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中国光伏产业长远发展的主要障碍

放大字体  缩小字体 发布日期:2020-03-10   浏览次数:502  分享到: 分享到腾讯微博
 
到2019年底,中国光伏累计装机达到205GW,占到全国电力装机的10.2%,发电量达到2240亿千瓦时,占全国总发电量的3.1%。尽管取得的成就卓越,但产业长远发展仍存障碍。
 
国际能源署,国际可再生能源署,美国风能/太阳能行业协会,欧盟委员会等国际研究机构研究报告的结论都不约而同地指出:未来世界的能源和电力结构是高比例可再生能源,甚至是100%可再生能源结构。高比例可再生能源结构中,光伏的占比是最高的,普遍认为光伏装机将超过全球总装机的50%。
 
我国光伏发电新增装机自2013年开始,连续7年全球第一,累计装机规模自2015年开始,连续5年位居世界首位,2019年当年装机30.1GW,占全球装机的四分之一;到2019年底,中国光伏累计装机达到205GW,占到全国电力装机的10.2%,发电量达到2240亿千瓦时,占全国总发电量的3.1%,在我国能源转型的道路上迈出了坚实的一步。
 
就中国而言,迫于能源供给和温室气体减排的压力,能源转型势在必行。如何推动中国能源和电力转型是中国电力改革最终要解决的问题。其中:
 
1、国家目标
 
2020年中国非化石能源占一次能源消费比重达到15%,2030年达到20%;到2030年,中国将于2030年左右,使二氧化碳排放达到峰值,并争取尽早实现。
 
2、发展路线图
 
国家可再生能源中心依据国家能源转型要求,2018年发布了研究报告“中国可再生能源展望2018”,提出:到2050年,中国可再生能源在一次能源消费中的占比达到60%以上,在电力消费的比重达到90%;电力在一次能源消费中的比例从现在的不到30%提高到60%以上。
 
报告中提出的保守目标为:
 
光伏装机需要从现在的9.2%上升到2050年的38.3%,发电量从现在的2.5%上升到19.3%。光伏装机到2050年将超过20亿千瓦,即2021-2050平均每年光伏装机6000万千瓦。
 
3、中国光伏的发展有成本优势
 
光伏发电2021年在中国西部一类资源区可以做到0.25元/kWh以下,东部三类资源区可以做到0.35元/kWh以下,与常规火电相比较,具有很强的竞争优势;
 
未来10年之内,一类资源区光伏成本将降到0.1元/kWh,三类资源区降到0.2元/kWh,2030年之后光伏将成为世界上最便宜的电力。
 
4、不稳定出力的两种解决方案
 
然而,光伏也具有不连续、不稳定的特点,可以用集中式光伏电站方式、分布式光伏两种解决方案。
 
1)集中式光伏电站
 
凡接入10kV及以上公共电网,所发电量全部卖给电网的均属于集中式光伏电站。当电网接入高比例集中式光伏电站时,要求电网具有很强的调节能力,用于应对光伏的波动性和间歇性。
 
当前存在的问题有:
 
中国具有世界上最强大的电网,电网架构远远优于北欧和美国,但是却没有利用好,未能实现像美国和北欧那样顺畅的功率传输;
 
火电的灵活性改造进展缓慢,现有机组调节性能差,最低负荷能力仅能达到50%;个别省区新能源装机比例高,调节能力不足。
 
对于火电机组由基荷电力向调节电力的转变,还缺乏相应的电价体系和鼓励机制;
 
国内对于互补电源结构还没有统一规划和部署;
 
电网侧储能和光伏电站站内储能目前仅有零星示范。
 
2)分布式光伏
 
分布式发电系统是在负荷侧安装的发电系统。从2021年开始,对于全国所有用电户,用光伏的电都要比用电网的电便宜,分布式光伏的规模化发展具有显而易见的商业驱动力。
 
与分布式光伏相结合的分布式储能市场潜力巨大。一方面是因为分布式光伏的成本大大低于电网的零售电价,价差足以支持安装储能。另一方面,安装储能之后,分布式光伏系统不但具备了很强的调节能力,可以实现100%渗透率,而且通过与电网互动,削峰填谷,还能够实现收益最大化。
 
目前的问题是:
 
国家尚未对分布式光伏项目的建设规模全面放开,也还没有像日本“净零能耗建筑”和德国“智能家居”那样类似的政府计划;
 
配电网经营权尚未开放,电力交易市场和实时电价体系尚未建立,不利于光伏微电网项目的开展,也不利于分布式储能市场的启动。
 
总之,分布式光伏的规模化发展不存在技术障碍,更多的是管理和利益平衡的问题。

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