可再生能源并网发电研究报告本报告首先结合可再生能源发电自身局限性、并网运行时对电网造成的不利影响以及市场机制调节作用分析了目前可再生能源并网发电面临的阻碍。

重点针对风电、太阳能发电、生物质发电、分布式能源发电等领域，从产业发展的宏观角度，对我国的可再生能源并网发电政策、发展现状和产业发展过程中存在的问题，进行了深入分析，并展望了未来发展趋势，给出政策建议。

可再生能源并网发电面临的阻碍1、自身局限性（一）发电稳定性问题如小水电的发电能力随雨量变化而变化，各地还各有其特点，不但丰水年枯水年不同，全年也有季节性变化。

即便一日之间，其可用的来水量也有很大的不确定性。

由于库容不大，下级径流电站几乎无调节性，风能发电的稳定性较小水电更差，需要电网来支持。

太阳能只能白天发电，照射量的强度和角度一日间也有变化。

云层移动和厚薄的变化等，都会影响其发电功率，不满足工业用电的稳定需求。

（二）调频调压能力有限调频调压能力有限。

常规能源发电机组对电网调频和调压有着重要的作用，而目前可再生能源机组由于容量较小，很多小电站无人值守，所以无法参与系统调整，即便参与调节，其调节能力也极为有限。

至于风电机组，当系统运行参数超过一定范围时会自动停机，如果运行条件进一步恶化，还可能造成电网稳定雪崩效应。

（三）地区差异大地区差异大。

如小水电集中在四川、广东、浙江、湖北等南方省份。

中国虽是风能资源丰富的国家，仅次于俄罗斯和美国，但主要分布在东南沿海、山东半岛、辽东半岛及海上岛屿、内蒙古等。

我国西藏、青海、内蒙古等高原的年太阳辐射热量和日照时数均较高，属太阳能资源丰富地区，东部、南部及东北等地区为太阳能资源较丰富和中等地区，四川盆地、贵州等地太阳能资源稍差#受原料收、储、运体系的限制，稍有规模的生物质能发电项目集中分布在山东、吉林和新疆等地；对于发电有开发价值的高温地热，主要分布在藏南、滇西等地；潮汐发电则必须在潮差较大的海湾或河口筑坝构成水库，受地形影响较大。

2、对电网运行的不利影响（1）并网过程对电网的冲击-1-部分可再生能源发电机组由于容量小，常常采用异步发电机。

由于没有独立的励磁装置，并网前发电机本身没有电压，因此并网时必然伴随一个过渡过程，会出现5~6倍额定电流的冲击电流。

对小容量的电网而言，大量异步电机同时并网瞬间将会造成电网电压的大幅度下跌，从而影响接在同一电网上的其它电器设备的正常运行，甚至会影响到整个电网的稳定与安全。

目前可以通过装设软起动装置和风机非同期并网来削弱冲击电流，但可能给电网带来一定的谐波污染。

（2）对系统稳定性的影响大型电网一般具有足够的备用容量和调节能力，风电进入一般不必考虑频率稳定性问题，但是对于孤立运行的小型电网，风电带来的频率偏移和稳定性问题不容忽视。

若大型风电场多台风力发电机组同时直接并网会造成电网电压骤降当风速超过切出值，风力发电机会从额定出力状态自动退出并网状态，风力发电机组的大量停会造成损失大量的机端电容补偿，从而会导致电网电压的突降，而电网电压突降必然会导致系统电压稳定性水平的降低。

（3）对电能质量的影响随机性较强的可再生能源发电机组对电能质量的影响主要表现为频率波动、电压波动、电压闪变、电压跌落及谐波等。

当并网的可再生能源发电机组启停或输出功率波动时，将导致电网频率波动、电压波动，引起电压闪变和跌落等问题。

谐波问题主要出现在风电上，主要有两种方式：一种是风力发电机本身配备的电力电子装置，另一种是风力发电机的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振。

（4）对发电计划与调度的影响传统的发电计划基于电源的可靠性以及负荷的可预测性，但部分可再生能源电站出力的不可控性和随机性使得对其既不能进行可靠的负荷预测，也不可能制定和实施正确的发电计划。

随着这类随机电源容量比例的增加，必将给电网调度带来不少压力（5）对保护装置的影响异步发电机在发生近距离三相短路故障时不能提供持续的故障电流，在不对称故障时提供的短路电流也非常有限。

相关保护应根据有限的故障电流来检测故障的发生，使保护装置准确而快速的动作。

另一方面，尽管其提供的故障电流非常有限，但也有可能会影响现有配电网络保护装置的正确运行。

此外，对于风电来说，为了减少风电机组的频繁投切对接触器的损害，有风期间风电机组都保持与电网相连，当风速在起动值附近变化时，允许风电机组短时以电动机运行。

因此，风电场与电网之间联络线的功率流向有时是双向的，风电场继电保护装置的配置和整定应充分考虑到这种运行方式。

（6）对电网运行经济性的影响-2-大部分可再生能源发电的运行成本很低，与火电机组相比可以忽略不计。

但是部分可再生能源具有很强的随机性，目前的预报水平还不能满足电力系统实际运行的需要，在安排运行计划时只能将其作为未知因素考虑。

为了保证其并网以后系统运行的可靠性，需要在原有运行方式的基础上，额外安排一定容量的旋转备用以跟随其发电功率的随机波动，维持电力系统的功率平衡与稳定。

由此可见其并网对电网经济运行具有双重影响：一方面分担了传统机组的部分负荷，降低了电力系统的燃料成本。

另一方面又增加了电力系统的可靠性成本。

3、市场的调节作用难以充分发挥我国可再生能源发电行业带有强烈的行业垄断和地方保护色彩,条块分割比较严重。

在可再生能源行业的内部,远没有形成一种优胜劣汰的良性循环机制,产品检验标准和质量检测体系远未建立,市场无序竞争的现象比较严重。

市场对资源优化配置的主导作用难以充分发挥。

可再生能源并网发电发展策略一、风电发展对策（一）国家政策鼓励我国已经制定了2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%，以及单位GDP排放二氧化碳比2005年下降40%-45%的目标，只有加速能源结构调整才能实现该目标，这为我国新能源产业提供了广阔的发展空间。

风电作为新能源产业的重要组成部分，对于优化能源结构、实现节能减排意义重大，未来政策扶持力度可能还会有所提高。

当前，我国已经初步形成了较为完整的支持风电发展的政策体系。

今后，随着风电并网技术的进步以及相关配套政策、标准、体系的完善，风电产业发展将拥有更加广阔的发展空间。

近年来清洁能源机制（CDM）项目迅速开发，目前获得CDM的项目将多获得政策补助5-8分/千瓦时，这有效地提高了风电投资者的盈利空间和积极性，到2012年，如果CDM机制仍能延续生效，在一定程度上也会提高我国风电投资的经济性，将对风电发展起到有效的推动作用。

（二）风电规模化发展我国风能资源丰富并且分布集中，根据国家能源局制定的《新兴能源产业发展规划（草案）》，到2020年，我国风电装机规模达到1.5亿千瓦，并初步规划了在甘肃、新疆、蒙东、蒙西、吉林、河北和江苏沿海建设七大千万千瓦级风电基地。

根据国网《风电消纳能力研究方案》，甘肃风电、新疆风电除了在西北主网内消纳外，还需要与火电“打捆”后送到“三华”电网（华北-华中-华东特高压同步电网）；内蒙古风电除了在当地消纳一部分外，还须送到东北电网和-3-“三华”电网消纳；吉林风电主要在东北电网消纳；河北电网主要在华北电网消纳；江苏沿海风电主要在华东电网内消纳。

到2020年，在配套电网建成的条件下，七大基地可具备总装机容量1.38亿千瓦的潜力。

由上可见，开发大风电，融入大电网，实现风电的规模化开发利用和远距离大容量输送，将是我国风电产业发展的主要方向。

（三）海上风电进入快速发展轨道从我国风电规划可以看到，未来陆上风电将成为我国风电发展的绝对主体，但从风能资源禀赋来看，我国海上风能资源同样丰富，年利用小时更高，且基本不存在占地问题。

由于海上风电风速较陆上风电更高，风切变更小，有稳定的主导方向，机组运行会更稳定，机组寿命更长。

是我国沿海省份工业发达，电能总消耗量大，我国陆上风能资源主要在西部地区，远离负荷中心，长距离输电受到电网输送能力与建设进度的制约。

虽然海上风电总的综合投资比内陆风电的造价要高得多，但由于海上风电靠近负荷中心，而且是清洁绿色能源，因此，开发海上风电仍将是我国风电发展的重要方向之一。

表1部分沿海省份公布海上风电规划数据（万千瓦）我国分别于2007年和2010年建成了中海油绥中36-1风电场和上海东海大桥海上风电场。

其中上海东海大桥海上风电场共有34台单机容量3MW的海上风电机，总装机容量达102MW。

按照设计要求，年上网电量接近2.6亿千瓦时。

可以预期，随着海上风电机组关键技术的逐步攻克，随着风电机组建设和发电成本的持续下降，随着随着电网输送能力与调节能力的不断提高，沿海大型风电基地的建设将会进入快速发展的轨道。

（四）降低风电机组造价成本目前来看，我国风电投资的资金回报率并不高，主要原因是由于我国风电电价相对较低，而风电设备及基本建设的综合成本相对较高。

目前从成本构成-4-来看，风机成本可以占到风电项目总成本的56%。

因此，降低风电设备价格是提高风电投资效益的重要途径。

2008年初，风电机组的造价成本为每千瓦6200元。

进入2009年，风电机组的市场售价迅速走低，2009年底国产风电机组市场价格已下降到每千瓦5000元以下。

到了2010年3月，造价成本已经降到了4750元/千瓦。

根据最新市场数据，目前整机最低报价已接近4500元/千瓦，造价成本下降非常之快。

风电整机价格下降的原因，一方面是国产化比例的提高和规模化效应带来的成本降低，另一方面则来自于风电风机制造行业的竞争。

按照新技术扩散的一般规律，风电规模扩张带来的规模经济性和技术扩散效应的综合作用，风电机组造价成本预计仍将持续下降。

（五）稳定风电上网电价从2003年开始到2008年，我国共进行了5次风电特许权招标，但特许权招标价格偏低，价格不稳定，不能为市场提供清晰的价格信号。

2009年7月，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。

此次标杆电价的确立，激励风电企业不断降低投资成本和运营成本，有利于我国风电行业长期发展。

固定区域标杆价消除了招标定价的非理性波动，此项政策的出台也被理解为我国风电行业将进入成熟稳定发展的新阶段，陆上风电上网电价从此将趋于稳定。

对于海上风电，目前四个海上风电特许权项目中标电价较低,和陆上最高风电标杆电价0.61元相近（滨海、射阳、东台、大丰四个项目的中标电价分别为0.7370元/千瓦时、0.7047元/千瓦时、0.6235元/千瓦时、0.6396元/千瓦时），并不能全面反映真实成本,海上风电建设与维护成本高,导致风电场运营企业项目盈利能力弱,预计后续将通过更多的特许权项目询价，最终会确定出一个理性的海上风电标杆电价。

（六）进一步提高风机制造产业集聚度2010年1月，国家发改委发布《关于取消风电工程项目采购设备国产率要求的通知》，文件取消了“风电设备国产化率要达到70%以上”的规定。