第1章　绪论

1.1　清洁能源发展现状

1.1.1　世界清洁能源总体消纳情况

进入21世纪，人类正面临着资源和环境的严峻考验，大力发展清洁能源和实现经济社会可持续发展已成为当今世界的主流认识。如今，全球能源仍处于石油时代，其中：中东地区清洁能源的份额非常低，天然气及原油占主导地位；中南美洲由于水电比例较高，清洁能源发展迅速；欧洲由于光伏和生物质资源丰富，清洁能源份额非常高，利用率很高。

21世纪初，全球清洁能源总装机容量约为388GW，其中：风电为193GW，小水电为80GW，生物质和废物能源发电为65GW，太阳能发电为43GW，地热发电为7GW，海洋能发电为0.27GW。至2016年，全球清洁能源（核电+水电+新能源发电）的平均水平为14.6%，我国的清洁能源份额为13.0%，低于世界平均水平，也比美国低14.7%。但我国的清洁能源发展很快，从2012年到2016年，当世界清洁能源发展平均水平增长1.5%时，我国增长了3.7%，而美国仅增长1.2%，我国加快了清洁能源高效利用的脚步。全球典型清洁能源发电量排行如图1-1所示。

截至2017年年底，美国风电装机容量接近90GW，其中大部分是在过去15年安装并网的，美国风力发电占国内发电总量的6.3%，其中爱荷华州占全国风力发电量的37%，高于美国其他州。美国能源部估计，未来30年，美国风电装机容量将从90GW增加到400GW以上。

21世纪初，德国太阳能利用的领导地位继续得到巩固，太阳能发电装机容量达到18GW。此后，德国对清洁能源的投资也集中在小型屋顶太阳能项目上，其中88%的投资涉及太阳能技术，83%的投资用于小规模太阳能项目。

截至2016年年底，全球水电、风电和光伏发电等可再生能源发电装机容量达18.9亿kW，约占总装机容量的30.6%。其中，欧洲和东亚是可再生能源发展程度较高的两个地区。

我国已成为新能源市场的领导者，截至2017年年底，全国发电装机容量达到17.7亿kW，其中新能源产生38.1%，比2012年增长9.6个百分点，是历史上增长最快的时期。据我国电力协会预测，到2020年，我国清洁能源发电装机容量将达到8.1亿kW，占总装机容量的41%；清洁能源发电量为2.6万亿kW·h，占总发电量的32%；到2030年，我国清洁能源发电装机容量将达到15.2亿kW，占总装机容量的50%，清洁能源发电量将达到5万亿kW·h，占总发电量的42%；2030年之后，我国将不再建造新的燃煤发电厂；到2050年，我国清洁能源发电装机容量将达到24.8亿kW，占总装机容量的62%，清洁能源发电量将达到8.1万亿kW·h，占总发电量的58%。未来几十年，我国将持续保持清洁能源的快速增长，发电和输电技术继续维持国际先进水平。

1.1.2　我国清洁能源总体消纳情况

近年来，我国清洁能源快速发展，装机容量和发电量逐年大幅提高，截至2017年年底，我国清洁能源装机容量达6.85567亿kW，占总装机容量（17.76亿kW）的38.6%，其中水电3.41亿kW（占19.20%），风电1.64亿kW（占9.23%），太阳能发电1.30亿kW（占7.32%），核电3580.7万kW（占2.02%），生物质发电1476万kW（占0.83%），地热能、海洋能等其他能源装机容量3万kW（占0.0017%）。2017年，我国清洁能源发电量19453.7亿kW·h，占总发电量（62758亿kW·h）的31.0%，其中水电11945亿kW·h（占19.0%），风电3057亿kW·h（占4.9%），太阳能发电1182亿kW·h（占1.9%），核电2474.69亿kW·h（占3.9%），生物质发电795亿kW·h（占1.3%），地热能、海洋能发电1.5亿kW·h（占0.0024%）。2017年，我国清洁能源消费总量可折算为6.48亿t标准煤，占一次能源消费总量（44.9亿t标准煤）的14.4%，呈现快速提升态势，在推动能源转型、防治大气污染、促进绿色发展中发挥了重要的作用。

然而，我国清洁能源在高速发展过程中，却陷入了“三弃”的困境。2016年，全国共弃水电量500亿kW·h、弃风电量497亿kW·h、弃光电量74亿kW·h，弃水、弃风和弃光率分别达4.1%、17%和11%。“三弃”问题集中表现在：①“三弃”增长迅猛，2016年弃水、弃风、弃光分别同比增加76.7%、46.6%、57.4%；②“三弃”分布集中，主要集中在华北、东北、西北“三北”和西南等地区；③清洁能源企业全面亏损，受上网消纳难和补贴不到位的双重影响，“三北”弃风、弃光严重地区的风力发电、太阳能发电及配套企业几乎全部陷入亏损状态，严重影响产业发展后劲和企业积极性。2017年，弃风419亿kW·h，同比减少78亿kW·h，弃风率13.7%，同比下降3.3个百分点；弃光73亿kW·h，弃光率6.2%，同比下降4.8个百分点；全年弃水515亿kW·h，水能利用率达到约96%。由此可以看出，我国“三弃”问题有了较大幅度的缓解，但离清洁能源健康发展的要求还有较大差距。

在清洁能源消纳难的同时，我国煤电装机容量持续增加，2016年新开工和投产煤电装机容量分别为3470万kW和4300万kW，煤电发电量保持1.3%的增长态势，当年全国煤炭消费量高达37.8亿t，加之煤炭清洁化利用程度低，燃煤导致华北等地雾霾日趋严重，清洁能源发电消纳难与燃煤污染急剧恶化之间的矛盾日益突出。清洁能源发电消纳已经不只是能源问题和经济问题，而是成为各界普遍关注的重大社会问题，必须引起高度重视。

2016年12月20日，《国务院关于印发“十三五”节能减排综合工作方案的通知》（国发〔2016〕74号）要求建立和完善以市场为导向的节能减排机制，实行合同能源管理、绿色标签认证、第三方环境污染控制。

1.1.3　“三北”地区新能源消纳情况

近年来，新能源的持续快速发展远远超过了电网的承载能力，新能源的消纳矛盾十分突出。“三北”地区自2009年以来首次出现弃风现象，2013年首次弃光，且范围逐渐扩大，弃光、弃风的电量逐年增加，2015年，弃光、弃风电量达到历史最高值，弃光、弃风电量分别为4.65亿kW·h和269.4亿kW·h，弃风率、弃光率分别达18.7%、14.9%。2016年第一季度，“三北”地区弃风总电量为145.7亿kW·h，同比增加75%，弃风比例达31%；弃光电量18.8亿kW·h，同比增加103%，弃光比例达21%。2017年，甘肃、吉林、辽宁等地弃风率分别为10.01%、20.62%、32.88%，弃风现象有所改善，但弃风率仍超过全国平均水平。“三北”地区部分省份和地区2015—2017年发电情况及弃风情况如图1-2和图1-3所示。

“三北”地区中，西北弃风最严重（占“三北”地区弃风总电量的60%），其次是东北地区（占“三北”弃风总电量的30%）。弃光、弃风的范围相对集中，弃风集中在甘肃、新疆、吉林和辽宁，总弃风率高达74%。“三北”地区部分省份和地区2015—2017年供暖期弃风情况如图1-4所示。

国家能源局数据显示，2016年，西北五省（自治区）中，甘肃、新疆风电运行形势最为严峻，弃风率分别为43.11%和38.37%。光伏发电方面，新疆、甘肃弃光率分别为32.23%和30.45%。国家电网数据显示，2016年，新疆、甘肃合计弃风电量占全网总弃风电量的61%，弃光电量占全网总弃光电量的80%。截至2016年年底，甘肃电网总装机容量为45762MW，其中风电12773MW，光伏发电6801MW，其中约90%的风力发电和光伏发电集中在河西地区。2016年甘肃省最大负荷为13391MW，发电最大负荷为2700MW。即使输出功率计算到负载中，装机容量与最大发电负荷之比也高达2.84∶1，电力供应严重超过需求。国家能源局西北监管局对西北地区新能源发展规划及运行进行监管，发布了《西北区域新能源发展规划及运行监管报告》（以下简称《报告》）。《报告》通过模拟评估2020年西北各省（自治区）新能源消纳水平，经与2015年情况对比，预测到2020年西北弃风率、弃光率仍然偏高，无法实现新能源全额消纳的目标，其中甘肃和新疆即使新建直流工程进行新能源外送消纳，甘肃弃风率、弃光率仍然会达到26.6%和29.6%，新疆弃风率、弃光率仍会达到25.84%和22.38%，消纳压力较大；若不考虑新建直流工程，2020年甘肃的弃风率和弃光率将攀升至41.9%和49.1%。宁夏、青海整体弃新能源率在10%左右，还存在部分消纳的压力。以甘肃为例，截至2016年年底，甘肃电网总装机容量为45762MW，其中，风电12773MW，光伏发电6801MW，甘肃省最大负荷为13391MW，发电最大负荷为2700MW，新能源装机容量与最大发电负荷之比高达2.84∶1，电力供应严重超过需求。大规模集中并网的新能源受电网、电源结构和新能源运行特性的影响，使新能源消纳面临电网用电空间“装不下”、输电通道“送不完”，安全运行“裕度低”、新能源出力变化“摸不准”等重重困难。此外，受新能源随机性波动性强、网内供热机组规模逐渐增大、黄河中上游大型水电综合利用等影响，西北电网存在调峰缺口，无法满足快速增长的新能源消纳需求，网内弃风、弃光情况严重，合理地提出新能源消纳的方法，有效地提高新能源的利用率是现在迫切需要解决的问题。

截至2015年10月底，华北电网风电装机容量已经达到3544万kW，同比增长20%，占全国风电总装机容量的33%；光伏发电装机容量590万kW，同比增长259%。新能源装机容量占比的不断提高，使新能源发电的随机波动性愈加明显，给电网运行和新能源消纳带来挑战。如位于张家口北部的沽源500kV变电站，每到大风季，500kV沽太双回线有功潮流经常在300万kW以上，而最大输电能力只有330万kW，严重威胁电网的安全稳定运行。

2018年1—6月，东北新能源发电量377.33亿kW·h，同比增长30.24%，占各类电源总发电量的15.32%，提高了2.24个百分点。其中，风电发电量330.71亿kW·h，同比增长22.37%；光伏发电量46.62亿kW·h，同比增长143.57%。截至6月底，东北地区新能源总装机容量达3638万kW，占各类电源总装机容量的25.62%。其中，风电装机容量2796万kW，光伏装机容量842万kW。光伏装机容量超过水电（813万kW），成为东北地区第三大电源。

通过扩大东北电力调峰辅助服务市场，积极促进热电厂灵活性改造，东北电网在新能源消纳方面取得显著成绩。2018年上半年，东北全网新能源弃电量大幅下降，弃电量18.72亿kW·h，同比减少62.22%，其中弃风电量为18.19亿kW·h，同比减少62.48%，弃光电量0.53亿kW·h，同比减少50.62%；东北全网新能源弃电率4.73%，同比减少近10个百分点。

1.1.4　其他地区清洁能源消纳情况

“十三五”期间，华中、华南及华东地区陆上风电增量将达到4200万kW，海上风电增量将达到400万kW，超过“三北”地区的3500万kW，弃风的情况将更加严峻。

近年来，光伏发电、风电等新能源在广西迅速发展。截至2018年6月，广西光伏发电装机容量已突破100万kW，达到100.14万kW，同比增长414.9%；风电装机容量190.42万kW，同比增长69.71%。2018年上半年，广西光伏发电量达3.73亿kW·h，同比增长301.6%，风力发电达21.07亿kW·h，同比增长95.7%，为电网新能源消纳带来很大压力。

在我国西南地区，水电开发需求逐年增加。“十三五”期间，四川将安装并投入水电机组约4100万kW。预计到2020年，四川水电装机容量将达到116亿kW。虽然四川电网等已形成“四交、三通”互联模式，但如果超高压出境通道建设滞后，四川水电出境将面临严重的瓶颈。

抽水储能继续以中国西南河流为开发重点，积极有序推进大型水电基地建设，合理优化和控制中小型盆地的发展，以满足高峰负荷调节和安全稳定的需要。“十三五”期间，我国新建的抽水蓄能电站装机容量约6000万kW，抽水蓄能电站投入运行安装4000万kW。同时，抽水蓄能电站运行管理系统和电价形成机制应进一步合理化。

1.1.5　发展清洁能源供暖的必要性

随着我国社会工业化进程的不断加快，人口大规模向城镇化集中，工业化的发展带动了经济的腾飞，同时也给城市环境带来了极大的压力，甚至破坏。环境问题已成为一个不可避免的问题，限制并严重影响社会发展。

我国北方每年至少有5个月的采暖期，煤是主要的热源，冬季煤烟造成严重的空气污染，加之天气条件不利导致空气质量急剧下降。

随着风电、光伏装机容量的不断增长，我国弃风、弃光限电形势逐年加剧。截至2016年年底，我国风电装机容量1.49亿kW，约占世界的1/3，发电量2100亿kW·h，弃风电量却达到496亿kW·h，而大规模电蓄热负荷既能增加电网灵活性，又能实现清洁供暖，是促进风电消纳的有效途径。大规模固体电蓄热推广使用后，将获得更多的收益。

党的十九大报告指出，要加快生态文明体制改革，促进绿色发展，建设美好国家，就要加强环境治理，着力解决突出的环境问题。作为环境问题的重要影响因素，燃煤污染每年占我国空气污染物排放的70%以上，引起了全国的关注。为了满足北方冬季采暖的需求和环境保护的要求，可使用以下清洁供暖方式：

（1）天然气供暖。天然气供暖是以天然气为燃料，使用脱氮改造后的燃气锅炉等集中式供暖设施或壁挂炉等分散式供暖设施向用户供暖的方式，包括燃气热电联产、天然气分布式能源、燃气锅炉、分户式壁挂炉等，具有燃烧效率较高、基本不排放烟尘和二氧化硫的优势。截至2016年年底，我国北方地区天然气供暖面积约22亿m2，占总取暖面积的11%。

（2）电供暖。电供暖是利用电力向用户供暖的方式，使用电锅炉等集中式供暖设施或发热电缆、电热膜、蓄热电暖器等分散式电供暖设施，以及各类电驱动热泵，布置和运行方式灵活，有利于提高电能占终端能源消费的比重。蓄热式电锅炉还可以配合电网调峰，促进可再生能源消纳。截至2016年年底，我国北方地区电供暖面积约4亿m2，占比2%。

（3）清洁燃煤集中供暖。清洁燃煤集中供暖是对燃煤热电联产、燃煤锅炉房实施超低排放改造后（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3），通过热网系统向用户供暖的方式，包括达到超低排放的燃煤热电联产和大型燃煤锅炉供暖，环保排放要求高，成本优势大，对城镇民生取暖、清洁取暖、减少大气污染物排放起主力作用。截至2016年年底，我国北方地区清洁燃煤集中供暖面积约35亿m2，均为燃煤热电联产集中供暖，占比17%。

（4）清洁能源供暖。包括地热、生物质能、太阳能、工业余热等供暖，合计供暖面积约8亿m2，占比4%。

1）地热供暖是利用地热资源，使用换热系统提取地热资源中的热量，用以向用户供暖的方式。截至2016年年底，我国北方地区地热供暖面积约5亿m2。

2）生物质能清洁供暖是指利用各类生物质原料，及其加工转化形成的固体、气体、液体燃料，在专用设备中清洁燃烧供暖的方式。主要包括达到相应环保排放要求的生物质热电联产、生物质锅炉等。截至2016年年底，我国北方地区生物质能清洁供暖面积约2亿m2。

3）太阳能供暖是利用太阳能资源，使用太阳能集热装置，配合其他稳定性好的清洁供暖方式向用户供暖。太阳能供暖主要以辅助供暖形式存在，配合其他供暖方式使用，目前供暖面积较小。

4）工业余热供暖是回收工业企业生产过程中产生的余热，经余热利用装置换热，向用户供暖的方式。截至2016年年底，我国北方地区工业余热供暖面积约1亿m2。

1.1.6　典型地区新能源消纳供暖情况

随着我国北方将弃风、弃光应用到供热供暖中，有效地提高新能源利用率，东北地区风电消纳情况见表1-1。

以辽宁某地区为例，2017年电网风电消纳措施多元化，在负荷增长、联络线支援、核电合理性调整、火电深度调峰、大容量电蓄热灵活性等措施方面，对风电消纳做出相应贡献，风电消纳现状得到改善，具体情况如下：

（1）辽宁电网电源格局。2017年，辽宁电网水电、火电、核电、风电、太阳能发电等各类电源发电量分布如图1-5所示，其中风电、太阳能发电、核电、水电等清洁能源发电量高达442.3亿kW·h，约占全网的25%。

辽宁电网2016—2017年新能源利用小时数变化情况如图1-6所示。

（2）辽宁电网新能源消纳情况。2017年，辽宁电网累计弃风电量11.9亿kW·h，弃风率7.43%。其中，调峰占弃风电总量的97.65%，而电网限制占弃风总电量的2.35%。全年未发生弃光。风电日最大接纳功率535万kW，同比增长6.5%，占全省供电负荷的29%；日最大接纳电量1.07亿kW·h，同比增长5.9%，占当日全口径用电量的25%。光伏发电日最大接纳功率78万kW，日最大接纳电量592万kW·h。

预计至2018年年底，风电发电量147亿kW·h，同比减少1.3亿kW·h，发电率同比降低0.88%，利用小时数1960h，比同期减少180h。弃风电量达11.6亿kW·h，同比下降了3200万kW·h；弃风率7.31%，同比降低2.68%，同比降低0.12个百分点。辽宁电网2018年风电受阻电量分布如图1-7所示。

（3）辽宁电网消纳措施贡献情况。

1）负荷增长方面，为辽宁消纳提供了刚性空间。2017年供电量完成1820.75亿kW·h，较2016年增加92.14亿kW·h，同比增长5.33%。

2）核电合理性互补调整。2017年，核电发电量236.8亿kW·h，同比增长18.5%，占总发电量的13.3%，核电共参与阶段性出力调整62台次，合计调整电量19.95亿kW·h。

3）联络线跨区支援消纳。通过联络线支援吉林、黑龙江及蒙东地区风电消纳。日前联络线计划（发电曲线）支援累计多消纳风电131.5亿kW·h。在此基础上，联络线日内支援共计376次，最大支援电力356万kW，累计多消纳风电9.9亿kW·h。合计支援东北区域其他省区多接纳风电141.4亿kW·h。

4）基于大容量蓄热的热电机组灵活性改造。2017年计划改造21台机组，实际完成11台，增加调峰能力112万kW。规划到2018年年底，完成7座电厂、13台机组改造，增加调峰能力106万kW。弃风小时数按300h计算，2017年多消纳弃风电量3.36亿kW·h，2018年多消纳弃风电量3.18亿kW·h。

综上所述，2017年，辽宁电网通过多元消纳措施的应用，风电弃风现状得到改善，同时，随着火电机组灵活性改造工作的推进，低谷调峰形势有所改善，供暖期风电消纳能力明显提升，但大风日的局部时段，风电受限问题仍然存在。2018年辽宁电网全年平均峰谷差412万kW，最大峰谷差579万kW，消纳问题依然严峻，亟须开展基于大容量蓄热的源-网-荷协同消纳技术研究，从根本上解决清洁能源消纳问题。