新能源的快速發展對推動中國能源變革、踐行應對氣候變化承諾發揮了重要作用。截至2019 年9 月底，中國光伏發電累計裝機1.9 億kW，風電累計裝機1.98 億kW，新能源裝機占比已超過20%，在電力系統中的地位悄然變化，正在向電能增量主力供應者過渡。著眼未來，從履行國際義務看，中國政府承諾到2030 年非化石能源占終端能源消費比重達20%；從自身競爭力來看，風光發電成本仍將持續下降，即將步入平價上網時代。因此，“十四五”期間新能源仍將繼續快速發展， 裝機和發電量占比仍將持續提高，新能源發展應放到整個能源電力行業發展的框架內進行統籌考慮。本文分析中國新能源發電經濟性變化歷程及趨勢，對“十四五”新能源發展情況進行研判，對新能源科學發展需要關注的關鍵問題進行研究，并提出有關政策建議。

 

　　近10 年來，主要受關鍵設備價格下降影響，全球新能源發電成本持續下降，陸上風電成本最低，光伏發電下降最快，如圖1 所示。

 

　　2018 年下半年，全球陸上風電平均度電成本（levelized costof energy，LCOE）約為0.052 美元/（kW·h）（折合人民幣0.340 元/（kW·h）），比2010 年下降44 % ；海上風電平均度電成本0 . 115 美元/（kW·h）（折合人民幣0.759 元/（kW·h）），比2010 年下降32%；全球光伏發電平均度電成本為0 . 06 美元/（ k W · h） （ 折合人民幣0 . 396元/（kW·h）），比2010 年下降80%。

 

　　引入競爭機制有效促進了新能源發電價格的下降。目前全球至少已有100 個國家采用競價方式確定上網電價，2018 年光伏發電和風電競價項目裝機容量分別為3 200 萬kW 和1 500 萬kW。2019 年6 月，全球光伏發電項目中標電價創歷史新低，巴西202 MW Milagres 項目電價為1.6975 美分/（kW·h），折合人民幣0.12 元/（kW·h）。

 

　　1.1.2 中國新能源成本變化情況

 

　　隨著光伏發電的技術進步和產業升級，以及市場更趨成熟，中國光伏發電成本持續下降，如圖2 所示。

 

 

　　2018 年中國光伏組件平均為1.8 元/W，光伏電站造價約為4.2 元/W，相較10 年前下降了90%。相較集中式光伏電站，雖然分布式光伏發電組件和逆變器的單位容量成本更高，但是由于前期立項、土地費用等非技術成本較低，總體造價反而略低于集中式光伏電站。

 

 

　　隨著中國風電全產業鏈逐步實現國產化，風電機組設計和制造技術的不斷改進，發電效率持續提升，風電場造價和度電成本總體呈現逐年下降趨勢，如圖3 所示。

 

　　近年來中國東中部地區新增風電規模占比上升，抬高了土地和建設成本，但得益于風電機組價格的繼續下降，2018 年陸上風電造價約為7500 元/kW，同比下降6%，度電成本為0.38 元/（kW·h），略高于全球平均度電成本。相較大型風電場，分散式風電單機容量相對小、機組單位容量價格高，前期和配套費用沒有明顯下降，使得分散式風電單位容量造價要比大型風電場高10% 以上。近年來，海上風電機組設計、運輸和安裝的創新以及集群規模化的建設，推動海上風電造價快速下降。與陸上風電相比，海上風電具有平均風速大、利用小時數高、市場消納空間大、適合大規模開發等優點。目前中國在建海上風電項目單位容量造價14000——19000 元/kW，約為陸上風電的2 倍。

 

　　近期國內第一個海上風電競價項目（奉賢海上風電項目）有關數據顯示，單位容量投資15700——17000 元/kW， 申報電價0.65——0.76 元/（ kW·h） ， 明顯低于國家給定的指導價0.8 元/（kW·h）。非技術成本已成為影響光伏發電和陸上風電度電成本的重要因素，光伏發電、陸上風電和海上風電初投資中非技術成本占比分別為18%、9% 和2%。新能源發電成本包括風電機組/光伏組件、電力線路、涉網裝置、設備運維等技術成本，以及前期立項、土地使用費、融資成本、補貼拖欠、棄風棄光等非技術成本。立項成本為0.2——0.9 元/W，補貼拖欠通常在3 年以上，民企長期貸款利率通常在10%——12%，2018 年全國新能源平均棄電比例約為5%。

 

　　2019 年初以來，作者對多家行業協會、研究機構、權威人士和項目業主開展訪談調研，結果表明，未來一段時期光伏發電和海上風電的建設成本仍有一定下降空間， 陸上風電下降空間不大，預計2020 年中國光伏電站、陸上風電和海上風電的單位容量造價分別為3800、6900 和14000 元/kW，2025 年有望降到2500、6000 和12000 元/ kW，不同地區光伏發電和陸上風電造價分別如表1 和表2 所示。

 

　　（ 1 ） 分布式光伏發電度電成本。根據2018 年各省分布式光伏項目平均利用小時數，按照自用電量占比80%、結算價格為銷售目錄電價85 折進行測算，2020 年分布式光伏度電成本基本在0.38——0.60 元/（kW·h）之間，大部分省份（區域）可實現用戶側平價上網（除重慶、山西、貴州等少數省份外），如圖4 所示。

 

 

 

 

　　圖4 中，終端等效電價為分布式光伏的平均收益，綠柱表示平價地區。

 

　　（2）光伏電站度電成本。在考慮目前燃煤脫硫標桿電價水平不變、未來部分省份（區域）棄光好轉、光伏發電利用小時數有所提高等邊界條件下，對2025 年各省（區域）光伏電站度電成本進行測算，基本在0.23——0.40 元/（kW·h）之間，絕大部分省份（ 區域） 可實現發電側平價上網（除重慶和貴州之外），如圖5所示。

 

　　（3）陸上風電度電成本。在考慮目前燃煤脫硫標桿電價水平不變、未來部分省份（區域）棄風好轉、風電利用小時數有所提高等邊界條件下，對2025 年各省陸上風電度電成本進行測算，基本在0.24——0.40 元/（kW·h）之間，大部分省份（區域）陸上風電可實現發電側平價上網（除重慶、天津、山西等省份（區域）之外），如圖6所示。另外，根據測算，2025 年江蘇、廣東的海上風電接近平價上網。

 

 

　　1.3 平價上網不代表平價利用

 

　　新能源發電總體上即將進入平價上網時代，自身度電成本低于燃煤標桿電價，但從終端用戶來說，平價上網的新能源傳導至用戶需額外增加其他利用成本，平價上網不等于平價利用。換言之，平價利用不但包含自身發電成本，還需要考量帶來的利用成本，包括接入送出產生的輸配電成本，以及為保障系統安全增加的系統成本（又包括平衡成本和容量成本）。

 

　　根據IEA 研究，隨著風電等波動性電源在電力系統中所占比例的提高，尤其是超過一定比例以后，額外增加的利用成本將呈現明顯上升。裝機容量占比在5%——30% 之間，平均輸配電成本為15美元/（MW·h），折合人民幣0.1 元/（kW·h）；裝機容量占比在10%——20% 之間，平衡成本和容量充裕性成本分別為1——7 美元/（MW·h）和4——5 美元/（MW·h），折合人民幣0.036——0.085元/（kW·h）。

 

　　根據IEA 研究提出的系統成本， 取折中值0.061元/（kW·h）、東部省份不考慮輸電成本進行分析，比對各省光伏發電、陸上風電度電成本與燃煤標桿電價之差，2025 年，廣東、福建、遼寧等少數省份可以實現平價利用，如圖7 所示。但是，考慮到中國為大陸季風性氣候、風電保證出力相比歐美要低、新能源發電預測精度尚有差距、煤電比重高等因素，中國新能源并網帶來的系統成本要比歐美更高，達到平價利用的省份實際上還要少一些。

 

 

 

　　“十四五”期間風電和光伏將進入平價上網時代，不再依賴補貼支持，中國新能源發電裝機規模將繼續快速擴大，基于電力系統整體的安全性和經濟性考量，新能源發展應遵循如下原則：

 

　　（1）以保障系統安全為前提。深化高比例新能源接入對電力系統運行影響的機理認識，通過技術和管理手段，多措并舉，保障電力系統安全。（2）將就地、就近利用作為重點。優先在用電負荷附近開發新能源，減少遠距離輸送消納。（3）充分發揮市場配置資源的作用。統籌中長期和現貨市場、省間和省內市場，通過市場手段促進新能源發展與消納。（4）友好接入，與其他電源相協調。提升新能源并網友好性，統籌規劃抽蓄、火電機組靈活性改造、需求側響應、電化學儲能等靈活性資源，確保電網調節能力與系統備用充足。（5）持續健全年度預警機制。加強新能源項目新增規模管理，深化年度投資預警和監管制度。（6）多能互補、多網協同。電源側發揮風光水的出力互補作用，負荷側高效運用電熱冷氣的協同特性。綜合分析國家能源轉型要求、清潔能源消納目標以及新能源成本快速下降等因素，預計“十四五”期間，全國年度新增光伏裝機容量有望超過4000 萬k W， 年度新增風電裝機有望達到2500 萬kW，到2025 年，全國新能源總裝機規模在7.5 億——8.0 億kW，占全國電源總裝機的26%——28%，發電量占比約為12%。2025 年全國電源裝機結構如圖8 所示。

 

 

　　根據“十四五”期間不同地區風電、光伏的度電成本，以及考慮到2020 年之后西北部地區電力消納得到較大緩解，初步判斷：（1）東中部地區集中式新能源的裝機規模將持續增大，主要是東南部地區陸上風電和東部海上風電。（2）光伏發電項目仍會延續集中式和分布式光伏相結合的開發方式，隨著領跑者基地、部分外送通道配套電源、部分存量電站和平價示范項目的陸續投產，集中式光伏電站有可能出現新一輪發展熱潮。（3）陸上風電向“三北”地區和東南部地區發展，分散式風電實現較快增長。“三北”地區消納條件的進一步改善將吸引陸上風電開發建設，制約分散式風電發展的裝備技術、成本和管理機制等問題有望逐步解決，推動分散式風電發展。（4）海上風電發展將進一步提速，主要在東南沿海地區。根據江蘇、廣東、浙江、福建、上海等國家或地方政府已批復的海上風電發展規劃進行測算，預計到2025 年中國海上風電累計裝機容量將達到3 000 萬kW 左右，80% 的裝機集中在江蘇、廣東、福建等省份，江蘇、廣東有望建成千萬千瓦級海上風電基地。

 

　　3 新能源科學發展需要關注的問題及建議

 

　　“十四五”期間新能源仍將保持快速發展，無論是集中式開發還是分布式開發，對電力系統安全運行的挑戰應受到更廣泛的關注，并要解決好新能源發電項目規模管控和新能源電力消納保障機制落實兩方面問題。

 

　　3.1 高比例新能源并網帶來的電力系統安全問題

 

　　隨著新能源的快速發展， 大量替代常規機組，導致系統抗擾動能力降低，電網調節能力不足，給電網安全運行帶來挑戰。同時也需要重點關注的是，隨著電力電子設備大量接入電網，電力系統電力電子化特征日益顯著，易大規模脫網引發連鎖故障，且帶來新的系統穩定問題，給電網運行機理帶來深刻變化。近年來國內外發生的一些電網事故與此相關。

 

　　新能源發電包含大量電力電子設備， 其頻率、電壓耐受標準偏低。當系統發生事故， 頻率、電壓發生較大變化時，譬如大型機組故障、大容量線路跳閘、直流換相失敗或閉鎖等，新能源機組容易大規模脫網，引發連鎖故障。該問題隨著新能源規模的快速增長而日益突出。

 

　　2011 年，國家電網公司經營區域內發生8 起風電大規模脫網事故，脫網風機5447 臺次。最大損失風電出力153.5 萬kW，造成電網頻率降至49.76 Hz，嚴重影響電網安全穩定運行。事故起因是電纜頭故障導致系統電壓跌落，但是由于風電缺乏低/高電壓穿越能力，在系統電壓變化時大規模脫網，引發連鎖問題。

 

　　2016 年9 月28 日，澳大利亞南澳州全州大停電，是自1998 年以來斷網時間最長、影響面積最大的一次。該起事故的主要原因是新能源異常響應能力弱，系統電壓異常導致大規模脫網，引發洲際聯絡線路跳閘。2019 年8 月9 日，英格蘭和威爾士發生停電事故，是10 多年來影響最大的停電事故。該起事故的主要原因是新能源在系統發生擾動時大規模脫網，使得含高比例新能源的電網出現嚴重功率缺額。針對該問題，提出如下建議：（1）盡快完善新能源并網標準， 提高新能源機組涉網性能要求，挖掘新能源場站自身動態有功、無功調節能力，要求新能源參與系統調頻、調壓，防范新能源大規模脫網引發連鎖故障。（2）在新能源高比例接入與極端天氣頻發的背景下，氣象條件對電網安全運行的影響越來越大，電網企業需要加強災害氣象預警水平，結合電網運行特性，強化風險分析與預防。

 

　　電力電子裝置的快速響應特性，在傳統同步電網以工頻為基礎的穩定問題之外，出現了寬頻帶（5——300 Hz）振蕩的新穩定問題。新能源機組產生的次同步諧波易引發次同步振蕩，危及火電機組及主網安全。目前已在新疆、甘肅、寧夏、河北等風電富集地區發生多次風電機組引發的次同步振蕩現象。2015 年7 月1 日，新疆哈密地區風電機組產生次同步諧波，經5 級變壓，傳遞到300 km 外的火電機群，引發花園電廠3 臺66 萬kW 機組扭振保護動作，機組相繼跳閘，電廠全停。針對該問題，提出如下建議：各方高度重視新能源次同步振蕩等新型穩定問題，加強新能源次同步諧波管理，深化機理研究，出臺相關規定。

 

 

　　實施可再生能源電力消納保障機制，能夠激發市場主體購買可再生能源的積極性，也有助于打破省間壁壘，促進可再生能源消納。在3 次公開征求意見的基礎上，2019 年5 月15 日，國家發改委、國家能源局印發《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》（ 簡稱“ 通知” ） ， 提出建立可再生能源電力消納保障機制，2019 年模擬運行，2020 年全面進行監測評價和正式考核。本文對政策實施可能面臨的問題進行了研究。

 

　　國家能源主管部門對各省消納責任權重設定是否合理，會直接影響對各省消納責任權重完成的考核。跨省區輸電通道可再生能源輸送占比確定、可再生能源年度新增裝機及發電量預測、全社會用電量預測等是制定各省消納責任權重的重要邊界條件，也是決定各省能否完成權重的重要因素。尤其是特高壓通道新能源電量占比、水電利用小時數等關鍵指標。針對該問題，建議對于省間交易可再生能源占比等影響各省消納責任完成的重要指標，根據模擬運行情況，在每年消納責任權重下達前，各方充分溝通，力求各省的責任權重相對合理。

 

　　3.2.2 跨省區電力市場易受干預

 

　　地方政府對電力市場干預的意愿可能增大，增加電力交易組織和執行的復雜度。各省級政府承擔本區域消納責任權重的落實責任，可能對可再生能源省內和省間電力交易優先級、電力交易中可再生能源占比、超額消納量省間和省內交易優先級等提出要求，增加電力交易組織和執行的復雜度。如送端省可能會優先保證可再生能源發電用于完成本地消納責任權重，限制可再生能源外送規模；受端省可能會對受入電量中可再生能源占比提出更高要求。針對該問題，建議在省政府組織下，由電網企業超前測算各省預期完成責任權重情況，做好省間統籌協調，制定消納保障機制實施方案。

 

　　3.2.3 部分地區可能超規模發展新能源

 

　　消納責任權重主要反映新能源利用水平，而非棄電控制水平。地方政府可能會鼓勵新能源超規模發展，出現“多發多棄”情況，加大新能源棄電壓力。消納保障機制實施后，部分省份迫于完成消納責任權重的壓力，可能會通過新增新能源裝機達到消納責任權重，在消納條件不落實情況下，將增加新能源棄電調控壓力。針對該問題，建議國家繼續執行風光投資監測預警、新能源年度規模管理等機制，統籌平價上網、競爭性配置、扶貧等各類新能源項目規模，在落實電力送出和消納、棄風棄光持續改善的前提下有序并網，確保完成新能源棄電總體不超過5% 的控制目標。

 

　　3.2.4 政策落實對解決補貼缺口的作用

 

　　可再生能源電量保障機制帶有一定的指令性，實施后，消納責任主體在電力市場上購買可再生能源的積極性將提高，有助于解決補貼資金缺口。新能源的快速發展使得補貼資金缺口逐年增大。根據相關數據，納入前7 批補貼目錄的新能源項目年度補貼需求超過1500億元以上，且還有更大裝機規模的項目尚未納入補貼目錄，而2019 年可再生能源附加征收金額預計僅有830億元左右。到2018年底， 補貼資金缺口已超過1400 億元。《通知》明確消納量核算除了實際消納的可再生能源電量之外，還可以購買其他市場主體的超額消納量和自愿認購綠證對應的可再生能源電量。針對該問題，建議注重發揮消納責任權重和綠證在解決補貼資金缺口方面的作用，進一步優化可再生能源補貼發放機制。

 

　　3.3 新能源平價上網帶來的規模調控問題

 

　　預計2025 年中國新能源總裝機規模超過7.5 億kW，難以再通過補貼資金總量調控年度發展規模。如果規劃約束性不強、年度調控總規模不到位，很有可能再現“十二五”期間的嚴重棄風棄光問題，不利于新能源可持續健康發展。在新能源規模化發展初期（2011—2015 年），由于對新能源總量規模缺少有效管理，致使部分地區新能源新增規模遠超預期，比如在新疆、甘肅、內蒙古等地區，新能源每年新增規模居高不下，導致新能源利用小時數持續降低。自2016 年起，政府開始調整完善新能源項目管理政策，建立風電、光伏投資監測預警機制，出臺“5·18”“5·31”風電、光伏發電項目開發管理新政，要求享受補貼的風電、光伏發電項目均納入規模管理，通過競爭方式配置項目，取得了一定效果。針對該問題，提出如下建議：（1）借鑒以往經驗教訓，堅持政府宏觀調控與市場配置資源相結合的原則， 進一步加強新能源項目的規模管理， 出臺無補貼新能源項目納入規劃管理的辦法，深化年度投資預警和監管制度。（2）以電力系統經濟接納能力為依據，綜合考慮電源、電網、負荷、市場建設等因素，合理確定新能源開發規模、布局及時序，并及時滾動修正。

 

　　3.3.2 新能源利用率問題

 

　　將棄風棄光控制在合理指標內有利于提高電力系統運行的整體經濟性， 如果追求100% 消納，將顯著抬高系統成本，限制電力系統可承載的新能源規模，反而會制約新能源發展。新能源發展規模比較大的國家均存在不同程度的主動或被動棄風/棄光現象。針對該問題，建議研究確定合理的新能源利用率評估方法以及棄電率統計原則，一是基于全社會電力供應總成本最低為原則，確定不同省份或區域電網在不同水平年的合理新能源利用率；二是新能源主動參與系統調節應視為合理“ 棄電”，不應計入棄電統計。

 

　　3.4 高滲透率分布式電源帶來的運行管理問題

 

　　分布式電源具有數量多、規模小、分布廣等特點，高滲透率接入給電網安全運行管理帶來一定困擾，需要及時解決早期制定的標準偏低導致容易脫網、可觀可測比例低導致調峰難度加大、影響配電網供電可靠性和電能質量等問題。

 

　　3.4.1 標準偏低導致系統擾動時易脫網

 

　　隨著分布式電源快速發展，早期制定的技術標準要求相對偏低，難以適應局部地區高比例接入形勢，而且一些項目也未嚴格執行相關要求。2019 年7 月，華東能源監管部門印發通知，指出當前華東網內有近1200 萬kW 分布式光伏執行的涉網頻率技術標準偏低，在華東電網發生因大容量直流閉鎖造成的主網頻率大幅度波動情況下，有可能引發分布式光伏大規模脫網，進一步加劇電網運行風險，因此，要求集中開展分布式光伏涉網頻率專項核查整改工作，提高低電壓接入的分布式光伏涉網頻率要求。2018 年以來，歐盟、德國等分布式電源發展規模較大的地區或國家也對原有分布式電源并網技術標準進行了修訂，強化了低/高電壓穿越、頻率異常響應等方面要求，如表3 所示。針對該問題，建議適時修訂分布式電源并網標準，提高分布式電源的系統異常響應、無功支撐等要求，并按照標準要求，嚴格設備入網檢測及現場驗收，加強核查整改，適應高滲透率分布式電源接入形勢。

 

　　3.4.2 可觀可測比例低，加大調峰難度

 

　　分布式新能源出力存在不確定性，低電壓分布式電源信息接入率低，大規模發展后影響負荷曲線預測精度，要求電網預留更多備用容量，加大電網運行方式安排難度。同時大規模分布式新能源和集中式新能源電站疊加，導致局部地區白天負荷低谷時段調峰難度加大。針對該問題， 建議在滿足信息安全的基礎上，加強中低壓分布式電源信息監測，規范信息接入路徑及方式，提高分布式電源信息接入率，實現分布式電源可觀可測、部分可控，推廣應用分布式電源“群控群調”。

 

　　3.4.3 影響供電可靠性和電能質量

 

　　大量分布式電源接入配電網，導致下網潮流變輕，甚至倒送，使系統電壓升高，甚至越限，線路變壓器可能出現反向過載，節假日期間尤為突出，影響供電可靠性和電能質量，也可能導致分布式電源在過電壓時脫網。針對該問題， 建議根據已發布的行業標準DL/T 2041—2019《分布式電源接入電網承載力評估導則》，開展各地分布式電源承載力計算，建立以承載力為依據的分布式電源規模布局管控機制，引導分布式電源均衡有序發展。

 

　　4 結語

 

　　分析表明，“十四五”初期光伏發電和陸上風電將實現平價上網，但平價上網不等于平價利用， 應關注新能源引起的輸配電成本和系統成本。經測算，考慮系統成本之后部分省份可以實現平價利用。近中期中國新能源仍將保持快速發展，2025 年年底裝機容量為7.5 億——8.0 億kW，隨著新能源發電對電力系統的影響日益增大，需要重點關注高比例新能源并網帶來的電力系統安全、新能源電力消納保障機制的政策落實、新能源平價上網帶來的規模管控、高滲透率分布式電源帶來的運行管理等問題，應從機理研究、標準強化、政策落實、規模管控、管理優化等各個方面著手，推動高比例新能源融入電力系統，并實現安全可靠經濟發展。參考文獻：（略）