南海明，任海君，王立志，许朝阳，赵鹏飞，刘永刚

(神华工程技术有限公司，北京 100011)

0 引言

新能源发电是实现碳达峰、碳中和目标的重要手段。在财政补贴及相关政策的激励下，中国新能源发电装机规模快速增长，相关产业逐步成熟，技术经济性也得到了显著改善。中国虽然对未来新能源发电的装机规模有着宏伟的规划，但新能源发电项目落地也面临越来越大的困难。自2021 年起新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏发电项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴[1]。更为不利的是，新能源发电的间歇性和波动性导致其输出受限。在这种形势下，研究促进新能源发电的消纳和输出手段具有重要意义。基于此，本文结合新能源发电的发展背景、相关技术状况及国内外的发展趋势，从生产侧和用能侧适应性改造、积极支持相关技术研发和工程示范、拓展终端利用形式、拓宽新能源输出通道等多个方面对新能源发电消纳瓶颈的解决措施进行分析。

1 新能源发电发展背景

1.1 新能源发电发展现状及趋势

当前，全球的新能源发电正处于加速发展状态。截至2020 年底，全球光伏发电累计装机容量达7.075 亿kW，风电累计装机容量达7.333 亿kW，二者共计14.408 亿kW；光伏发电、风电装机规模分别较上一年增加21.5%和17.5%[2]。预计到2050 年，全球可再生能源发电占比最高可增至60%[3]。截至2021 年，中国水电、风电、光伏发电和生物质发电累计装机规模超过10 亿kW，新能源发电量突破1 万亿kWh。

利用现有技术，人类每年仅从太阳能和风能中获取的能量就可超过6700 PWh，而人类所有的能源需求折成电力也仅为65 PWh[4]，供给能力是需求的百倍之多。全球3‰的陆地面积敷设光伏发电系统，就足以满足人类的能源需求[4]。

在经济性方面，2015—2020 年这5 年间，陆上风电和光伏发电的成本分别降低了40%和55%[2]。2011—2030 年，光伏发电与煤电的发电成本比较[4]如图1 所示。

图1 光伏发电与煤电的发电成本比较Fig. 1 Power generation cost comparison between PV power generation and coal fired power generation

从图1 可以看到：2013 年左右，太阳能资源较好地区光伏发电成本低值已基本与煤电成本高值相当，且随着时间推移，光伏发电成本低值不断低于煤电成本高值；2018 年左右光伏发电成本高值已基本与煤电成本高值相当，且随着时间推移，光伏发电成本高值逐渐低于煤电成本高值；2019 年左右，光伏发电成本低值也已经与煤电成本低值相当；到2025 年后，光伏发电成本将全面低于煤电成本。2021 年在中国光伏发电条件较好的区域，其发电成本已普遍接近或低于0.3 元/kWh[5]。

1.2 新能源发电消纳的瓶颈

新能源发电消纳的瓶颈主要源于资源分布与消纳存在地理上的错配。中国“十四五”期间重点建设的9 大清洁能源基地[6]主要分布在西北和西南地区，特别是优质的风光资源主要分布在西北地区，但具备消纳能力的区域却主要集中在东部地区。新能源发电输出具有波动性、间歇性，当非稳定电源的接入比例超过15%时，将难以保证电网的稳定运行[7]。电网为维持稳定会严格限制新能源电力的接入比例，造成新能源发电输出通道严重受限。为了平抑新能源发电输出的波动性，新建新能源发电项目一般需配套一定规模的储能设施。2021 年，内蒙古自治区对于新建保障性并网新能源发电项目的要求是：配套的储能设施规模不能低于项目总装机容量的15%，储能时长不低于2 h。对于市场化并网项目的要求是：储能时长不能低于4 h[8]。同年，陕西省对于不同区域新能源发电项目要求的配套储能规模为项目总装机容量的10%～20%不等，同时，对于储能系统的寿命、衰减率、放电深度等都有明确要求[9]。但配套储能设施会显著增加平准化度电成本，降低项目的经济性。

新能源发电在供给侧具有充裕的资源基础和良好的技术经济性，在消纳侧能够实现全社会深度脱碳，若要通过大规模发展新能源发电实现全社会的深度脱碳，则需要在电力生产和消纳之间建立稳固的桥梁。

2 电力生产侧及用能侧的适应性改造

2.1 电力生产侧的适应性改造

随着碳排放成本的提高及新能源发电竞争力的持续增强，火力发电将逐渐从支撑电源转变为新能源发电的辅助电源，因此，需要对火电厂进行灵活性改造，扩大输出负荷的调节范围。内蒙古自治区要求新建供热机组供热期最小技术出力不超过35%，新建煤电机组纯凝工况最小技术出力不超过25%；现役供热机组改造后供热期最小技术出力不超过40%，现役煤电机组纯凝工况最小技术出力不超过30%[10]。

对火电厂进行灵活性改造可以大幅提升电网对新能源发电的消纳能力，但这会使相应火电厂的实际上网电量显著降低，经营效益受到影响。因此，应出台更加有力的支持政策，提升火电厂开展灵活性改造的积极性。2021 年5 月，国家发展和改革委员会明确以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电电价回收[11]。类似的，火电厂灵活性改造对电网新能源发电消纳能力增加所体现的价值应得到展现和给予补偿。此外，也应开展在新能源发电大比例接入条件下维持电网稳定运行的机制和方法的研究。

2.2 用能侧的适应性改造和机制创新

随着新能源发电装机容量占比越来越大，电价机制也应改进。目前，日间、夜间峰谷电价机制与新能源发电的输出规律不一致，应在新能源发电输出峰值期降低终端企业的用电成本，鼓励消纳。在电价机制改革的基础上，对于电力在生产成本中占比显著的企业可以开展灵活性改造，充分发挥其对新能源发电的消纳潜力。

随着传统燃油车逐步禁售成为大势所趋[12]，新能源电动汽车产业已度过技术经济性拐点期，迎来蓬勃发展的阶段。未来可出台政策鼓励电动汽车参与双向充放电(vehicle to grid，V2G)机制，日间从电网蓄电、夜间放电上网，允许将电价差作为车主的收益或有其他补偿措施。类似的，居民家庭也可参与新能源发电的蓄放电机制。

3 积极支持相关技术研发和工程示范

因新能源发电输出具有波动性，需要积极支持新能源发电在能量储存、转化、消纳等相关技术方面的研发。另外，相关新技术的工程示范具有明显的带动效应和风险性，国家应当出台政策积极支持和鼓励新能源发电相关技术的工程示范。

3.1 储能

目前，储能方式主要有机械储能、电磁储能、电化学储能、化学储能，以及蓄热、蓄冷等其他储能方式。其中，应用最广泛的是机械储能中的抽水蓄能和电化学储能中的锂离子电池。主要储能技术如表1 所示。

表1 主要储能技术Table 1 Main energy storage technologies

3.1.1 抽水蓄能

传统抽水蓄能电站的建设需要依托地势落差和特殊的地形，会占用大量土地资源并可能对自然景观产生负面影响。随着煤炭的生产量和消费量逐年降低，废弃的矿坑、矿井数量迅速增加[13]，利用废弃矿坑、矿井遗留的巨大位差和大量地下空间可解决抽水蓄能电站选址时的制约条件。国内外研究团队结合具体案例对利用废弃矿坑、矿井改建为抽水蓄能电站开展过可行性研究[14-15]。基于废弃矿坑、矿井建设抽水蓄能电站的投资相较于常规抽水蓄能电站的投资可降低33%～50%[16]。国内外适用于建设抽水蓄能电站的废弃矿坑、矿井案例如图2 所示。

图2 国内外适用于建设抽水蓄能电站的废弃矿坑、矿井案例Fig. 2 Cases of abandoned pits and mines suitable for construction of pumped storage power stations at home and abroad

利用废弃矿坑、矿井改建抽水蓄能电站，不仅能改善抽水蓄能电站的适建性，缓解新能源发电的存储困境，同时能够使矿区实现“深层次的修复”和绿色转型。国家应出台政策鼓励开展面临转型的井工矿、露天矿建设抽水蓄能电站的相关研究及工程示范。

3.1.2 电化学储能

锂离子电池具有高能量密度和高功率密度的特点，是近年来国内新增电网侧储能项目的主要应用技术之一，但其成本较高，一定程度上限制了大规模应用。液流电池使用寿命最长，运行安全性较高，电解液可完全回收，功率和能量可单独设计，并在放电深度和耐候性方面有明显优势，可以用于用户侧储能、新能源场站和电网侧储能等，但其在能量密度、能量转换效率方面与锂离子电池尚有差距。钠硫电池具有较高的能量密度，但需在高温环境下工作，且存在初期投资成本较高、技术成熟度相对较低的缺点。不同电化学储能方式的技术对比如表2 所示。

表2 不同电化学储能方式的技术对比Table 2 Technical comparison of different electrochemical energy storage methods

总体而言，电化学储能的能量转换效率要高于机械储能的。未来随着新能源的迅猛发展及地方政府对于储能配置强制要求的落实，电化学储能将迎来快速增长阶段。相关技术的研发方向包括降低投资费用，提高能量密度、使用寿命和安全性等，显著改善其技术经济性，降低度电成本。

3.1.3 其他储能技术

其他储能技术主要包括蓄冷、蓄热技术等，将新能源发电与蓄冷、蓄热技术相结合，可以为工业、商业及民用建筑提供绿色清洁的冷、热介质。以储热技术为例，应重点研究和支持高储热密度、高导热系数、高储热温度、低储热成本的新型储热技术。

3.2 电解制氢

电解制氢是一种较为方便的制取氢气的方法，而绿氢是利用新能源电力制备的清洁氢气。目前，电解制氢技术主要包括碱性水电解、质子交换膜(PEM) 电解和高温固体氧化物(SOEC)电解。其中，碱性水电解技术最为成熟，已实现大规模工业应用，设备成本低，单槽电解制氢产量较大，是目前电解制氢的主要手段。碱性水电解技术的主要问题在于能耗较高、响应速度较慢，后期维护较复杂，操作弹性相对较窄。PEM 电解目前还处在商业化初期，其运行灵活性和反应效率较高，能够以最低功率保持待机模式，与波动性和随机性较大的风电和光伏发电具有良好的匹配性。PEM 电解目前面临的主要问题是单槽电解能力差，与碱性水电解存在较大差距，同时，PEM 电解投资成本显著高于碱性水电解。SOEC 电解的电耗在所有技术中最低，但还处于实验室验证示范阶段，且其运行需要高温环境。主要电解制氢技术对比如表3 所示。

表3 主要电解制氢技术对比Table 3 Comparison of main electrolytic hydrogen production technologies

电解制氢技术的研发应着眼于降低电耗，操作模式应与新能源发电的输出波动性相匹配，同时增大规模，以降低投资成本。

3.3 新能源发电与既有工业体系的耦合和创新

工业部门的二氧化碳排放量占比较高，将新能源发电与既有的工业体系相耦合能够实现低碳生产，同时缓解其对电网的依赖。通过将煤化工与绿氢、绿氧相结合，空分装置、气化装置的规模可以显著缩小，净化装置可以简化，变换装置可以取消，则能显著降低煤化工上游各单元的投资。新能源发电结合储能技术也可以提供稳定的电力、蒸汽等公用工程介质，通过将公用工程的生产过程绿色化、低碳化，可以进一步降低整个煤化工系统的二氧化碳排放量。类似地，石油化工行业的加氢精制、聚烯烃装置、硫磺回收装置等用氢量巨大，通过与新能源发电相耦合，碳减排潜力同样巨大。除煤化工和石油化工以外，新能源发电还可以与钢铁炼制、电解铝等工业体系相耦合。

工业系统对于系统运行稳定性和可控性的要求较高，这与新能源发电输出的波动性相矛盾。新能源发电与既有工业体系耦合最核心的步骤是找到化解这一矛盾的路径。

3.4 智能微能源网络

智能微能源网络是在一定区域内，整合了各种能量生产、转化、储存、消纳等单元，通过集中调度和管理实现各个单元稳定运行的能源网络。传统的能源网络中不同能量形式之间缺少协调管理，能量利用效率有待提高，对输出波动性强的新能源容纳的操作弹性差。智能微能源网络可以打破不同能量形式之间的界面，开放性和操作弹性更强，可以适应更高的新能源接入比例并显著降低能耗。典型的智能微能源网络构成图如图3 所示[17]。

图3 典型的智能微能源网络构成图Fig. 3 Typical composition diagram of intelligent micro energy network

随着新能源消耗在总能源消耗中占比的提高，其在终端的利用形式将更为多样，其输出的波动性和多样性要求能源网络的开放性、适应性同步提高。智能微能源网络顺应了这一形势，应出台政策鼓励相关技术的研发和工程示范。

4 拓展新能源发电的终端利用形式和相应基础设施

新能源发电可以转化为多种能量形式或产品。

4.1 氢能社会

绿氢被认为是全社会深度脱碳的关键。随着新能源发电成本的迅速降低，绿氢成本有望在10 年内低于煤制氢。

绿氢可作为城市或工业燃气。氢能炼钢利用氢气替代一氧化碳作为还原剂，其还原产物为水，无二氧化碳排放。同时，氢还原铁的速度是一氧化碳还原铁的4 倍以上，可以显著提升生产效率。2030 年钢铁领域消耗的氢能将高达5000 万吨标准煤，到2050年将进一步提升至7600万吨标准煤[18]。

氢气的长输管网是未来绿氢大规模使用的必要前提。管道输氢具有输氢量大、能耗小和成本低的优势。通过长输管道输氢，每公斤氢气的千公里输送成本仅为0.09～0.17 欧元[19]。中压输氢管道的长周期运行可靠性已经得到验证[20]。欧洲输氢管网建设路线图[19]如图4 所示。

图4 欧洲输氢管网建设路线图Fig. 4 Roadmap of hydrogen transmission pipeline network in Europe

全社会深度脱碳的过程中绿氢不可或缺，建设氢能社会对新能源的间接消纳潜力巨大。氢能社会的建设是个长期的过程，是用能结构的重大改变，相关的技术需要继续研发和工程示范，庞大的输氢管网需要敷设，终端的相关设备也要革新，这些都需要政策和资金支持。

4.2 零碳城市

城市面积仅占据全球面积的3%，但其碳排放量却超过了总碳排放量的70%，消耗了超过78%的一次能源[21]。所谓的“零碳城市”，是以整个城市为平台，将清洁能源/城市废热等与超低能耗绿色建筑、蓄能和能量转化技术相结合，通过智慧微能源网络协调管理，逐步实现碳减排乃至“零碳”排放的概念。未来，随着新能源发电成本的快速降低，电热取暖将变得具有经济性。当新能源电力的价格达到2.2 美分/kWh 时，电取暖的成本将与煤炭集中供暖的相当[22]。新能源电力结合热泵技术可以获得数倍于输入能量的热量[23]。新能源电力通过制冷和蓄冷也可以为城市提供冷量。

城市对于新能源发电的消纳作用无疑是十分巨大的，同时也可以显著缓冲新能源发电波动性的影响。零碳城市相关技术的开发和示范同样需要政策和资金的支持。

5 拓宽新能源输出通道

当前，新能源主要以电力的形式通过超高压输电线输送至东部消纳区。实际上新能源还可以转化成绿氢、绿氧、绿醇、绿氨、绿色燃料及化学品等清洁能源产品，借助电网、铁路、管道等基础设施实现输出，通过综合性的能源输出通道摆脱对电网的依赖。

综合性能源通道以沿线的新能源为资源基础，城市、工业系统为绿色能源产品的消纳方。城市和工业系统可以构建成区域性的“氢谷”：氢气既可以进入城市的燃气系统，又可以进入加氢站为城市交通系统提供能源，也能进入工业系统用作清洁燃料或绿色化学原料。通过综合性能源通道对新能源及其衍生的清洁能源产品实现跨区域消纳，可破解新能源输出通道受限的瓶颈，支撑沿线超大规模新能源电场的建设。同时，综合性能源通道可提供各类绿色能源、原料，可以转变成一个庞大的产业走廊和平台。最重要的是，综合性能源通道可为沿线的城市、工业系统提供绿色低碳的清洁能源产品，能够在碳减排总体目标的达成过程中发挥关键作用。

综合性能源通道需要庞大的投资、总体且细致的规划研究和成熟的配套技术，需要国家层面的支持和推动。

6 结论

新能源蕴藏量非常充裕，随着技术及生产工艺的进步，新能源发电的生产成本已经普遍持平或优于火电，并且在未来还有相当大的下降空间。人类社会对于新能源也有极大的消纳能力和需求。疏解新能源产业发展瓶颈的关键在于畅通生产与消纳的通道。本文结合新能源发电的发展背景、相关技术状况及国内外的发展趋势，从生产侧和用能侧适应性改造、积极支持相关技术研发和工程示范、拓展终端利用形式、拓宽新能源输出通道等多个方面提出了破解新能源发电消纳瓶颈的方案和措施。

目前，新能源转化、储能、与工业体系的耦合等相关技术尚不成熟，特别是在大规模应用方面还比较欠缺，需要出台政策激励相关的技术研发和工程示范。虽然目前大部分的新能源利用形式在经济性上尚不足以与主流技术相竞争，但应该看到的是传统的工艺技术已基本成熟，提升挖潜的空间已然不大，而新能源的技术经济性还有非常大的改善空间。在新能源相关的技术研发、示范及基础设施的建设上应该着眼于未来提前布局。