浅析中国可再生能源发展路径

作者：张毅

   改革开放以来，中国能源工业快速发展，产业体系不断完善，供应能力显著增强，有力支撑经济社会取得举世瞩目的发展成就。但能源发展方式不合理的问题也日益突出，结构性矛盾长期积累，资源制约加剧，环境约束凸显，能源效率亟待提高，单位GDP能耗是世界平均水平的2.5倍．是工业发达国家的4~8倍，节能减排前景不容乐观。中国一次能源结构以煤为主，长期在70%左右，对大气、水、土壤环境污染严重，特别是近年来大面积、长时间的雾霾污染，引发巨大关注：另外，中国油气对外依存度逐年提高，能源安全问题也不可忽视。

  中国能源需求还将持续增长，能源和环境对经济可持续发展的约束将越来越严重,大力发展可再生能源成为中国加快能源结构转型的必然选择。为应对全球气候变化，中国提出到2020年单位国内生产总值C02排放比2005年下降40%～45%，作为约束性指标纳入国民经济和社会发展的中长期规划。可再生能源是资源丰富、环境友好、本地化的清洁低碳能源。在中国大力开发和利用可再生能源具有更加明显的战略价值和现实意义。从中国可再生能源开发条件看，生物质、地热、潮汐等清洁能源发电受资源、技术、成本等因素制约，发展规模较小。水能、风能和太阳能具有资源储量大、分布广泛、适应大规模开发、经济性较好等有利因素，大力开发水电、风电和太阳能发电是未来中国可再生能源发展的主要方向。

1  中国发展可再生能源的必要性

  中国以煤为主的能源消费结构决定了温室气体减排压力远高于发达国家，环境约束日益凸显。2009年，中国化石燃料燃烧的CO2排放成为世界第一，达到68.8亿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%．比天然气高69%。到2020年，发达国家CO2排放量接较2005年减少20%估算，如不采取控制措施．届时中国CO2排放量将超过发达国家减排量的总和。同时，中国有大量煤炭直接燃烧，造成复合型大气污染问题十分严重。90%的S02、67%的NOx、70%的烟尘排放量都来自于煤炭燃烧。2013年，酸雨区面积达到120万km2，其中重酸雨地区6万k km2．

主要集中在长三角、珠三角等地区。PM2.5污染呈现区域连片化的特征，覆盖京津冀鲁、长三角、华中东四省的广大地区。

  常规化石能源受资源储量、生态环境、开采条件等因素制约，开发利用潜力有限．不能有效满足未来能源消费方面存在的缺口。综合各方研究判断，预计2020年，中国一次能源消费需求为46～52亿t标准煤，2030年为57～62亿t标准煤．2050年为70～77亿t标准煤。而综合考虑煤炭资源、开采条件、自然灾害、生态环境、水资源、开发经济性等各方面的约束，中国煤炭开发规模上限约41亿t／年。国内原油考虑资源、开发技术、经济风险等因素，高峰产量应控制在2亿t。从天然气资源看，中国天然气探明可采储量3.3万亿m3，未来天然气开发难度将逐步增大。综合考虑资源、开发技术、经济风险等因素，以及非常规天然气的开发，预计未来中国天然气的产量可持续供应上限为3 000亿m3/年。未来中国化石能源可持续供应能力约36亿t标准煤，与中国能源消费需求相比．2020年供应缺口达13亿t标准煤．2030年达23亿t标准煤，2050年达37亿t标准煤。

2  中国发展可再生能源的可行行

2.1  可再生能源资源丰富，开发潜力巨大

  (1)水能。根据2003年水力资源复查结果，中国水力资源理论蕴藏量在1万kW及以上的河流共3 886条．水力资源技术可开发装机容量5.42亿kW,年发电量2.47万亿kW -h,居世界首位。已规划建设长江干流上游、金沙江、大渡河、雅砻江、乌江、南盘江红水河、澜沧江、黄河上游、黄河北干流、东北、湘西、闽浙赣、怒江等13个大型水电基地。根据目前开发程度，中国未来水电开发重点为金沙江．雅砻江、大渡河、澜沧江和怒江等流域。雅鲁藏布江流域技术可开发容量8 966万kW,是中国水电的重要战略后备基地和接续能源基地。按照发达同家水电平均开发率60%以上测算，中国未来新增水电可开发装机1.6～2.4亿kW,水电总装机可达4.2—5.0亿kW。如图1所示。

  (2)风能．巾国陆上50 m高度3级以上（风功率密度≥300 W／m2）的风能资源潜在开发量23.8亿kW,近海水深5～25 m内风能资源潜在开发量1.9亿kW,水深25～50 m内风能资源潜在开发量2.1亿kW。蒙东、蒙西、新疆哈密、甘肃酒泉、河北坝上、吉林、山东沿海和江苏近海等大型风电基地50 m高度3级以上风能资源的潜在开发量约19.1亿kW,占全罔潜在开发量的80%左右，是中国风能资源的开发重点地区。如图2所示。

  (3)太阳能资源。巾国陆地每年接受的太阳辐射能约为1.47×l08亿kW．h．相当于4.9万亿t标准煤，技术开发潜力接近30亿kW。按照接受太阳能辐射量的大小．太阳能资源分布分五类地区。其巾，一、二、三类地区年日照时数大于2 200 h．年辐射总量高于1 390 kW.h／m2．约占全国总面积的2／3以上。青藏高原、甘肃北部、宁夏北部和新疆南部等地区全年日照时数为3 200～3 300 h．年辐射量在1 860～2 330 kW.h/m2．是巾国太阳能资源最丰富的地区，是未来开发的重点。如图3所示。

2.2  风电、太阳能发电成本逐年降低，具备经济性

  (1)风电．、—卜五”以来，中国风电快速发展．风电开发投资成本显著下降。2010年陆上风电开发投资成本已下降到8  000～9  000元／kW。即使考虑钢材和铜等原材料上涨、风机技术标准提高带来成本上升等因素，风电机组仍存在10%～20%的下降空间。考虑人工和施工成本，预计2020年、2030年和2050年，陆地风电开发投资将分别降至7 500元／kW、7 200元／kW和7 000元／kW左右（按目前不变价格测算）。目前，近海风电投资成本约为陆上风电的1.5～2.0倍，达到14 000～19 000元/kW。随着未来开发规模的扩大，近海风电开发成本下降空间更大。预计2020年、2030年和2050年，近海风电开发投资将分别降至14 000兀／kW、12 000元／kW和10 000元／kW。从运行维护成本看，目前中国陆上风电运行成本约0.1元／(kW·h)，综合未来技术进步和人工成本变化因素，陆上风电运行成本将不会发生大的变化。近期海上风电开发以示范项目为主，运行成本高于陆上风电约0.5倍。未来有望与陆上风电持平，预计2020年、2030年和2050年，运行成本分别为0.15元／(kW·h)、0.10兀／(kW·h)和0.10元／(kW -h)。远海风电采用浮动式基础，投资和运行维护成本更高。如表1和图4所示。

  (2)太阳能光伏发电。光伏发电总成本主要取决于初始投资的大小，其中光伏组件约占初始投资的50%～60%。2009年国际金融危机爆发后，光伏组件价格大幅下滑，特别在2011年下半年，由于欧洲大幅削减光伏发电补贴．造成国际市场太阳能电池及组件产能严重过剩，国内组件价格已降至5~7元/W。随着光伏组件价格的大幅下滑，目前地面光伏电站的单位初始投资已降至1.0～1.2万元/kW。根据中国资源综合利用协会可再生能源专委会发布的《中国光伏发电平价上网路线图》，预计2020年，中国光伏发电成本可降至0.6～0.8兀1( kW·h)，2030年可降至0.6元1( kW·h)以下。如表2和图5所示。

  (3)太阳能光热发电。在太阳能光热发电项目的初始投资中，储能系统占初始投资的10%左右，是否配备储能系统，对光热发电T程静态投资影响较大。以中国典型塔式光热发电项目为例．未配备储热系统的135 MW光热电站总投资成本约为25亿元；而配备储热系统的光热电站．初始投资成本则提高到近28亿元。

  从单位投资成本看，未配备储热系统的塔式光热电站约18 500元/kW：配备2h储热系统的塔式光热电站，单位投资成本约27 800元/kW。按上述塔式光热电站初始投资成本测算，有无储热系统2种不同技术方案下，中国典型塔式光热发电站发电成本在1.2～1.5元/(kW-h)。

  根据欧洲光热发电协会发布的《光热发电2025》，到2025年，太阳热发电成本有望比2010年下降40%～55%．其中，2010-2015年，发电成本主要随装机规模增加而下降，幅度为5%~30%：2015 -2020年，主要随装机规模增加和技术改进而下降，幅度为20%～30%；2020-2025年．主要随效率提高而下降，幅度为5%左右。据此估算，预计到2020年，中国光热发电成本可降至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。如图6所示。

  (4)水电。目前中国东、中部地区水电已基本开发完毕，剩余待开发的水电主要集中在怒江、金沙江、澜沧江、雅砻江、大渡河、雅鲁藏布江等流域上游。这些地区工程建设条件较为恶劣，工程投资较高，且要建设远距离输电配套工程，水电建设成本明显增大。同时，国家有关移民安置和环境保护政策、土地价格的提高、水电开发承担更多的综合利用任务等因素也进一步推高了水电的建设成本。

3中国可再生能源发展目标与途径

3.1  发屣目标

  到2050年，中国可再生能源供应量将达到31.7亿t标准煤，一次能源消费总量60.0亿t标准煤。2013-2050年，可再生能源供应增加28.4亿t标准煤，年均增长6.3%，高于同期一次能源消费量年均1.4%的增长速度。可再生能源占中国一次能源消费的比重，从2013年的8.9%增加到2050年的54.7%。考虑核电，中国清洁能源消费总量约40亿t标准煤，占中国一次能源消费总量的67.00/0。中国煤炭、石油、天然气等化石能源消费总量为20亿t标准煤，为2013年消费量的60.0%。2013-2050年，可再生能源供应量与中国一次能源消费的增长总量基本相当。

  随着技术进步、标准提高、高污染用能的逐步减少．在温室气体减排方面，按照上述清清能源发展规模．2020年中国每年将减排C02 18亿t，2030年36亿t，2050年80亿t。到2050年，中国各类大气污染物排放量只有目前的18%～25%，减少的CO2年排放量约相当于目前中国CO，年排放量的1.4倍。

3.2  开发时序

  (1)水电。优先开发水电已成为行业内的共识．对转变中国电力发展方式、优化电源结构和调整电源布局都将起到关键作用。未来中国水电大规模开发具备资源潜力和技术优势，但也面临着土地淹没、生态环保、移民安置、外部环境等诸多方面的问题与挑战。

  “十二五”和“十三五”，四川和云南水电开发进入高峰期。预计2020年，四川水电装机1.05亿kW.开发率75%，云南水电装机6 700万kW.开发率80%。西南水电开发总规模达到1.90亿kW。

  2020年后，将大规模开发“三江”（金沙江、澜沧江、怒江）上游水电。2030年后，大规模开发雅鲁藏布江水电。预计2050年，两藏水电装机1.40亿kW。西南水电开发总规模达到3.60亿kW。

  (2)风电。未来中国风电开发将以近期陆上为主、海上为辅，中远期以海上为主，集中式与分布式共同开发。2020年前，风电的开发以陆上为主．内陆地区的开发重点是“i北”（西北、东北、华北北部）地区以及东部沿海，重点省区包括河北、内蒙古、东北3省、甘肃、新疆，以及江苏、浙江、山东等，开发形式以成片区、较大规模集中式为主。同时，因地制宜地推进中小型分散式风电场开发，在沿海和中部地区建设若干分散式风电群。到2020年，风电总装机超过2.0亿kW,年发电量3 900亿kW·，其中海上风电装机达到3 000万kW,风电成为重要电源形式。

  2020-2030年，扩大已有风电基地的规模，新增新疆北部、蒙西腾格里沙漠地区等千万千瓦级风电基地，建设山东、沪浙、广东、福建沿海大型风电基地。西北、东北、蒙西地区仍然是陆上风电开发的重点区域，装机规模达到全国总装机的65%。

  2030-2050年，重点形成内蒙古（蒙东、蒙西）与蒙古国相连的风电基地，建设渤海、黄海、东海和南海四大海上风电基地。东中部地区风电发展规模达到2.0亿kW，西北、东北和蒙西地区陆上风电发展规模分别达到2.9亿kW. 2.3亿kW和1.6亿kW,上述地区风电装机占全国风电总装机的88%。

  (3)太阳能。中国未来太阳能发电将以集中式和分布式相结合、光伏和光热发电并举的方式发展。2020年前，太阳能利用以光伏发电为主．光热发电以丁程示范为主。预计到2020年，光伏发电成本仍高于全国平均销售电价．光热发电成本远高于光伏发电成本。太阳能发电布局，除与风电共建的甘肃酒泉、蒙西、新疆哈密建成百万千瓦光伏基地外，还将在青海格尔木、甘肃河西走廊和内蒙古鄂尔多斯、宁夏北部等地建设3~5个百万千瓦光电基地，同时在西藏、内蒙古、甘肃、四川、云南等地建设若干个10万kW左右的光电基地，并建设一批城市并网光伏发电系统。

  2020-2030年，光伏发电加快发展，光热发电具备关键装备制造和规模化设计、建设、维护能力。2020-2030年，光伏发电成本继续下降．随着化石能源发电成本和销售电价的上涨．预计光伏发电上网电价可与销售侧电价基本相当。光热发电成本快速下降，到2030年略高于光伏发电。建成与风电共建的新疆中部、北部、蒙西腾格里沙漠千万千瓦光伏基地，建设青海东部、西藏日喀则等大型光电基地，在京津、上海、江苏、广东、云南、山东等地区建设百万千瓦屋顶光伏系统。西北、东中部受端地区太阳能发电规模达到1.3亿kW，占到全国光电总装机的65%。

  2030-2050年，光伏发电和光热发电成本继续下降，上网电价与常规电源基本相当，太阳能发电迎来大规模发展的时代。内蒙古、西藏、青海、甘肃、新疆等地建成若干个超大型的光电基地群，若干省市建成以分布式光电发电群为主体的城市和乡村光电基地。西北地区太阳能发电规模占全国太阳能发电装机的52%：西南地区太阳能发电保持较快增长速度，2050年达1.0亿kW,占全国太阳能发电总装机的10010。巧  消纳市场模型构建及结果分析

4.1  基本原则

  (1)安全性原则。安全性主要体现在电源装机能够满足系统负荷需求并留有合理备用，各类电源的出力能够互相调剂、时刻满足负荷需求并及时跟踪负荷变化；构建坚强统一的智能电网，方便各类电源的接入，并能够满足电力的汇集、传输和分配。

  (2)清洁性原则。清洁性主要体现在满足电力系统安全运行的前提下，通过优化煤电布局，加大可再生能源的发电装机比重：充分利用其他电源的调节能力，尽量增大可再生能源的开发规模，减少电力行业的化石能源消耗及S02，C02排放，促进电力工业的绿色发展．

  (3)经济性原则。经济性主要体现在各类电

源的发展要充分考虑其投资和运行成本，并结合输配电的投资和运行成本，考虑煤电的外部成本．以全社会电力供应总成本最低为目标，以满足电力用户的承受能力为基本条件，研究可再生能源发电与传统发电方式的协调发展关系。

  (4)高效性原则。高效性主要体现在满足系统安全稳定运行的前提下，通过优化安排各发电机组的开机组合，合理安排各类电源在负荷曲线上的工作位置，优化确定各机组在各时段的发电出力，尽量减少系统的运行费用和化石能源消耗。

4.2研究思路

  综合考虑中国未来电力需求及各类可再生能源资源条件、发电特性等因素，以安全、清洁、经济、高效为原则，采用电力系统规划和运行模拟相结合的方式，进行适应高比例可再生能源接入的电力发展方案和消纳市场分析，研究框架如图7所示。

4.3  电源结构分析

  到2050年，全国发电装机将达到53.0亿kW,其中煤电13.2亿kW，占24.9%：气电1.9亿kW,占3.6%；水电5.4亿kW，占10.2%；储能(含抽水蓄能)2.0亿kW，占3.8%；核电3.0亿kW,占5.7%；风电12.0亿kW,占22.6%：太阳能发电15.0亿kW，占28.3%；生物质发电0.5亿kW,占0.9%；全国可再生能源装机合计32.9亿kW,占总装机的62.1%。如图8所示。

4.4  电力流及消纳市场分析

  根据中国可再生能源资源分布和电力消费分布不均衡的特点，未来随着中国可再生能源开发规模的不断增加，跨区输送成为扩大可再生能源消纳市场的重要途径，中国跨区域电网互联规模将大幅增强。

  到2020年，全国跨区电力流规模将达到2.7～3.1亿kW,形成东北、西北、西南三送端和“三华”一受端的4个同步电网格局。2021-2030年，全国跨区电力流规模继续增加，到2030年达到4.0～5.0亿kW,可再生能源在电力流中的比重持续增加：2031-3050年，随着可再生能源尤其是风电和光伏发电的急剧增长，全国跨区电力流规模将达到6.0～8.0亿kW,可再生能源成为跨区输电的主力。如图9所示。

5结语

  本文在分析中国可再生能源资源状况和中长期能源需求基础上，指出了未来中国可再生能源开发的目标、重点、时序和消纳市场，由此提出如下加快可再生能源发展的措施与建议。

  (1)加快智能电网建设，提高电网接纳可再生能源能力，加强储能、柔性直流输电、先进风电机组、海上风电、光热发电等技术研发。

  (2)加强西部、北部可再生能源基地至东中部负荷中心输电通道建设，大力发展特高压等先进输电技术，加强管道输电、高温超导输电等新型输电技术储备，节约输电走廊，提高通道利用效率。

  (3)加快受端同步电网建设，形成“三华”电网市场平台，充分发挥错峰、降低峰谷差、水火互济等联网效益．提高可再生能源消纳能力。

  (4)研发直流电网技术，扩大西部、北部、西南部送端电网互联范围，实现水火风光联合互剂运行。

(5)建立电价、补贴、税收等政策激励机制，制定完善辅助服务的补偿激励价格政策，推进实施可再生能源配额制，促进可再生能源持续健康发展。

6摘要：长期以来，中国能源结构以煤为主，可再生能源比重偏低，能源发展面临能源安全、环境污染、气候变化等诸多问题。未来较长时期．中国仍将处于工业化中期和城镇化加快发展的阶段，能源电力需求将持续增长。大力发展可再生能源是应对能源需求增长、优化能源结构和布局、实现清洁发展的关键举措。在分析中国可再生能源资源状况和中长期能源需求基础上，指出了未来中国可再生能源开发的目标、重点、时序和消纳市场，提出了加快可再生能源发展的措施与建议．