可再生能源综合系统现状与未来发展趋势研究

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【中文】邵桂萍,许洪华.可再生能源综合系统现状与未来发展趋势研究[J].太阳能,2024,(07):127-132.

摘要：通过分析中国能源结构现状与能源转型面临的主要挑战，结合未来能源需求，研究适合中国国情的低碳、低成本的能源转型现实路径，提出以可再生能源为主体、多能源互补、“冷热电”联供、集“源网荷”于一体的新型能源系统解决方案——可再生能源综合系统；然后对可再生能源综合系统的现状与关键技术进行了研究，并分析了其未来发展趋势。研究结果表明：围绕用户侧构建分层次、分场景的以可再生能源为主体的集“冷热电”“源网荷”于一体的新型能源系统，是中国实现能源转型的系统解决方案。

关键词：可再生能源综合系统；碳中和；新型能源系统；能源转型；能源结构；多能互补

中图分类号：TQ083+.4    文献标志码：A

目前是中国能源转型的关键时期，能源系统架构、技术发展、应用场景都在发生深刻变化，中国近90%的二氧化碳排放和化石能源有关，需要快速降低化石能源的用量，增加可再生能源在能源系统中的占比。

关于中国实现碳中和的能源架构、从以化石能源为主转型为以可再生能源为主的转型路径、各类能源在实现碳中和及能源转型过程中的角色定位和作用转变、支撑能源经济转型的新技术和新产业等方面存在多种观点，但基本共识是在有限的时间窗口既要实现能源低碳转型，又要保障能源安全，还要保持中国的经济社会协调发展。不同的能源转型路径差异巨大，错误的能源转型路径不但会造成巨大的经济损失，还会错失发展机遇。因此，需要根据中国的国情和技术发展的趋势，寻找一条低碳、低成本的能源转型现实路径[1]。

本文对中国能源结构现状、能源转型面临的主要挑战进行介绍，结合供给侧与消费侧特点、技术发展趋势，研究适合中国国情的低碳、低成本的能源转型现实路径，提出以可再生能源为主体、多能源互补、“冷热电”联供、集“源网荷”于一体的解决方案——可再生能源综合系统；然后通过研究可再生能源综合系统的现状与关键技术，分析其未来发展趋势。

1中国能源转型现实路径与可再生能源综合系统概念

1.1中国能源结构现状

根据国家统计局发布的统计数据，2023年，中国能源消费总量为57.2万t标准煤，其中，煤炭占比为55%，具体的能源消费结构如图1所示。

2019—2023年天然气、水能、核能、风能、太阳能等清洁能源消费量在中国能源消费总量中的占比情况如图2所示。

2023年，中国年总发电量为94564亿kWh，其中，火电的年发电量为62657亿kWh，占比为66.3%；天然气、水能、核能、风能、太阳能等清洁能源的年发电量为31907亿kWh，占比为33.7%[2]。

根据国家能源局发布的统计数据，截至2023年底，中国累计发电装机容量约为29.20亿kW，其中，火电装机容量为13.90亿kW，占比约为47.6%；水电装机容量约为4.22亿kW，占比约为14.4%；核电装机容量约为5691万kW，占比约为1.9%；风电装机容量约为4.41亿kW，占比约为15.1%；太阳能发电装机容量约为6.09亿kW，占比约为20.9%[3]。

1.2能源转型面临的主要挑战

1)与欧美发达国家相比，中国能源转型的时间短、任务重，技术挑战更大。欧洲于20世纪90年代实现碳达峰，美国于21世纪初实现碳达峰。从碳达峰到碳中和，全球平均用时53年，而中国从碳达峰到碳中和仅有30年的时间。

2)中国的消费端产业结构偏重工业，节能降耗难度高。中国生产了全球近60%的钢铁、铝、水泥和近1/3的汽车，单位国内生产总值(GDP)能耗约为经济合作与发展组织(OECD)国家平均水平的3倍，是全球平均水平的1.5倍[4]。

3)中国二氧化碳总排放量大，节能减排的任务重。2023年中国二氧化碳排放量约为126亿t，约占全球二氧化碳总排放量的33.7%。中国在全球清洁能源经济中处于压倒性的领先地位，2023年，全球太阳能、风能新增发电量中50%以上来自中国；太阳能和风能的发电量占中国总发电量的比值从2015年的4%，到2023年达到15%，已接近发达经济体的水平(约为17%)。尽管如此，中国的二氧化碳排放量还在持续增长，中国的人均碳排放量比发达经济体高出15%[5]。

1.3未来能源结构预测

未来实现碳中和的能源结构是以风能、太阳能为主导能源、多种能源互补、“绿电+绿热+绿氢”联合驱动、“源网荷”一体的新型能源系统[6]。与现有的能源结构相比，以可再生能源为主体的新型能源系统需要更多的灵活性调节因素，并且在可再生能源大幅度波动或极端气候等紧急情况下需要有兜底保障措施来保障能源供应安全。

未来能源供应系统的主要特点是以低碳化、高比例电气化为标志，能源利用效率大幅提高，各种污染物和二氧化碳的排放量大幅降低；同时，非化石能源的发电量在中国总发电量中的占比超过90%[7]。

1.4中国能源转型的现实路径

1.4.1充分利用现有煤炭能源系统与电力系统做好支撑

中国要从现有的化石能源消费量占比近80%的能源体系转型为以可再生能源为主的低(零)碳能源体系，需要充分利用好现有的煤炭能源系统和庞大的电力系统，以其作为风能、太阳能等可再生能源快速发展的支撑。

1.4.2构建以可再生能源为主体的新型能源系统

中国风能、太阳能资源丰富，在以风能、太阳能为代表的可再生能源产业规模和技术方面具有明显优势，全球70%以上的光伏组件和60%的风电装备产自中国。风能、太阳能等可再生能源和能源系统技术的快速发展，以及供能成本的快速下降，为构建以可再生能源为主体的低碳、低成本能源体系，实现能源经济转型奠定了基础。

研究以风能、太阳能等可再生能源为主体的新应用场景，例如：“沙戈荒”能源基地、海上风光牧场、区域可再生能源体系，以及与高载能产业结合、多能互补及“冷热电”联供的分布式可再生能源综合供用能系统等，实现多种能源互补、“冷热电”、“源网荷”一体化的综合系统的构建。

1.4.3新应用场景与新应用模式的挖潜

目前，中国的能源利用存在以下问题：1)东部和西部的风能、太阳能等可再生能源资源和用能负荷的时空错配分布；2)现有以煤炭为主的能源体系需要加速降低煤炭用量，高碳的工业过程需要进行绿色低碳变革；3)大规模、高比例风光消纳问题；4)高比例可再生能源电网稳定性问题等。因此，需要打破现有应用场景、应用模式、区域的限制，重新审视现有的能源系统、可再生能源资源，以及冷、热、电等主要能源负荷和其他能源负荷需求，通过“源网荷”一体化顶层设计，挖掘低(零)碳供用能系统的新应用场景，策划新应用模式，以实现全社会整体经济价值最大化、能源系统总体价值最大化为出发点，从系统和全局的高度推动能源系统的经济低碳转型。

1.5可再生能源综合系统概念

综合前文所述，中国能源转型最终是由以化石能源为主向以可再生能源为主的转型，是由现有的源、网、荷独立经营向一体化深度耦合、聚合协同、共建共赢的转型，是由现有的冷、热、电等独立用能形式向用户侧一体化互转互融、综合利用的转型。最终实现以可再生能源为主体、多能源互补、“冷热电”联供、集“源网荷”于一体的新型能源系统的构建，该系统即为可再生能源综合系统。

可再生能源综合系统将电、冷、热、气、氢等能源的生产、输送、消费、储存、转换各环节一体规划、综合利用，从而实现系统层面的综合能效最高、用能成本最低、二氧化碳及其他污染物排放量最低，且系统运行稳定可靠。

2可再生能源综合系统的现状

可再生能源综合系统分为3个层级，即：1)跨区源端基地型；2)区域或县域级；3)园区或用户级。下文列举了不同层级的示范项目典型案例，展示中国可再生能源综合系统的发展现状。

2.1跨区源端基地型示范项目典型案例

内蒙古自治区乌兰察布市“源网荷储”一体化示范项目是中国首个“源网荷储”一体化项目，也是中国首个储能配置规模达到百万千瓦时的新能源场站。该项目的建设规模达200万kW，其中风电装机容量为170万kW，光伏发电装机容量为30万kW；配套建设110万kWh的储能系统，通过风光互补保障电力稳定供应。该项目在大规模电网友好型新能源开发领域、储能电站多场景应用领域、数字化智能技术综合应用领域和“源网荷储”运营模式创新领域均起到了示范作用。

2.2区域级示范项目典型案例

浙江省海宁市尖山新区的绿色低碳工业园项目位于海宁（金麒麟分析师）市东南端、杭州湾钱塘江北岸，是中国建立的首个“源网荷储”一体化示范区，也是浙江省响应“双碳”战略建立的首个“绿色低碳工业园建设示范区”。该项目的本地电源侧，可再生能源装机容量为32万kW，其中包括分布式光伏电站97座，年可再生能源发电量约为5亿kWh；负荷侧以工业负荷为主，有347家企业签约了需求侧响应，加入“源网荷”间的高效互动，8家企业实现了兆瓦级多系统协同秒级可中断负荷控制，启动“冷热电”三联供新型供能模式。该项目实现了绿色能源技术、多元融合“源网荷储”一体化技术创新，全方位推进了区域级新能源系统的规划建设与应用探索。

2.3园区或用户级示范项目典型案例

内蒙古通辽开鲁生物医药开发区“源网荷储”一体化项目位于内蒙古自治区通辽开鲁生物医药开发区，该开发区属于自治区级工业园区，园区在产企业有55家，年产值为58.8亿元，已培育形成了以玉米生物科技、绿色农畜产品生产加工、新型清洁能源、现代服务业为主的“4大产业集群”。该项目电源侧建设规模为风电装机容量80万kW，集中式光伏发电装机容量30万kW。负荷侧需求分为供电和供非电能源两部分，供电部分采用“风光储”联合供电方式，以绿电替代园区新增负荷用电；供非电能源部分采用风光配套装机容量为40万kW的熔盐储热系统、装机容量为4万kW的电解水制氢系统、供热管网为14km的园区供热系统，以及“天枢一号”智慧能源系统等。

通过利用项目周边的风能、太阳能等资源实施绿色清洁能源替代解决园区蒸汽、供热、用电等能源需求，从而打造低碳工业园区。

2.4现存主要问题

1)在系统顶层设计方面，需要基于能源需求及演变规律的能源系统形态布局，进行多种能源耦合、供需双侧互动，存在不确定因素多样、利益主体关系复杂、实施难度高等问题。

2)在系统运行层面，存在多能耦合、特性差异大、利益主体协调困难的问题。目前多数大基地和区域型项目的“源荷”协同困难，缺少对应政策机制与市场疏通机制，业主方由于成本压力导致其动力不足。

3可再生能源综合系统的关键技术

3.1多能源互补、“冷热电”联供的“源网荷”一体化能源规划及发展路径

1)统筹区域内能源资源，包括可再生能源、化石能源等一次能源和电能、氢能等二次能源，结合技术经济性，进行能源资源的统筹规划。

2)在充分利用现有能源网络的前提下，进行冷、热、电等能源网络的顶层设计。

3)围绕用户端的电、热、气、氢等需求，提供多种能源与供用能一体化解决方案，调动负荷侧调节响应能力。

3.2可再生能源为主的能源体系及模块化技术

横向搭建以可再生能源为源端主体的电、冷、热、气、氢等多种能源形式的协同供应体系，纵向打造源、网、荷、储、用等环节的互动优化策划，形成多能源互补、“源网荷”一体化的新型能源体系。

针对该新型能源体系进行逐层分解，开展模块化技术研究，形成体系内容便于优化配置、灵活组合的模块化技术。

3.3可再生能源和化石能源耦合协同技术

能源转型期间，可再生能源将与化石能源协同共存，因此可再生能源与现有化石能源的耦合协同技术对能源系统的稳定、安全、持续运行非常重要。需要开展持续研究，以实现既可以满足能源系统的低(零)碳要求，同时可以满足经济性和安全性的要求。

3.4能源和其他领域融合技术

数字能源技术、微电网、虚拟电厂、人工智能(AI)等技术的发展为加快能源转型提供了支撑，同时这些技术的应用也是巨大挑战。

加速降低各应用场景的煤炭用量和高碳工业过程的绿色低碳变革，需要结合具体应用场景，与用能过程深度耦合，以形成切实可行的技术方案，实现能源与应用场景的融合协同。

4可再生能源综合系统的未来发展趋势

4.1和高载能产业结合的区域级低碳、低成本可再生能源综合系统

以钢铁、冶金、水泥、化工、数据中心等为代表的高载能产业的耗能大，低碳工艺流程变革难，面临降本、减碳、技术升级的多重压力。高载能产业的用电量约占中国电力消费的50%。对于高载能产业(例如：钢铁、冶金等)而言，只要有成本足够低且足够量的绿氢就可以实现低碳甚至零碳工艺变革。可再生能源和高载能产业、绿氢技术直接结合，建立区域级低碳、低成本的可再生能源综合系统。根据本文初步估算，在风能、太阳能等可再生能源资源丰富的地区，可再生能源综合系统的供能成本有望下降20%～50%。

4.2县域级100%可再生能源综合系统的技术研究与示范

中国大部分县域的年用电量从几亿kWh到10亿～20亿kWh不等，因此在中国大部分县域建设“冷热电”联供的100%可再生能源综合系统可就近满足用能需求，不但实现了零碳，而且用能成本也比现有的能源体系更经济。

中国西部、东北部地区的可再生能源资源丰富，用能负荷小且需要供暖，因此此类地区最适合开展示范项目；另外，根据本文初步估算，华北地区和沿海县域也可开展示范项目。

4.3乡村振兴边远农牧区的100%可再生能源解决方案

中国利用可再生能源解决了无大电网覆盖地区居民的基本生活用电问题，在发展中国家首先实现每户居民都可用电，创造了奇迹。随着可再生能源成本的大幅下降、技术的发展和生活水平的提高，就地采用可再生能源和节能建筑结合，可解决居民的用电、取暖、炊事等用能需求，不但技术上可行，经济上富裕的农牧民也可承受。根据本文初步估算，在无大电网覆盖地区，每户居民投入20万～30万元就可以建成节能住房和能源系统，用能水平可达到欧美等发达国家和地区的家庭用能水平。

4.4“源网荷”一体的可再生能源大规模基地

以电力外送为主的西部地区大型风光可再生能源基地面临送出通道容量瓶颈、输送成本高而就地消纳负荷不足的问题；技术上也存在电源侧发电量和负荷侧能源需求及二者匹配不确定性大、系统架构和容量配比需要科学优化和技术创新的问题。新建的大型可再生能源基地多采用“风光火”打捆外送的方式，其中“风光”的发电量占送出电量的50%左右。在近些年火电的年满发小时数持续下降的大趋势下，在可再生能源基地的电源侧和负荷侧还在新建火电装机进行调节。因此，西部地区大型可再生能源基地的电力外送解决方案还需要继续研究和优化。

除送出通道容量的限制外，随着风电、光伏发电的上网电价远低于化石能源发电的并网电价，利用西部大型可再生能源基地远距离外送的成本和在负荷附近就近开发可再生能源综合系统的成本孰高孰低也需要进一步研究探讨。

4.5园区、建筑等典型应用场景的可再生能源综合系统

利用分布式可再生能源综合系统解决园区、建筑的“冷热电”用能需求，实现园区的100%可再生能源供能，除了技术上可行之外，在风电、光伏发电等成本持续下降的趋势下，经济上也开始具有竞争力，是需要重点研究的典型应用场景之一。按现有电力系统的运行模式，分布式光伏发电、分散式风电等的接入和消纳面临严峻挑战。多能源互补、“冷热电”联供、集“源网荷”于一体是技术发展的大趋势，从技术及政策机制上都需要创新。

5结论

本文通过分析中国能源结构现状、能源转型面临的主要挑战，研究了适合中国国情的低碳、低成本的能源转型现实路径，提出了以可再生能源为主体、多能源互补、“冷热电”联供、集“源网荷”于一体的解决方案——可再生能源综合系统；然后对可再生能源综合系统的现状与关键技术进行了研究，并分析了其未来发展趋势。研究得出以下结论：

1)围绕用户侧构建分层次、分场景的以可再生能源为主的集“冷热电”“源网荷”于一体的新型能源系统，是中国实现能源转型的系统解决方案。

2)先立后破，进行以风能、太阳能等可再生能源为主体的新应用场景、新应用模式、新技术的研究与示范。在风能、太阳能资源丰富地区，以可再生能源为主和高载能产业直接结合，与现有供能体系的供能成本相比有望大幅降低。

[参考文献]

[1]许洪华.创新使命：中国在行动[M].北京：商务印书馆，2022：88-91.

[2]国家统计局.中华人民共和国2023年国民经济和社会发展统计公报：410A04-0403-202402-0001[R/OL].(2024-02-29).https://www.stats.gov.cn/xxgk/sjfb/tjgb2020/202402/t20240229_1947923.html.

[3]国家能源局.国家能源局发布2023年全国电力工业统计数据[R/OL].(2024-01-26).https://www.nea.gov.cn/2024-01/26/c_1310762246.htm.

[4]UNFCCCCOP28.COP28UAEDeclarationonClimateandHealth[R].Dubai：UNFCCCCOP28，2023.

[5]国家能源局综合司.新型电力系统发展蓝皮书[M].北京：中国电力出版社，2023.

[6]许洪华，邵桂萍，鄂春良，等.我国未来能源系统及能源转型现实路径研究[J].发电技术，2023，44(4)：484-491.

[7]国家发展和改革委员会能源研究所.中国2050年高比例可再生能源发展情景暨途径研究[R].北京：国家发展和改革委员会能源研究所，2015.

（转自：太阳能杂志）