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2014年,中国风电、太阳能发电装机已分别达到9700万千瓦、2500万千瓦,分别居世界第一、第二位。但与此同时,新能源资源富集地区负荷水平不高,总体市场空间有限,消纳面临很大困难。从全国范围来看,新能源电量占用电比重仍不到5%,区域性过剩和发展不平衡矛盾困扰着新能源的持续健康发展。
“十三五”期间,中国水、核、风、太阳能等非化石能源发电仍将快速发展,常规水电新增装机规模或将达到0.6亿千瓦以上,核电约0.3亿千瓦,风电约1.4亿千瓦,太阳能发电1.1亿千瓦。发电量中,非化石能源发电的比重将上升至28%左右,煤电降至63%左右。到2020年,非化石能源利用总量超过7亿吨标准煤,占一次能源消费比重超过15%,其中,转化为电力的非化石能源占84%。由此可见,电力在非化石能源的开发利用中始终居于中心地位。
预计到2030年,非化石能源占一次能源消费比重有望达到25%左右。届时,全国电源总装机将达到30.3亿千瓦,其中,非化石能源装机占比将从目前的32%提高到54%。
未来,我国风电更多地布局在“三北”地区,太阳能以集中与分散相结合。考虑到负荷需求,调峰能力配置以及中东部地区环境治理等因素,风电、太阳能发电及西南大水电必须跨区输送,需要建设全国统一的大市场。
基于以上分析,未来我国将呈现大规模的可再生能源发电“西电东送”“北电南送”的电力流格局。预计2020年我国可再生能源跨区电力输送规模有望达到约2亿千瓦,2030年可再生能源电力流总规模有可能超过6亿千瓦。
新能源大发展需要跨区输送和消纳。未来电力的跨区供应和输送将逐步过渡到以清洁能源为主导,特高压直流主送新能源,提高清洁电力外送比重技术上可行,经济上合理。通过优化电源配比和运行方式安排,新能源电量可达总输送电量的85%以上,输电通道利用水平可达5500小时以上,输电落地电价比受端建设的新电源上网电价低约0.02元/度以上,具有一定的竞争力。从中长期来看,特高压直流或柔性大容量直流100%输送新能源也具备可行性,输电通道利用小时数在5000~5500小时,输电到受端电价仍具有竞争力。
智能电网技术创新取得新进展,应用领域不断扩大。新能源、分布式能源的灵活接入与高效消纳,电动汽车、新型储能的推广应用,互动用电、智能用电的蓬勃发展,是推动智能电网技术普及和商业模式创新的重要引擎。
除此之外,新能源大规模融入电力系统,还需要引入市场手段和政策的优化调整。
总的来说,“十三五”及今后一段时期,中国电力工业面临难得的历史机遇,能源结构调整,大气污染治理,终端用能方式变革,将为电力发展转型注入新的活力。如何提质增效、创新驱动、绿色发展,是永恒的主题。因此,未来电力工业必须以科学规划为引领,做好当前与长远、能源与环境的统筹协调,着力打造电力系统的升级版,更好地服务经济社会的持续健康发展。
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