为何现阶段风电和光伏发电的发电量占比比较低？是哪些技术原因限制了其发展？

现阶段，虽然风电和光伏发电在全球能源结构中的比重持续增长，但从整体发电量占比来看，确实还有提升空间。究其原因，并非简单的技术落后，而是涉及一系列复杂的技术性瓶颈与系统性挑战的综合体现。要深入理解这一点，我们需要一层层剥开来分析。

首先，我们得明白一个基本事实：可再生能源的本质特性与传统化石能源不同，这构成了其占比提升的首要障碍。

1. 自然力的不确定性与波动性：核心挑战

这是风电和光伏发电发电量占比相对较低的最根本技术原因。

风电的“靠天吃饭”：风速受多种气象因素影响，比如季节、昼夜、天气系统变化、地形等。风速的每一次波动，都直接转化为发电功率的剧烈变化。当风速过低时，风力发电机无法启动或发电效率极低；当风速过高时，为了安全需要停机。这种不可预测性和随机性，意味着风电场无法像传统火电厂那样稳定地按照电网调度指令输出电力。
光伏发电的“看日脸色”：太阳辐射强度受到日照角度、云层遮挡、昼夜交替、季节变化等因素的影响。晴天、阴天、雨天，甚至雾霾，都会导致光伏发电功率显著下降。夜晚更是完全无法发电。这种间歇性和周期性，是光伏发电稳定供电的一大难题。

这种不确定性和波动性，给电网的稳定运行带来了巨大的挑战。电网需要时刻保持供需平衡，即发电量与用电量实时匹配。如果大量发电量是高度波动的，电网就需要快速调动其他“灵活”的电源来填补空白或吸收过剩电力，这对于电网的稳定性和可靠性是极大的考验。

2. 储能技术的瓶颈：关键的“短板”

正是因为上述的波动性，储能技术就显得尤为重要，它是平抑可再生能源发电波动的“压舱石”。然而，现阶段的储能技术，尤其是大规模应用层面，仍存在诸多瓶颈：

成本高昂：目前主流的储能技术，如锂离子电池，虽然技术进步迅速，但其储能成本（单位能量的成本）仍然相对较高，尤其是与发电本身的成本相比。大规模部署储能系统，会显著增加电网整体的投资成本，进而影响可再生能源的经济性。
能量密度与效率：虽然锂电池的能量密度不断提升，但要储存海量电力以应对长时间的低风速或阴雨天，仍需要巨大的物理空间和大量的电池组。同时，充放电过程中的能量损耗（转换效率）也是一个不容忽视的问题。
寿命与循环次数：储能设备有其使用寿命和充放电循环次数的限制。大规模储能系统的频繁充放电，会加速其损耗，增加了设备的维护和更换成本。
安全性与环保性：某些储能技术（如某些类型的电池）存在安全隐患，如过热、起火等，需要额外的安全防护措施。同时，电池材料的开采、生产和报废处理也可能带来环境问题。
技术多样性与适用性：除了锂电池，还有其他储能技术，如抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、液流电池等。但这些技术各有优劣，且在成本、规模、响应速度、应用场景等方面存在差异，尚未有单一技术能够完全满足所有需求。例如，抽水蓄能虽然成熟且成本相对较低，但受地理条件限制很大，无法大规模推广。

3. 电网的适应性与升级改造：系统性的“不匹配”

传统的电网设计是基于稳定、可控的集中式发电（如火电、核电）而构建的。大规模、分布式、波动的风电和光伏发电接入，对电网提出了全新的挑战，需要进行系统性的改造和升级：

输电能力与网架结构：风电场和光伏电场往往建设在远离负荷中心、资源丰富的地区（如风区、光照充沛的偏远地区）。将这些地区生产的电力输送到消费地，需要建设新的高压输电线路，增加输电容量。现有电网的网架结构可能无法有效地将这些新增电力“送出去”。
电网的柔性与稳定性控制：可再生能源的波动性，使得电网的频率、电压等关键参数更容易受到扰动。电网需要更强的柔性，能够快速响应电力供需的变化，以及更先进的控制系统来维持稳定。这涉及到同步调相机、柔性直流输电（LCCHVDC）、FACTS（柔性交流输电系统）等先进技术的应用，但这些技术的推广和部署仍然是一个巨大的工程。
调度与预测技术的不足：准确预测风电和光伏的发电量，是电网调度的基础。目前的预测技术虽然在不断进步，但仍存在一定的误差，尤其是在短时和极端天气条件下。电网的调度系统也需要更智能化、更精细化，以应对海量分布式电源的接入和管理。
新能源的弃风弃光现象：由于电网接纳能力的限制（如输电通道不足、电网调度能力不足、配套储能不足等），在某些时段，即使有风或有阳光，风电场或光伏电站也可能无法满负荷发电，甚至需要“弃风弃光”，这是一种巨大的资源浪费，也限制了其占比的提升。

4. 其他技术性因素：

设备技术集成与效率：虽然风力发电机和光伏组件本身的效率在不断提高，但如何将这些发电单元高效地集成到电网中，并发挥最大效用，依然是一个复杂的技术问题。例如，大型风力发电机的叶片设计、变流器的控制算法、光伏组件的衰减、逆变器的效率等，都在持续优化中。
维护与可靠性：特别是风电，设备暴露在复杂且恶劣的自然环境中，设备的可靠性、维护成本、故障率等也是影响其运行稳定性和发电量占比的因素。海上风电场更是面临严峻的维护挑战。
土地及选址限制：虽然这不完全是“技术”原因，但风电场和光伏电站的建设需要大量的土地或海域资源，选址过程中的环境评估、生态影响、公众接受度等都可能对项目的规模和部署速度产生技术性的限制。例如，对鸟类迁徙路径的影响、对当地景观的改变等，都需要在技术方案中充分考虑并规避。

总结来说，风电和光伏发电发电量占比相对较低，并非是单一技术上的“不成熟”，而是其“固有的自然属性”与“现有电力系统基础设施”之间存在着深刻的“不匹配”。

要提升其占比，需要的是系统性的解决方案：

储能技术的突破与成本下降：这是最直接的解决方案，能“软化”其波动的“棱角”。
电网的智能化、柔性化升级改造：让电网能够更好地“消化”和“驾驭”这些新的能源形式。
更精准的发电预测与智能调度系统：提升电网运行的确定性和效率。
多能互补与区域协调：结合不同区域、不同能源的优势，形成更稳定的能源供应组合。

正是由于这些复杂的技术挑战需要被一一克服，风电和光伏发电的普及和占比提升是一个渐进的过程，需要持续的技术创新、大量的投资以及政策支持。目前我们看到的低占比，更多的是在系统性解决这些挑战的“进行时”状态。

网友意见

华能目前投出了一个0.39元/kWh的标，震惊整个光伏行业。因为这个价格距离当地燃煤标准电价也只有1.7分的差距了，可以说近似于平价上网。

但是即使风电和光伏发电的成本这么多年已经断崖式降低，但是依旧很难在很短时间内成为国内最主流能源。原因我认为有两点：

1、中国这种体量的电网，极高的新能源渗透率不现实。也不需要拿欧洲国家，例如新能源和售电标杆德国，等国家来说事。化学里面有句名言：离开剂量谈毒性是耍流氓。类似的话也适用于电力行业：离开规模谈渗透率是耍流氓。如果中国只有德国这个体量，并且能够借助欧盟一体化在新能源出力高峰将电大规模卖出，那么中国达到和德国类似的水平指日可待，不要低估我国集中力量办大事的能量，其实青海省在去年六月就已经宣称全清洁能源供电一周了。但是就算是在德国这种工业高度发达的地方，并且有周边一溜敢怒不敢言的小弟有时候不得不含泪接收德国高峰时期的新能源发电，德国电网由于渗透率过高，不得不常常对电力输送采用大范围的人为干预措施，而且德国居民用电成本十分之高，这种甘愿为新能源买单的情怀只可能出现在发达国家，在我国可行性不高。

2、单纯的大规模新能源电力送出经济性太差。单纯送出新能源的话，由于新能源出力的极度不稳定，需要按新能源出力的最大值来修建变电站和输电线路，但是一般新能源可利用小时数可能只有两三千，最大可利用小时数就更小了。这个变电站和输电线路明明一年可以输送1亿千万时的电量，现在只能送2000-3000，相信没有任何公司能够长时间承担得起这种烧钱项目。所以目前都是提的风光火水互补，风光的出力必须要有火水来互补，而且火水所占的比例还不能小，不然稳定性太差。所以，虽然小范围内光伏能够做到平价上网，但是风光的这种极其坑爹的波动性，决定了短期之内它们在发电量中的占比将十分低。

要说到技术原因的话，个人认为是储能技术制约了风光发电量，其他技术大多治标不治本，难以很好解风光的波动性问题。只有在储能技术有了质的突破之后，才是真正的风光大放异彩之时。

近几年，清洁能源的发展是我国甚至是全球化的主题，在《重塑电力市场》一书中，也明确指出未来的发展方向是“低碳转型”。我国近些年推行节能改造，开启碳市场等诸多措施，也无不在大力推行新能源的发展。即使这样的大环境下，新能源的发电量占比仍然相对较低，这是由从能源格局、出力特性到发用电计划等多个环节共同影响导致的结果，那么下面就详细梳理一下。

发电量占比低的原因分析

1 新能源装机增长迅速，但利用小时数受资源限制

截至2017年底，我国风电和光伏的装机容量情况如下图所示。在能源转型的大势及政策补贴激励下，风电和光伏的装机容量增长势头较猛。然而，风电、光伏这两种资源的有效利用小时数受资源条件影响较为严重，风资源并非全天高风速，夜间无光照，所以风电光伏机组有很多时段是低出力水平甚至零出力；另一方面，风电的出力有“逆负荷”特性，在负荷低谷的夜间往往因风大而有更大的出力空间。所以，整体来讲，机组利用效率受资源的时间特性影响较为明显。

2 电力装机增速大于负荷需求增速，电力装机盈余过多

能源转型的需求拉动着新能源装机容量的提升，整体上能源装机增量大于淘汰量，同时能源装机璔速大于负荷需求增速，造成了电力过剩的局面。以山西为例，截止2017年12月，山西省电力装机容量8072.71万千瓦（其中风电871.63万千瓦，太阳能发电590.38万千瓦），而2017年12月中的最大负荷峰值2899.8万千瓦，装机是负荷的2.5倍以上。

我国的能源整体上是僧多肉少，且因利益分配及电网运行需求等因素，不能单纯把新能源电量照单全收，进一步限制了新能源发电量的占比。

3 新能源电源与负荷的逆向分布造成消纳压力

由于风电、光伏机组的出力依托于风和光的自然资源，因此，在进行风电厂、光伏电站的选址时，对于资源的依赖性很强。以风电为例，下图展示了一般的风电厂开发流程，其中的“宏观选址”指的是基于风能资源及其他条件的分析和比较，进行场址的选择。从图中不难看出，依据风资源进行宏观选址是整个过程中相当重要的基础和先决条件，而其中风资源丰富和风能质量好是相当重要的参考依据。

新能源电厂的分布与自然资源密切相关，但风光资源丰富的地区基本为“地广人稀”的地区，所以“三北”地区（东北、华北、西北），而电力负荷需求却主要集中在东南沿海地区。虽然有了大输的特高压输电项目来支撑“西电东送”“北电南送”等工程，但当前形势下，输电通道的输电容量仍难以完全满足新能源消纳的需求。

4 新能源出力不稳，对火电的依赖性较大

提到风电、光伏机组的出力特性，往往用间隙性、波动性、随机性来形容，且由于受风光等气象资源的影响明显，其出力预测的准确度也并不理想。

在制定电网运行的发输电计划的过程中，需要保证负荷曲线被满足，同时也要保证电力系统的安全稳定运行。新能源出力不确定的部分，需要由出力特性更加稳定和可控的火电来“兜底”。新能源出力波动产生的差额需要通过火电的快速调节来补足，为了保证足够的调节能力，火电的出力占比自然也不可以压到太低。

在一些地区，通过“风火打捆”的方式实现新能源消纳就是这个道理，尽量让风电多出力，但为了保证出力的稳定性，由“打捆”的火电补足其波动的部分。

正是由于对火电的依赖和电网运行的稳定性需求，高比例火电的结构仍将长期存在。

5 固定成本高，对补贴政策有很强的依赖

有时会见到这样一种说法，风电、光伏机组出力成本低，比火电更有竞争力。然而，这句话中的成本低仅指风、光这些自然资源的变动成本，实际上，其建设、设备等固定成本其实很高。当下很多电站都是靠政府补贴来维持。

利润是吸引投资的关键点，当前情况下地补贴的依赖性强，仍需要通过技术改进等方式真正实现全成本的降低，才能形成更有力的发展空间。

6 政策倡导下，机制和硬件基础的完善需要时间

不管是能源局和发改委的诸多文件，抑或是国网内部的“双降”要求，都在为消纳新能源，提升其出力水平指明方向。然而，真正的落实需要合理的机制规范，以及匹配的硬件基础支撑。机制的设计需要立足长远，兼顾多方利益，反复推敲；硬件的完善更需要时间来满足。我国的电力体制改革和电网建设就是提升新能源的软、硬件基础，目前尚不能达到最理想的状态。

解决方案

前面分析了风光发电量占比低的宏观原因，而实际回归到技术的角度，粗潜的梳理后，形成了以下几个技术角度的解决方案。

1 提升风电、光伏发电机组的技术性能

通过对发电机组的技术升级解决其出力波动性的问题，提升其出力稳定性，减少对火电的依赖性，是提高其出力占比的重要手段。

另一方面，通过技术革新降低机组建设、运维等固定成本，通过降本增效提高其市场竞争力，吸引社会资本，加速资源优化配置。

2 提高新能源出力的预测水平

在当前的“计划+市场”的调度模式下，受新能源消纳政策的影响，调度部门制定发输电计划时，需要在日前（执行日前一天）阶段新能源机组的出力预测，并编排到发输电计划中。计划编制过程中，需要考虑新能源预测的不准确性，而有所保留或留有一定备用。

通过新兴技术手段，整合更多的数据资源，提升新能源机组的出力预测精度，有效解决其出力的随机性问题，将为风电资源争取到更大的计划空间。

3 储能技术的有效补充

近两年储能技术开始迎来一波发展，从宏观来看，储能技术通过充放电，实现电能的时间转移，可以有效解决负荷与机组出力时间不匹配的问题。另一方面，储能的调节性能好，可以对新能源出力进行有效调整，平稳新能源出力。

4 新的发展形势促进就地消纳

近些年，电网的发展形势越来越多元化，微网越发流行。微网的存在其实就是通过微网部分的控制，实现微网内新能源的内部消纳。

另外，分布式光伏可以有效解决新能源电源与负荷逆向分布的问题。通过分散化的处理方式，在一定程度上打破了对地域的限制，也极大的促进了新能源的就地消纳。

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