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电氢能源体系如何使可再生能源迎来巨大发展空间,我国可再生能源消纳取得阶段性进展_能谱网

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可再生能源即将成为我国第二大电源,发展的核心已由开发侧转移至系统侧,新能源电源发展布局与系统消纳能力密切相关。24日,国家能源局发布的《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》明确,2018年度风电建设管理将消纳工作作为首要条件。

原标题:电氢能源体系如何使可再生能源迎来巨大发展空间?

其实,早在2017年政府工作报告就把解决弃风、弃光、弃水问题列为重点任务,国家发改委、国家能源局于2017年11月联合印发的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》又明确通过实行可再生能源电力配额制、落实可再生能源优先发电制度、推进可再生能源电力参与市场化交易等措施,确保弃水弃风弃光电量和限电比例逐年下降,到2020年,在全国范围内有效解决“三弃”问题。

作者:陈大英

由于措施得力,截止目前,“三弃”问题的解决取得了阶段性进展,可再生能源电力消纳能力显着提升。5月22日,国家能源局发布的《关于2017年度全国可再生能源电力发展监测评价的通报》显示,2017年,包含水电在内,全部可再生能源电力消纳量为16686亿千瓦时,同比增加10.8%,占全社会用电量的比重为26.5%,同比上升1.1个百分点。

国家电力投资集团有限公司党组书记、董事长钱智民日前在“2019全球能源转型高层论坛”上表示,随着储能、氢能技术的发展,光伏和风电的造价的大幅度下降,新能源发电不稳定的问题有望得到解决,可再生能源将会迎来巨大发展空间。

强制消纳+市场交易弃风量和弃风率“双降”

国发能研院、绿能智库认为,氢能作为战略新兴能源之一,长期得到关注和研究。近年以风、光为代表的可再生能源发展迅猛,氢能成为可有效突破可再生能源装机规模瓶颈的手段之一,这使氢能在我国的战略意义被重新定义和认知。

公开数据显示,2017年全国弃风电量合计约422亿千瓦时,同比降低75亿千瓦时。全国平均弃风率约12.3%,同比下降5.2个百分点。这是三年内弃风电量和弃风率第一次实现“双降”。

潜力巨大的可再生能源开发受到消纳制约

东北、华北、西北地区弃风电量占全国弃风电量的98.4%。国发能研院、绿能智库梳理发现,2017年受风电投资监测预警机制约束,风电企业和资本对三北地区风电投资建设减少,使得这些地区建设增速明显放缓。另一方面,国家出台一系列促进风电消纳的政策,增加多条外送通道保障可再生能源发电优先上网,12条特高压线路输送可再生能源电量1900亿千瓦时,有效缓解了弃风状况。

我国风、光等可再生能源储量丰富,据中国气象局风能太阳能资源中心发布的《2018年中国风能太阳能资源年景公报》显示,2018年,全国陆面70m高度年平均风功率密度约为237.1W/m2,超过150W/m2的区域面积合计达613.7万km2。其中内蒙古、西藏、东三省、青海、宁夏、新疆、甘肃等地区风能资源排名靠前。

虽然在政府引导等非常规手段的推动下,2017年度弃风率有所下降,但距离《清洁能源消纳行动计划征求意见稿》中明确的,2018年弃风率低于12%,2019年弃风率力争8%左右,2020年弃风率5%左右的目标,还有很大差距。

图1 2018年全国年平均风功率密度和平均风速分布

国发能研院、绿能智库认为:在风电产业即将步入平价上网之际,《通知》将解决弃风限电,消除非技术成本作为项目竞争的前提条件,要求所参与竞争的项目必须具备接网和消纳条件,确保项目建成后达到最低保障收购年利用小时数,再次表明了主管部门解决弃风难题的决心。

全国陆地表面平均年水平面总辐照量约为1486.5kwh/㎡,其中甘肃西部、内蒙古西部、青海西部、西藏中西部年水平面总辐射量超过1750KWh/㎡。

其实,经过近20年的发展,风电产业已经逐渐显现出从替代能源,向主流能源发展的态势。2017年,全国风电发电量3057亿千瓦时,占到非化石电源发电量的15.7%。而在新的发展态势下,尽快解决消纳问题,实现平价上网,才能开创风电的未来。

图2 2018年全国太阳能水平面总辐照量分布

市场需求+外送促进水电消纳

经测算,我国陆地70米高度平均风功率密度达到200瓦/平方米及以上等级的风能资源技术可开发量为50亿千瓦;而西部20万km2的闲置土地若用来建设光伏电站,装机潜力可达100亿千瓦以上。

2017年,全国弃水电量515亿千瓦时,西南弃水率呈现下降趋势,尤其是在《关于促进西南地区水电消纳的通知》和《解决弃水弃风弃光问题实施方案》印发后,弃水状况得到明显改善,四川、云南两省弃水电量分别同比下降7.9%、15.2%,但仍占到全国弃水电量的83.3%,水电消纳问题未根本解决。

截止2019年9月底,我国完成水电装机3.55亿千瓦、风电装机1.98亿千瓦、光伏发电装机1.90亿千瓦。风电和光伏发电装机规模仍远低于其开发潜力。然而,风电和光伏发电所具有的间歇性和波动性以及区域能源发展不平衡和不充分,导致富集在西部地区的可再生能源受到消纳问题的制约。据统计,2017年和2018年弃水、弃风和弃光电量分别为1007亿千瓦时和1022.9亿千万时。2019年可再生能源消纳问题持续好转,前三季度弃水、弃风和弃光电量合计约399亿千瓦时,但资源丰富地区消纳问题依然突出,并成为制约风、光等可再生能源规模化发展的重要因素。

实际上,四川和云南两省的水电不具备完全消纳能力,特高压输电对弃水情况的缓解发挥了重要作用。以配合四川水电外送为例,2014年-2017年,特高压输电线路连续四年在汛期保持满功率运行,年输送电量超过1000亿千瓦时,约占四川水电发电量的40%。

图3 2019年1-9月全国部分省份光伏发电累计装机和弃光率

但是,在各地已有本地电力供应渠道的情况下,外来特高压输电距离长,过网费偏高,早就没有了搏击市场的价格优势。西部地区的火、风、光电也在考虑外送到东北、华北、华东地区,留给川滇水电的外送空间有限。

图4 2019年1-9月全国部分省份风电累计装机和弃风率

与此同时,四川、云南两省主要流域大型水电站跨省消纳涉及地域范围广、市场主体多,单纯依靠地方政府、发电企业和电网企业很难协调多方利益主体,亟需国家主导,统筹研究并协调落实雅砻江中游水电、金沙江上游水电等流域大型水电群消纳方向和电网建设方案,并在全国电力规划中加以明确。

通过建设特高压输电线路,可远距离实现以电力为载体的能源区域间转移调配,促进西部可再生能源的消纳。据国家能源局统计,2018年特高压线路输送电量3982.7亿千瓦时,可再生能源占比达52.3%,但去除水电,风、光等可再生能源电量占比尚不足20%,仅415亿千瓦时。

重心转移+电改助力光伏消纳

根据公开的目前在建或规划中特高压输电工程配套风、光可再生能源发电项目情况,配合锡盟送山东交流、锡泰直流、昭沂直流、鲁固直流、青海送河南直流、陕北送湖北直流、张北送雄安交流等工程,各地规划建设风电和光伏发电项目合计约2400万千瓦,不足当前全部装机的6%。据了解,远距离特高压输电工程建设周期较长,从开工到投运一般需要近2年时间;所需投资较大,青海送河南特高压直流工程总投资达到226亿元。从国家发改委公示的信息看,不含线损,远距离输电价格在7分/千瓦时左右。

在政策措施的大力支持下,2017年全国弃光情况也有所好转。国家能源局统计数据显示,2017年全国弃光电量73亿千瓦时,弃光率为6.0%,同比下降4.3个百分点。弃光主要集中在新疆和甘肃两省。其中,新疆弃光电量28.2亿千瓦时,弃光率22%,同比下降9.3个百分点;甘肃弃光电量18.5亿千瓦时,弃光率20%,同比下降9.8个百分点。

表1 部分特高压输电工程输电价格和线损率

国发能研院、绿能智库分析发现,我国整体的弃光率之所以会进一步降低,主要有四方面原因:电力需求的增长、新建规模的区域转移、特高压输电线路的助力及电改的作用。其中,电改对光伏消纳所起到的作用越来越突出。相关机构统计数据显示,通过电改,2017年,中国八大电力现货市场的风电和光伏电力交易总量为5.7亿千瓦时,其中80%发生在甘肃和新疆。

中远期来说,从时效性、经济性和通道容量各因素考量,通过建设特高压输电工程并不能完全满足我国高份额的可再生能源电力规模化发展。

目前,在光伏发电装机超预期增长背景下,控制“弃光”严重地区的光伏开发节奏已成共识。但是减少“弃光“严重地区的光伏电站建设,将开发重心向中东南部地区转移,要建立在电网安全可靠的前提下。同时,将新能源开发与增量配网紧密联系,通过开发清洁能源微电网示范项目,促进新能源就地消纳也是一种思路。

国发能研院、绿能智库认为,我国风电、光伏发电等可再生能源储量丰富,但开发规模将会持续受制于现有条件和技术手段。

《中国电力发展报告2017》预计,采取综合措施后,未来三年,三北地区系统光伏消纳能力约1.3亿千瓦,其他地区系统光伏消纳能力约1.9亿千瓦。

应对气候变化要求我国持续大规模开发可再生能源

伴随着光伏发电装机超预期增长,光伏财政补贴的缺口越来越大,国发能研院、绿能智库预计,未来三年结合财政补贴承受能力,加大光伏电站标杆电价调整力度。同时,加强宏观调控,控制光伏电站开发强度,新增规模向光伏扶贫等方面倾斜。

根据既定的能源战略,未来我国将构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系,显著特征之一是大幅提高可再生能源在一次能源消耗中的占比。

值得注意的是,市场需求不足才是川滇水电弃水电量高的主要原因。为此,国发能研院、绿能智库建议:创新市场交易机制,在当前跨省区交易基础上,根据国家能源发展战略和水电发电特性,在跨省区市场中设立水电交易品种,建立中长期交易和现货市场相结合的市场化消纳机制。

为应对全球气候变化,履行《巴黎协议》中碳减排目标,据国家可再生能源中心测算,我国既定能源政策仍需降低化石能源使用占比来达成气候变化低于2℃的目标。

图5 低于2℃情景和既定政策情景的CO2排放量比较

根据《中国可再生能源展望2018》的预测,2020-2030年间,中国将迎来光伏与风电大规模建设高峰。其中,新增光伏装机容量约80-160GW/年,新增风电装机约70-140GW/年。到2050年,从我国一次能源需求来看,非化石能源的总体比例将达到70%,风能和太阳能成为我国能源系统的绝对主力,在可再生能源中的占比将分别达到44%和27%。

得益于未来产业经济结构调整,能效水平的大幅提升和工业与交通领域的电气化提升,2050年的我国终端能源需求总量得到控制,化石能源消费大幅缩减,电力消费显著上升,氢能在终端能源消费中显著增加。

图6 低于2℃情景下终端能源消费

氢电结合是构建现代能源体系的重要途径

目前,我国能源发展逐步从总量扩张向提质增效转变,能源效率、能源结构、能源安全已成为影响我国能源高质量发展的三大关键所在。国发能研院、绿能智库认为,相比其他转型方式,氢能与电能结合将成为构建现代能源体系的重要途径。

电能是多种能源间灵活高效转化的关键媒介,能量转换效率通常在90%以上。电气化水平的提升,有利于提升能源利用效率、降低化石能源在终端能耗中的占比,并缓解我国能源资源与负荷中心逆向分布的问题。

国发能研院、绿能智库研究发现,氢能与电能同属二次能源,更容易耦合电能、热能、燃料等多种能源并与电能一起建立互联互通的现代能源网络。更为重要的是,氢能可实现不连续生产和大规模储存,这将显著增加电力网络的灵活性,支撑更高份额的可再生能源电力的发展。

图7 氢能和电能结合共同构建现代能源体系

据国网能源研究院预测,随着工业、建筑、交通等各部门的电气化、自动化、智能化发展,清洁电力供应的优势将逐步显现,电能在终端用能结构中占比持续提升,2050年电力在我国终端能源消费的比重将增长至47%,超出全球平均水平。

国发能研院、绿能智库研究发现,随着可再生能源发电比例持续升高和季节性供热需求的增加,电网的灵活性面临相当大的挑战,需要大规模储能支撑。目前为止,氢能制备及应用是满足规模化、长周期储能需求且经济可行的主要解决方案。更为重要的是,通过为交通和工业领域提供替代燃料,并通过固定式燃料电池提供电能和热能,氢能可有效降低化石能源的使用,继续提升电力在能源系统中的比重。据中国氢能联盟预测,2050年,氢能将在我国能源体系中的占比达到10%。

电氢体系将突破可再生能源发展的限制

现代能源体系中,持续加大终端领域用电比例,将有效促进包括风电和光伏发电在内的可再生能源电力的消纳,支持更多可再生能源的规模化开发,国发能研院、绿能智库认为,通过可再生能源制氢以及氢能与电能的深度耦合,可显著增强电网灵活性,支撑以可再生能源为主的能源结构稳定运行。

同时,可再生能源制氢与氢储运、氢应用技术的不断进步,有望使部分优势地区的可再生能源摆脱电网设施及消纳条件的限制。通过大规模开发风、光等可再生能源电站,以较低的发电成本就地制氢,通过氢能储运网络实现可再生能源高效、低成本的区域输送调配,而丰富的氢能应用场景和电、氢深度耦合体系将有力支持大规模氢气的消纳。

以2018年三峡格尔木500MW领跑者基地项目为例,平均中标电价及测算的就地制氢电价成本对比如下表,本地消纳制氢电价有望降低1/4。考虑到未来风电和光伏发电成本持续下降,该比例有望继续下降。

表2 典型光伏发电项目发电价格测算分析

注:输电价格和线损率分别取7分/KWh和6.5%,光伏电站配套升压及送出工程占投资比重约6%,未考虑就地制氢时光伏电站其它设备的变化。降低比例为就地制氢电价比东部落地电价减少的比例

电氢能源体系如何使可再生能源迎来巨大发展空间,我国可再生能源消纳取得阶段性进展_能谱网。国发能研院、绿能智库认为,届时,氢能有望成为我国重要的出口能源重构世界能源格局。这为突破可再生能源发展瓶颈提供了新的思路和空间。

水电方面,西南地区水电资源丰富,但丰水期消纳问题制约了水电资源的开发利用,富余水电与制氢相结合将使水电资源开发拥着广阔的前景。《成都市氢能产业发展规划》数据显示,仅四川省目前丰水期富余水电就可制备氢气约2.53亿吨。

吉林省白城市域内可开发风电和光伏发电潜力达3000万千瓦,截至2019年10月白城市市新能源装机达466万千瓦。随着鲁固直流特高压工程建成投运,白城市新能源利用率大幅提升至97%以上,但受制于吉林省2019-2020年本省消纳平价风电建设规模,白城市新能源开发规模以及外送和消纳又将面临瓶颈。通过将新能源开发与氢能产业发展相结合,白城市选择了可再生能源就地制氢作为主要技术路线,发展氢能全产业链,变电力输出地区为氢能供应与应用地区。通过构建省内氢能走廊、充分利用氢能大棚供热、天然气掺氢和氢能合成甲醇等技术,提高可再生能源开发规模和消纳水平。

在国际可再生能源署发布的《张家口2050能源转型报告》中,2050年张家口实现高份额可再生能源占比的途径被定义为电气化和加强氢能利用。届时风电和光伏发电将分别实现40GW和30GW的装机规模,在氢能场景中,氢能与电能构成的能源体系将支持可再生能源发电占比接近95%。

图8 2050年张家口可再生能源发电预测

国发能研院、绿能智库认为,电氢耦合将成为现代能源体系的重要特征,电氢能源体系将为开发我国丰富的可再生能源提供可靠的载体并培育适合的产业生态,可再生能源有望突破现阶段各种约束,迎来巨大的发展空间。

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