中國風力和光伏新能源發電現狀與對策分析

摘要：近年來，我國風能和太陽能等新能源利用實現躍升發展，新能源電站的建設和發展成為當前能源領域的重要趨勢。通過列舉和分析現有建設和運行效果較好的風電光伏項目典型案例，明確了在新能源電站建設、運行及綠電交易中存在的建設指標取得困難、受土地政策和相關機制的限制、受消納問題制約等重點問題，并給出了相應解決對策，為我國新能源發電企業提供了有價值的參考。

關鍵詞：新能源發電；風力；光伏；綠電交易

中圖分類號：X322 文獻標識碼：A 文章編號：1008-9500（2025）03-0-04

Analysis of the Current Situation and Countermeasures of Wind Power Photovoltaic New Energy Power Generation in China

DONG Peiyao1，2

（1.Sinopec Star Petroleum Co.， Ltd.; 2.Sinopec Star （Beijing） New Energy Research Institute Co.， Ltd.， Beijing 100083， China）

Abstract： In recent years， the utilization of new energy such as wind and solar energy in China has achieved rapid development， and the construction and development of new energy power stations have become an important trend in the current energy field. By listing and analyzing typical cases of wind and photovoltaic projects with good construction and operation effects， this paper clarifies the key problems in the construction， operation， and green power trading of new energy power plants， such as difficulties in obtaining construction indicators， limitations from land policies and related mechanisms， and constraints from consumption issues. Corresponding solutions are also provided， providing valuable reference for China’s new energy power generation enterprises.

Keywords： new energy power generation; wind power; photovoltaic; green electricity trading

近年來，我國光伏和風電等新能源業務發展迅猛，新建風光項目呈現“分布區域廣、綠電需求旺、裝機規模大、項目類型多”的特點[1]。國家發展和改革委員會、國家能源局發布的《“十四五”現代能源體系規劃》強調，加快發展風電、太陽能發電。全面推進風電和太陽能發電大規模開發和高質量發展，優先就地就近開發利用，加快負荷中心及周邊地區分散式風電和分布式光伏建設，推廣應用低風速風電技術[2]。“雙碳”1+N政策體系是中國政府為實現碳達峰和碳中和目標制定的一系列政策的總稱。這些政策措施涵蓋了能源結構優化、節能減排、技術創新以及市場機制建設等方面[3-4]，強調通過協調發展、技術創新和市場機制的綜合運用，推動能源綠色低碳轉型。但是，可再生資源的利用和新能源電力系統的建設和發展尚存在許多問題，需要通過案例分析明確相應對策。

1 案例介紹

陜西省渭南市大荔縣20 MW風力發電項目是分散式風力發電站，安裝有8臺2.5 MW機組，總裝機容量為20 MW，總投資金額為1.51億元。2021年2月22日項目取得初步設計的批復，2021年7月9日開始工程建設，2021年11月28日完成工程建設，2022年11月18日竣工驗收。該項目電量消納較好，風電場損失電量主要為限電損失電量和故障損失電量。

2024年10月，項目平均日發電量為14.18萬kW·h，單日最高發電量為43.41萬kW·h，月度總發電量為439.68萬kW·h，超額55%完成計劃。

山西省古交市150 WM光伏發電項目利用荒山荒坡建設光伏發電站，規劃裝機總容量為150 WM，新建一座220 kV升壓站，同步配置容量為15 WM/30 WM·h的儲能系統。該項目預計發電平均年等效利用小時數約1 447.7 h，2020年年均發電量約267 320.8 MW·h。

項目采用綠電交易方案，山西省新能源企業參與市場交易的上網電量不受限制，項目按照上網電量100%參與電力市場化交易，是綠電交易典型案例。

2 中國風力和光伏新能源發電存在的問題

2.1 新能源建設指標取得困難

新能源建設指標的難點主要如下：一是?國家電力投資集團有限公司、?中國華能集團有限公司、中國大唐集團有限公司、中國華電集團有限公司、中國能源建設集團有限公司、?國投電力控股股份有限公司、?中國廣核集團有限公司、?中國長江三峽集團有限公司、?華潤電力控股有限公司、?中國節能環保集團有限公司以及?中國核工業集團有限公司11家企業在各個省級行政區已率先開展新能源業務布局，搶占建設指標，所剩空間有限；二是指標數量有限且技術門檻高，競爭激烈，全國各大能源企業為獲取地方新能源指標，積極參與競爭性配置，使得地方政府在競爭性配置方面提的要求越來越高；三是申請程序復雜，涉及多部門和機構，程序煩瑣。

通常所講的新能源指標是對新能源行業內的建設規模指標的通俗化提法。建設規模指標是指能源投資主管部門（通常為省級發改部門或其下屬的能源局）在其上級機關所賦予的權限內，對新能源電站項目所核發的裝機容量。建設規模指標決定了光伏項目的規模，受限于國家對于電力項目建設存有中長期建設規模規劃，以及更加具體化的年度建設規劃。根據國家能源局下發的規定，各省級能源主管部門可依據本區域年度非水電最低消納責任權重和全社會用電量，測算本地區年度非水電可再生能源電力消納量，進而測算確定本地區年度必須新增的新能源指標。省級能源主管部門確定各地方的新能源指標后，各地方能源主管部門主要通過競爭性配置的方式向申報企業分配。

2.2 土地政策和相關機制的限制

雖然政府出臺了一系列支持新能源發展的政策，但是土地和征租地問題仍是項目前期建設中的常見問題，包括土地收儲手續的辦理進度、土地用途的合規性，以及土地征用過程中與地方政府、當地農民的協調等，土地問題的處理不當可能會嚴重影響項目的進度和成本。同時，為保障生態環境和農業安全，國家多部委和地方政府陸續出臺新能源規范發展政策。2022年6月，自然資源部發文規定，嚴格控制光伏發電項目占用耕地和生態保護紅線。隨著城鎮空間、農業空間、生態空間劃定的城鎮開發邊界、永久基本農田、生態保護紅線三條控制線（“三區三線”）成果啟用后，土地政策收緊，國家對項目建設用地審批更加嚴格，處罰力度更加嚴厲。近年來，光伏用地政策的變更使部分光伏指標被廢棄。同樣，受政策不確定性的影響，已經獲得的風電項目指標會面臨被取消或調整的風險。

2.3 消納問題制約發展

新能源發電具有靈活性和波動性等特性，考慮整個電網安全性，較多地方公布電網消納能力已達到極限，不再新增光伏等新能源裝機。近年來，多地新能源競爭性配置中，電網消納條件成為競爭焦點。以湖北省為例，2023年，新能源建設指標競爭性配置出現消納受限問題，某一地區3個新能源項目僅能保留1個。消納條件甚至成為競爭性配置能否成功的決定性因素。在分布式光伏方面，山東省能源局下發的《關于發布分布式光伏接入電網承載力評估結果的公告》顯示，經評估，2024年，山東省37個縣（市、區）分布式光伏出力將向220 kV及以上電網反送電，新增分布式光伏出力無法在縣域范圍內消納。另外，公開資料顯示，湖北省分布式電源承載能力僅剩320萬kW，除武漢市、漢川市、大冶市和江陵縣外，其余地區均為“紅區”。

2.4 棄光限電問題依然存在

新能源發電具有間歇性、隨機性、可調度性低的特點，大規模接入會對電網運行產生較大影響，這是制約新能源發電上網的原因之一。目前，新能源發電站面臨的最大問題就是并網條件的制約，大規模新能源電力沒有外送渠道。2024年4月1日《全額保障性收購可再生能源電量監管辦法》修訂的頒布，可能進一步提高棄光率。分布式大省電網的光伏限電舉措直接導致光伏項目的經濟效益下降，收益存在不確定性。同時，頻繁的限電可能對光伏設備的使用壽命產生負面影響，增加運維成本。

2.5 受限于儲能成本與配儲要求

風電和光伏發電具有間歇性，需要有效的儲能技術來平衡供需。新型儲能技術路線中，鋰離子電池占比較大，雖然近年來成本有所下降，但是鋰電池的初始投資成本依然較高，影響了項目效益。自2020年起，多地明確要求新能源項目并網應配置一定比例的儲能設施，緩解電網新能源消納壓力[5]。全國近30個省份出臺了新能源配儲政策。一些省份在儲能電站獨立商業運營模式尚未明確的情況下“強制配儲”，導致新能源建設成本大幅增加。2017年，青海省首次提出風電項目強制配套建設規模10%的儲能。新建新能源項目配儲比例一般在10%及以上，個別達到20%[6]。以2023年湖北省公示的競爭性配置結果可知，最高配儲比例達1∶3。目前，租賃配儲或集中共享配儲逐漸成為配儲趨勢，山東省等少數地區提出海上光伏制氫視同配儲。同時，內蒙古自治區在其2023年11月頒布的風光制氫一體化項目實施細則中表示，風光制氫一體化項目也應當配置15%、4 h的電儲能。

3 風電光伏項目發展對策

針對風力和光伏新能源發電的問題，對于目前我國擬建和在建的風電光伏項目，提出相應的對策。

3.1 加強專業化團隊建設

加強專業化團隊建設，打造項目前期建設和電力交易兩個專業化團隊。綠電項目前期建設流程長且復雜，各環節涉及的人員與工作內容較為獨立，缺乏掌握全流程的綜合性人才團隊。前期建設專業化團隊快速突破項目建設過程中的難題，推動項目高效開展，并積累、匯總經驗，為后續項目提供參考，形成企業綠電項目建設流程的“智庫”。電力交易方面，現貨交易會給電力資產收益帶來極大不確定性，從部分省份風電、光伏參與現貨市場運行情況看，出現零電價甚至是負電價，導致新能源現貨收益偏低[7]，全年發電收入受到沖擊。專業化團隊有利于提升參與電力市場交易的能力，防范消納和電價風險。一方面，要加強對電力交易規則的研究，高度重視電力交易政策與規則迭代給企業經營帶來的影響，熟練掌握交易知識、交易規則和交易技巧，為交易決策提供充分依據。另一方面，要強化電力生產與交易協同配合，積極與電力交易機構、綠證核發機構進行對接，做好已投產可再生能源項目建檔立卡和綠證核發，持續加大綠證交易和跨區域綠色電力交易力度，在促進消納的同時，充分體現綠電的電力商品價值與環境價值，提高綠色能源資產收益。

3.2 資源協調，內部消納與平臺建設

申請各方面資源協調，推動內部消納機制和內部平臺建設。參與建立健全新能源市場機制，推動市場機制的建立和完善，包括碳交易市場、綠證交易等[8]。突破現有供電格局，爭取“電力直連”等直購電交易、“源網荷儲”模式。2021年出臺的《“十四五”可再生能源發展規劃》中，在工業園區、大型生產企業和大數據中心等周邊地區，因地制宜開展新能源電力專線供電，建設新能源自備電站，推動綠色電力直接供應和替代燃煤自備電廠，建設一批綠色直供電示范工廠和示范園區，開展發供用高比例新能源示范。通過市場手段促進新能源的發展，以激勵更多的社會資本投入新能源領域[9]。同時，積極與政府溝通，爭取更多的政策支持，如補貼、稅收優惠等，以降低成本，提高競爭力。

僅依靠企業內部生產綠電難以實現碳中和目標，未來需要采購大量綠色電力。建立內部綠電交易平臺，有助于提升綠電的發展，同時可有效保護內部發電企業。建立交易平臺后，發電與用電企業可采取交叉補貼的機制。例如，采取“市場價+上浮20%”的價格上限成交，一方面保障企業能夠采購市場中足夠低的綠色電力，另一方面有效保護新能源發電企業的快速、健康發展，在發電企業規模效應凸顯后，再完全參與電力市場交易。

3.3 提高數字化與智能化水平

開發智能化電力交易輔助決策工具，優化新能源現貨交易策略，加強風光電預測系統建設，提升風光功率預測的準確性，降低因發電功率不穩定、預測難度大帶來的偏差考核費用支出[10]。智能電網建設方面可與電網公司合作，提升電網對分布式能源的接納和調度能力。在偏遠地區或電網覆蓋不足的地方，建設微網系統，實現局部的電力自給自足。在更大范圍內與電網系統協同交互層面，國內虛擬電廠技術已進入應用推廣階段，國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司已在安徽省、浙江省、湖北省和廣東省等地完成虛擬電廠示范項目落地和商業化投運。虛擬電廠是作為一個特殊電廠參與電力市場和電網運行的智慧能源管理系統，通過能源與信息技術深度融合，并集成不同空間的可調負荷、儲能側和電源側的多種資源，在不同時序上自主協調、優化管理電力的供需匹配，以實現包括獨立儲能在內的多方擴大收益的共贏目標。

3.4 開展技術合作，探索創新模式

積極開展技術交流與合作，探索合資合作創新模式。積極參與國內外新能源技術和市場的交流與合作，學習借鑒先進經驗，提升競爭力。引進先進的技術與管理經驗，同時將企業成熟的技術和產品輸出到國內外市場。積極探索與電力企業合資合作創新模式。在充分利用自身可變（平移）負荷和獨立儲能設施下，與電網公司、虛擬電廠企業在工業產業園內開展增量配網、需求響應等方面的合作，實現“源網荷儲”全環節深度參與新型電力系統的構建。同時，要積極參與新能源標準的制定，提升企業在新能源領域的影響力。

4 結論

針對我國擬建和在建的風電光伏項目存在的建設規模指標、土地政策、消納與上網的現狀，應從專業化團隊建設、資源協調、提高數智化水平、開展技術交流與合作等方面制定詳細的措施，推動我國新能源電力產業的高效、綠色與可持續發展。

參考文獻

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2 國家發展和改革委員會，國家能源局.國家發展改革委 國家能源局關于印發《“十四五”現代能源體系規劃》的通知（發改能源〔2022〕210號）[EB/OL].（2022-01-29）[2025-01-06].https：//zfxxgk.nea.gov.cn/2022-01/29/c_1310524241.htm.

3 唐 浩，楊國華，王鵬珍，等.基于改進粒子群算法的風光蓄互補發電系統容量優化[J].電測與儀表，2017（16）：50-55.

4 張明銳，林承鑫，王少波，等.一種并網型風光互補發電系統的建模與仿真[J].電網與清潔能源，2014（1）：68-74.

5 唐 浩，楊國華，李 卿.風光互補發電系統低碳效益建模研究[J].電力科技與環保，2016（5）：47-50.

6 吳克河，周 歡，劉吉臻.大規模并網型風光儲發電單元容量優化配置方法[J].太陽能學報，2015（12）：2946-2953.

7 孫曉龍.“雙碳”背景下新能源電力交易市場機制探討[J].產品可靠性報告，2024（10）：43-44.

8 張 洪.面向新型電力系統的綠電、綠證協同發展及政策建議[J].華北電力大學學報（社會科學版），2024（6）：63-74.

9 嚴 旭，陳 喆.基于光伏儲能系統的綠電消費市場能源交易激勵機制的優化研究[J].自動化與儀器儀表，2024（10）：214-219.

10 李 慧，高得蓮.電力交易含“綠”量攀升新型電力系統建設加速[J].華北電業，2024（9）：16-17.