。近期海上風電開發(fā)以示范項目為主，運行成本高于陸上風電約0.5倍。未來有望與陸上風電持平，預計2020年、2030年和2050年，運行成本分別為0.15元／(kW·h)、0.10兀／(kW·h)和0.10元／(kW -h)。遠海風電采用浮動式基礎，投資和運行維護成本更高。如表1和圖4所示。
(2)太陽能光伏發(fā)電。光伏發(fā)電總成本主要取決于初始投資的大小，其中光伏組件約占初始投資的50%～60%。2009年國際金融危機爆發(fā)后，光伏組件價格大幅下滑，特別在2011年下半年，由于歐洲大幅削減光伏發(fā)電補貼．造成國際市場太陽能電池及組件產能嚴重過剩，國內組件價格已降至5~7元/W。隨著光伏組件價格的大幅下滑，目前地面光伏電站的單位初始投資已降至1.0～1.2萬元/kW。根據中國資源綜合利用協會可再生能源專委會發(fā)布的《中國光伏發(fā)電平價上網路線圖》，預計2020年，中國光伏發(fā)電成本可降至0.6～0.8兀1( kW·h)，2030年可降至0.6元1( kW·h)以下。如表2和圖5所示。
(3)太陽能光熱發(fā)電。在太陽能光熱發(fā)電項目的初始投資中，儲能系統(tǒng)占初始投資的10%左右，是否配備儲能系統(tǒng)，對光熱發(fā)電T程靜態(tài)投資影響較大。以中國典型塔式光熱發(fā)電項目為例．未配備儲熱系統(tǒng)的135 MW光熱電站總投資成本約為25億元；而配備儲熱系統(tǒng)的光熱電站．初始投資成本則提高到近28億元。
從單位投資成本看，未配備儲熱系統(tǒng)的塔式光熱電站約18 500元/kW：配備2h儲熱系統(tǒng)的塔式光熱電站，單位投資成本約27 800元/kW。按上述塔式光熱電站初始投資成本測算，有無儲熱系統(tǒng)2種不同技術方案下，中國典型塔式光熱發(fā)電站發(fā)電成本在1.2～1.5元/(kW-h)。
根據歐洲光熱發(fā)電協會發(fā)布的《光熱發(fā)電2025》，到2025年，太陽熱發(fā)電成本有望比2010年下降40%～55%．其中，2010-2015年，發(fā)電成本主要隨裝機規(guī)模增加而下降，幅度為5%~30%：2015 -2020年，主要隨裝機規(guī)模增加和技術改進而下降，幅度為20%～30%；2020-2025年．主要隨效率提高而下降，幅度為5%左右。據此估算，預計到2020年，中國光熱發(fā)電成本可降至0.7～0.8元／(kW．h)，2030年可降至0.7元／( kW -h)左右，2050年可降至0.65元／(kW．h)左右。如圖6所示。
(4)水電。目前中國東、中部地區(qū)水電已基本開發(fā)完畢，剩余待開發(fā)的水電主要集中在怒江、金沙江、瀾滄江、雅礱江、大渡河、雅魯藏布江等流域上游。這些地區(qū)工程建設條件較為惡劣，工程投資較高，且要建設遠距離輸電配套工程，水電建設成本明顯增大。同時，國家有關移民安置和環(huán)境保護政策、土地價格的提高、水電開發(fā)承擔更多的綜合利用任務等因素也進一步推高了水電的建設成本。
3中國可再生能源發(fā)展目標與途徑
3.1 發(fā)屣目標
到2050年，中國可再生能源供應量將達到31.7億t標準煤，一次能源消費總量60.0億t標準煤。2013-2050年，可再生能源供應增加28.4億t標準煤，年均增長6.3%，高于同期一次能源消費量年均1.4%的增長速度�？稍偕茉凑贾袊淮文茉聪M的比重，從2013年的8.9%增加到2050年的54.7%�？紤]核電，中國清潔能源消費總量約40億t標準煤，占中國一次能源消費總量的67.00/0。中國煤炭、石油、天然氣等化石能源消費總量為20億t標準煤，為2013年消費量的60.0%。2013-2050年，可再生能源供應量與中國一次能源消費的增長總量基本相當。
隨著技術進步、標準提高、高污染用能的逐步減少．在溫室氣體減排方面，按照上述清清能源發(fā)展規(guī)模．2020年中國每年將減排C02 18億t，2030年36億t，2050年80億t。到2050年，中國各類大氣污染物排放量只有目前的18%～25%，減少的CO2年排放量約相當于目前中國CO，年排放量的1.4倍。
3.2 開發(fā)時序
(1)水電。優(yōu)先開發(fā)水電已成為行業(yè)內的共識．對轉變中國電力發(fā)展方式、優(yōu)化電源結構和調整電源布局都將起到關鍵作用。未來中國水電大規(guī)模開發(fā)具備資源潛力和技術優(yōu)勢，但也面臨著土地淹沒、生態(tài)環(huán)保、移民安置、外部環(huán)境等諸多方面的問題與挑戰(zhàn)。
“十二五”和“十三五”，四川和云南水電開發(fā)進入高峰期。預計2020年，四川水電裝機1.05億kW.開發(fā)率75%，云南水電裝機6 700萬kW.開發(fā)率80%。西南水電開發(fā)總規(guī)模達到1.90億kW。
2020年后，將大規(guī)模開發(fā)“三江”（金沙江、瀾滄江、怒江）上游水電。2030年后，大規(guī)模開發(fā)雅魯藏布江水電。預計2050年，兩藏水電裝機1.40億kW。西南水電開發(fā)總規(guī)模達到3.60億kW。
(2)風電。未來中國風電開發(fā)將以近期陸上為主、海上為輔，中遠期以海上為主，集中式與分布式共同開發(fā)。2020年前，風電的開發(fā)以陸上為主．內陸地區(qū)的開發(fā)重點是“i北”（西北、東北、華北北部）地區(qū)以及東部沿海，重點省區(qū)包括河北、內蒙古、東北3省、甘肅、新疆，以及江蘇、浙江、山東等，開發(fā)形式以成片區(qū)、較大規(guī)模集中式為主。同時，因地制宜地推進中小型分散式風電場開發(fā)，在沿海和中部地區(qū)建設若干分散式風電群。到2020年，風電總裝機超過2.0億kW,年發(fā)電量3 900億kW·，其中海上風電裝機達到3 000萬kW,風電成為重要電源形式。
2020-2030年，擴大已有風電基地的規(guī)模，新增新疆北部、蒙西騰格里沙漠地區(qū)等千萬千瓦級風電基地，建設山東、滬浙、廣東、福建沿海大型風電基地。西北、東北、蒙西地區(qū)仍然是陸上風電開發(fā)的重點區(qū)域，裝機規(guī)模達到全國總裝機的65%。
2030-2050年，重點形成內蒙古（蒙東、蒙西）與蒙古國相連的風電基地，建設渤海、黃海、東海和南海四大海上風電基地。東中部地區(qū)風電發(fā)展規(guī)模達到2.0億kW，西北、東北和蒙西地區(qū)陸上風電發(fā)展規(guī)模分別達到2.9億kW. 2.3億kW和1.6億kW,上述地區(qū)風電裝機占全國風電總裝機的88%。
(3)太陽能。中國未來太陽能發(fā)電將以集中式和分布式相結合、光伏和光熱發(fā)電并舉的方式發(fā)展。2020年前，太陽能利用以光伏發(fā)電為主．光熱發(fā)電以丁程示范為主。預計到2020年，光伏發(fā)電成本仍高于全國平均銷售電價．光熱發(fā)電成本遠高于光伏發(fā)電成本。太陽能發(fā)電布局，除與風電共建的甘肅酒泉、蒙西、新疆哈密建成百萬千瓦光伏基地外，還將在青海格爾木、甘肅河西走廊和內蒙古鄂爾多斯、寧夏北部等地建設3~5個百萬千瓦光電基地，同時在西藏、內蒙古、甘肅、四川、云南等地建設若干個10萬kW左右的光電基地，并建設一批城市并網光伏發(fā)電系統(tǒng)。
2020-2030年，光伏發(fā)電加快發(fā)展，光熱發(fā)電具備關鍵裝備制造和規(guī)�；O計、建設、維護能力。2020-2030年，光伏發(fā)電成本繼續(xù)下降．隨著化石能源發(fā)電成本和銷售電價的上漲．預計光伏發(fā)電上網電價可與銷售側電價基本相當。光熱發(fā)電成本快速下降，到2030年略高于光伏發(fā)電。建成與風電共建的新疆中部、北部、蒙西騰格里沙漠千萬千瓦光伏基地，建設青海東部、西藏日喀則等大型光電基地，在京津、上海、江蘇、廣東、云南、山東等地區(qū)建設百萬千瓦屋頂光伏系統(tǒng)。西北、東中部受端地區(qū)太陽能發(fā)電規(guī)模達到1.3億kW，占到全國光電總裝機的65%。
2030-2050年，光伏發(fā)電和光熱發(fā)電成本繼續(xù)下降，上網電價與常規(guī)電源基本相當，太陽能發(fā)電迎來大規(guī)模發(fā)展的時代。內蒙古、西藏、青海、甘肅、新疆等地建成若干個超大型的光電基地群，若干省市建成以分布式光電發(fā)電群為主體的城市和鄉(xiāng)村光電基地。西北地區(qū)太陽能發(fā)電規(guī)模占全國太陽能發(fā)電裝機的52%：西南地區(qū)太陽能發(fā)電保持較快增長速度，2050年達1.0億kW,占全國太陽能發(fā)電總裝機的10010。巧 消納市場模型構建及結果分析
4.1 基本原則
(1)安全性原則。安全性主要體現在電源裝機能夠滿足系統(tǒng)負荷需求并留有合理備用，各類電源的出力能夠互相調劑、時刻滿足負荷需求并及時跟蹤負荷變化；構建堅強統(tǒng)一的智能電網，方便各類電源的接入，并能夠滿足電力的匯集、傳輸和分配。
(2)清潔性原則。清潔性主要體現在滿足電力系統(tǒng)安全運行的前提下，通過優(yōu)化煤電布局，加大可再生能源的發(fā)電裝機比重：充分利用其他電源的調節(jié)能力，盡量增大可再生能源的開發(fā)規(guī)模，減少電力行業(yè)的化石能源消耗及S02，C02排放，促進電力工業(yè)的綠色發(fā)展．
(3)經濟性原則。經濟性主要體現在各類電
源的發(fā)展要充分考慮其投資和運行成本，并結合輸配電的投資和運行成本，考慮煤電的外部成本．以全社會電力供應總成本最低為目標，以滿足電力用戶的承受能力為基本條件，研究可再生能源發(fā)電與傳統(tǒng)發(fā)電方式的協調發(fā)展關系。
(4)高效性原則。高效性主要體現在滿足系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的前提下，通過優(yōu)化安排各發(fā)電機組的開機組合，合理安排各類電源在負荷曲線上的工作位置，優(yōu)化確定各機組在各時段的發(fā)電出力，盡量減少系統(tǒng)的運行費用和化石能源消耗。
4.2研究思路
綜合考慮中國未來電力需求及各類可再生能源資源條件、發(fā)電特性等因素，以安全、清潔、經濟、高效為原則，采用電力系統(tǒng)規(guī)劃和運行模擬相結合的方式，進行適應高比例可再生能源接入的電力發(fā)展方案和消納市場分析，研究框架如圖7所示。
4.3 電源結構分析
到2050年，全國發(fā)電裝機將達到53.0億kW,其中煤電13.2億kW，占24.9%：氣電1.9億kW,占3.6%；水電5.4億kW，占10.2%；儲能(含抽水蓄能)2.0億kW，占3.8%；核電3.0億kW,占5.7%；風電12.0億kW,占22.6%：太陽能發(fā)電15.0億kW，占28.3%；生物質發(fā)電0.5億kW,占0.9%；全國可再生能源裝機合計32.9億kW,占總裝機的62.1%。如圖8所示。
4.4 電力流及消納市場分析
根據中國可再生能源資源分布和電力消費分布不均衡的特點，未來隨著中國可再生能源開發(fā)規(guī)模的不斷增加，跨區(qū)輸送成為擴大可再生能源消納市場的重要途徑，中國跨區(qū)域電網互聯規(guī)模將大幅增強。
到2020年，全國跨區(qū)電力流規(guī)模將達到2.7～3.1億kW,形成東北、西北、西南三送端和“三華”一受端的4個同步電網格局。2021-2030年，全國跨區(qū)電力流規(guī)模繼續(xù)增加，到2030年達到4.0～5.0億kW,可再生能源在電力流中的比重持續(xù)增加：2031-3050年，隨著可再生能源尤其是風電和光伏發(fā)電的急劇增長，全國跨區(qū)電力流規(guī)模將達到6.0～8.0億kW,可再生能源成為跨區(qū)輸電的主力。如圖9所示。
5結語
本文在分析中國可再生能源資源狀況和中長期能源需求基礎上，指出了未來中國可再生能源開發(fā)的目標、重點、時序和消納市場，由此提出如下加快可再生能源發(fā)展的措施與建議。
(1)加快智能電網建設，提高電網接納可再生能源能力，加強儲能、柔性直流輸電、先進風電機組、海上風電、光熱發(fā)電等技術研發(fā)。
(2)加強西部、北部可再生能源基地至東中部負荷中心輸電通道建設，大力發(fā)展特高壓等先進輸電技術，加強管道輸電、高溫超導輸電等新型輸電技術儲備，節(jié)約輸電走廊，提高通道利用效率。
(3)加快受端同步電網建設，形成“三華”電網市場平臺，充分發(fā)揮錯峰、降低峰谷差、水火互濟等聯網效益．提高可再生能源消納能力。
(4)研發(fā)直流電網技術，擴大西部、北部、西南部送端電網互聯范圍，實現水火風光聯合互劑運行。
(5)建立電價、補貼、稅收等政策激勵機制，制定完善輔助服務的補償激勵價格政策，推進實施可再生能源配額制，促進可再生能源持續(xù)健康發(fā)展。
6摘要：長期以來，中國能源結構以煤為主，可再生能源比重偏低，能源發(fā)展面臨能源安全、環(huán)境污染、氣候變化等諸多問題。未來較長時期．中國仍將處于工業(yè)化中期和城鎮(zhèn)化加快發(fā)展的階段，能源電力需求將持續(xù)增長。大力發(fā)展可再生能源是應對能源需求增長、優(yōu)化能源結構和布局、實現清潔發(fā)展的關鍵舉措。在分析中國可再生能源資源狀況和中長期能源需求基礎上，指出了未來中國可再生能源開發(fā)的目標、重點、時序和消納市場，提出了加快可再生能源發(fā)展的措施與建議．
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