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摘要： 作者介绍了新能源快速发展下的甘肃省电力系统格局变化，从社会用电量、装机容量、发电量等方面分析了全省电力结构的现状和未来，总结了风电光电发展过程中存在的一些问题和解决思路，同时对于传统火电机组如何在新能源冲击下实现平衡协调发展做了详细的阐述。
关键词： 新能源 电源结构 弃风 智能电网 发展
1 概述
新能源产业主要是源于新能源的发现和应用。新能源指刚开始开发利用或正在积极研究、有待推广的能源，如太阳能、风能、地热能、海洋能、生物质能和核聚变能等。目前甘肃电网最主要的新能源发电为风电、光伏等形式。近几年来随着新能源的开发和应用，由于它的清洁性和可再生性，传统的能源产业遭受到极大的冲击，电网结构在不断发生变化。受用电需求下降、设备利用小时数持续降低，加之煤价上涨，省内各火电企业受到内外夹击的难解困局；而水电拥有资源优势，尤其黄河、白龙江以及陇南地区部分小水电水能资源丰富，清洁的资源优势及低发电成本决定了其拥有盈利空间；前两年风电的发展速度惊人，但目前一窝蜂而上的投资建设已经造成饱和，风场弃风现象严重，且风电场系统稳定性不强，运营成本较高盈利并不乐观；太阳能发电风头正劲，但发电成本过高需国家政策扶持。不过因其基数较低占全网份额较少，加上最近欧盟对华光伏贸易战，光伏板出现供应过剩，光伏板及电池组件价格面临下调，预计其发电成本将有所降低，所以近期在省内增长速度较快。
2 国内电力行业分析
2012年，我国国民经济运行整体放缓，电力行业运行平稳，电力供需总体平衡。总体来看，电网投资结构继续优化，清洁能源发电投资占比不断提高；全社会发电量继续回升，水电发电量增速有所放缓，火电发电量略有恢复；用电需求有所好转，全社会用电量增速继续反弹，工业用电量随工业生产的逐步恢复而继续回升，这将有助于电力能源的发展。
据统计，截止2012年底我国发电装机容量达到114491万千瓦，同比增长7.8%；其中，水电24890万千瓦，占全部装机容量的21.74%；火电81917万千瓦，占全部装机容量的71.55%；核电1257万千瓦，占总装机容量的1.1%；并网风电6083万千瓦，占全部装机容量的5.31%；并网太阳能发电328万千瓦，占全部装机容量的0.2%。2012年虽然电源投资规模继续下滑，但水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的70.78%，较上年同期上升3.19个百分点，电源投资结构不断优化，风电、光伏等新能源电力存在极大的投资和上升空间。
3 甘肃省内电源结构分析
截至2013年5月底，甘肃省装机容量3050万千瓦，同比新增289万千瓦，增长10.45%。其中火电1553万千瓦，增加29万千瓦、增长1.9%；水电745万千瓦，增加82万千瓦、增长12.36%；风电659万千瓦，增加99万千瓦、增长17.59%；光电94万千瓦，增加79万千瓦、增长528%。从上述统计数据可以看出，我省新能源仍保持较高的增长速度。风电光电总容量已达753万千瓦，超过了水电容量，而水电风电光电容量总和也基本与火电持平。
2013年6月16日，随着中利腾晖嘉峪关100兆瓦光伏电站并网，甘肃太阳能光伏发电装机容量突破百万大关，达到105万千瓦，占系统总装机的3.5%。这也标志着甘肃成为全国仅次于青海的光伏发电容量第二大省。光伏发电已成为甘肃继风力发电之后迅速崛起的又一重要能源。截至目前，甘肃省已实现并网光伏电站37座，装机达到105万千瓦。按照《甘肃省“十二五”新能源和可再生能源发展规划》，预计今后两年内，到2015年底甘肃光伏并网容量将达到750万千瓦，风电装机将达到1700万千瓦。这些新能源发电项目绝大多数集中在日照时数长、风能资源丰富的河西地区。
据统计，5月份甘肃省全社会用电量88.52亿千瓦时，同比增长9.14%。累计全社会用电量428.36亿千瓦时，同比增长11.15%。虽然社会用电量仍未达去年年底水平，但总体需求量还是不断增加，这给新能源的发展提供了一定的有利空间，同时又能尽量减少对火电企业的冲击，保证火电机组的利用小时数和一定的经济指标。随着经济社会的发展，未来我国电力需求依然很大，预计2020年全社会用电量达8.6万亿千瓦时，2010至2020年电力消费年均增速约7.4%。
不难看出，未来中国新能源市场需求前景仍然非常可观。随着这几年技术进步，以及产业规模的扩大，光伏、风电产品的价格已经下降很多，这将加快推进新能源需求市场的开发和应用。同时因为跨区跨省送电保持平稳较快增长，2012年，西北电网累计完成跨区跨省交易电量580.04亿千瓦时，同比增长15.3%。这也为新能源的建设上网、电能输出提供了有利空间。
4 甘肃省能源结构发展分析
4.1风电：解决弃风和稳定性问题
目前风电发展过程中存在的风机多数不具备低电压穿越能力、风电场建设施工质量问题较多、大规模风电场接入带来电网整体安全性问题、风电场运行管理薄弱等四大问题，主要体现在以下方面：1、发电容易输送难； 2、电网调频调峰不足；3、电力电量消纳难；4、系统稳定性不强；5、大规模风电运行控制管理难度大。风电的发电能力几乎完全由风的大小、强弱决定，必然具有“风”的波动性、随机性的特点，目前国内风电预测预报技术不够完善、预测精度不高，风电作为波动性、随机性电源发电出力难以预测及预测不准对电力系统调度运行管理造成了巨大影响。大面积的风电投资建设受河西750KV送电线路输送能力的制约，风电场限电弃风造成了风机利用率不高，资源浪费。解决以上问题需要做好以下工作：
（1）在电网方面，需要加快坚强智能电网规划和建设，大力发展特高压电网，满足各类大型能源基地和新能源大规模外送的迫切需要。
（2）积极开展风力发电、光伏发电等新能源并网技术研究，加大投入建设电力外送通道，提升清洁能源消纳和送出能力，加强跨区跨省送电。 （3）风电场自身应具备低电压穿越能力，避免风电机组大规模脱网事故，保证并网发电的稳定性和可靠性。
（4）完善风电预测预报技术，提高预测精度，减少因自然条件引起的电力波动。
（5）优化风电运行，加强技术监控、设备维护和运行管理，提高风电运行可靠性。
（6）合理投资建设，选择最佳风场基地，避免风场饱和、风机闲置引起投资浪费。
4.2光电：合理规划有序发展
光电发展最大的瓶颈是发电成本高。与风力发电相比，目前光伏发电利润空间相对较低，西部地区光伏发电成本约为0.88元/千瓦时，如果没有地方政府的补贴，光伏几乎无法实现盈利。另外光伏发电出力与太阳辐射强度成正比，地域性差别大，在我省光电发电项目绝大多数集中在日照时数长、风能资源丰富的河西地区。大批量光伏与大规模风电交织在一起进一步加剧了新能源送出矛盾，电网调峰、电量消纳困难也进一步凸显。所以建设特高压直流外送通道、更大范围内消纳新能源电力电量更显急切。但由于光电具有能源清洁、可控性相对较强、对电网调峰影响相对较小等其他能源所不具备的优点，光电在今后的相当长一段时间应作为首要的投资发展方向。另一方面，我国光伏电池产量足以支撑国内市场的发展，光伏电池/组件价格的下降也为国内市场的开启创造了条件。今年以来欧盟对华光伏展开贸易战，导致我国光伏电池/组件出口受限，国际市场需求不旺，价格快速下降，库存增加，为开启国内市场创造了机遇。这使得光伏的发电成本将有所降低，拉大了光伏发电的利润空间。结合当前我国发展太阳能等可再生能源的重要能源战略，以及对光电尤其是西部地区的政策倾斜，我省应抓住这一有利时机，大力投资建设光电产业，抢占国内光电的阵地。
在发展光电的同时，应吸取风电建设的教训，要有规划、有次序的发展，避免一窝蜂而上造成产能过剩，解决好消纳和送出瓶颈的限制，避免大面积弃光现象的发生。
4.3火电：挖掘潜力平衡发展
长期以来，煤炭一直是我国最主要的一次能源，其中一半以上用于电力生产。随着我国清洁能源装机的比重逐步上升，电源结构不断优化。但不可否认的是，在今后相当长的一段时期内，我国以燃煤为主的发电结构不会发生根本性改变，并将维持以煤电为主的局面。所以在新能源快速发展的同时应兼顾火电的建设，并且把重点放在提高火电机组的效率、节能减排上来，使可再生能源得到充分利用，又保证火电机组在高效状态下运行，实现风电、太阳能发电机组与能够稳定运行的火电机组双赢发展，实现多种能源互补发电。
作为火电企业要着力于充分挖掘在运燃煤发电机组的节能潜力。我国目前有大量的亚临界参数机组，其中30万千瓦机组占比约为72%，60万千瓦以上机组占比约为30%。还有很多容量偏小，设计效率较低，发电煤耗较高的机组。总的来说，我国平均发电煤耗只达到发达国家的中等水平，整体上发展水平参差不齐，2012年全国6MW及以上的火电机组平均供电标准煤耗为326g/kwh。存在较大的节能潜力空间。所以，要平衡发展各能源结构，必须提高燃煤机组的整体效率和性能，在节能减排上多下功夫，综合考虑技术、经济、环保、管理等多方面因素。公司应加强对火电机组的运行优化管理和技术监控，保证机组的运行可靠性，提高火电机组的负荷率、利用小时数，使火电机组具备可靠经济、高效节能的竞争力。
在新能源激烈冲击的不利局面下，火电企业经营应做好以下关键工作：
（1）加强燃料管理，降低入厂和入炉煤价，控制入炉煤热值差，努力降低发电成本；
（2）加强抢发电量工作，加强电力市场的分析，争取电量计划并落实到位；
（3）强安全生产管理，提高设备健康水平，保证机组负荷率和利用小时数，夯实抢发电量的基础；
（4）充分利用供热机组潜能，积极拓展热力市场；
（5）科学调整各项指标，提高火电机组能耗水平；
（6）推进火电机组“上大压小”项目，用高效节能的大机组代替低效高耗的小容量老机组。
5 结束语
在新能源发展迅速的电力市场格局下，怎样协调好发展清洁能源和优化煤电开发的关系，实现多种能源平衡发展是摆在我们面前的关键问题。只有认真分析市场形势，了解市场需求并及时调整公司整体战略，积极开发新兴产业，平衡各电力能源布局，最大限度的发挥各能源的作用，从而促进电网和发电企业的健康持续发展。
关键词： 新能源 电源结构 弃风 智能电网 发展
1 概述
新能源产业主要是源于新能源的发现和应用。新能源指刚开始开发利用或正在积极研究、有待推广的能源，如太阳能、风能、地热能、海洋能、生物质能和核聚变能等。目前甘肃电网最主要的新能源发电为风电、光伏等形式。近几年来随着新能源的开发和应用，由于它的清洁性和可再生性，传统的能源产业遭受到极大的冲击，电网结构在不断发生变化。受用电需求下降、设备利用小时数持续降低，加之煤价上涨，省内各火电企业受到内外夹击的难解困局；而水电拥有资源优势，尤其黄河、白龙江以及陇南地区部分小水电水能资源丰富，清洁的资源优势及低发电成本决定了其拥有盈利空间；前两年风电的发展速度惊人，但目前一窝蜂而上的投资建设已经造成饱和，风场弃风现象严重，且风电场系统稳定性不强，运营成本较高盈利并不乐观；太阳能发电风头正劲，但发电成本过高需国家政策扶持。不过因其基数较低占全网份额较少，加上最近欧盟对华光伏贸易战，光伏板出现供应过剩，光伏板及电池组件价格面临下调，预计其发电成本将有所降低，所以近期在省内增长速度较快。
2 国内电力行业分析
2012年，我国国民经济运行整体放缓，电力行业运行平稳，电力供需总体平衡。总体来看，电网投资结构继续优化，清洁能源发电投资占比不断提高；全社会发电量继续回升，水电发电量增速有所放缓，火电发电量略有恢复；用电需求有所好转，全社会用电量增速继续反弹，工业用电量随工业生产的逐步恢复而继续回升，这将有助于电力能源的发展。
据统计，截止2012年底我国发电装机容量达到114491万千瓦，同比增长7.8%；其中，水电24890万千瓦，占全部装机容量的21.74%；火电81917万千瓦，占全部装机容量的71.55%；核电1257万千瓦，占总装机容量的1.1%；并网风电6083万千瓦，占全部装机容量的5.31%；并网太阳能发电328万千瓦，占全部装机容量的0.2%。2012年虽然电源投资规模继续下滑，但水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的70.78%，较上年同期上升3.19个百分点，电源投资结构不断优化，风电、光伏等新能源电力存在极大的投资和上升空间。
3 甘肃省内电源结构分析
截至2013年5月底，甘肃省装机容量3050万千瓦，同比新增289万千瓦，增长10.45%。其中火电1553万千瓦，增加29万千瓦、增长1.9%；水电745万千瓦，增加82万千瓦、增长12.36%；风电659万千瓦，增加99万千瓦、增长17.59%；光电94万千瓦，增加79万千瓦、增长528%。从上述统计数据可以看出，我省新能源仍保持较高的增长速度。风电光电总容量已达753万千瓦，超过了水电容量，而水电风电光电容量总和也基本与火电持平。
2013年6月16日，随着中利腾晖嘉峪关100兆瓦光伏电站并网，甘肃太阳能光伏发电装机容量突破百万大关，达到105万千瓦，占系统总装机的3.5%。这也标志着甘肃成为全国仅次于青海的光伏发电容量第二大省。光伏发电已成为甘肃继风力发电之后迅速崛起的又一重要能源。截至目前，甘肃省已实现并网光伏电站37座，装机达到105万千瓦。按照《甘肃省“十二五”新能源和可再生能源发展规划》，预计今后两年内，到2015年底甘肃光伏并网容量将达到750万千瓦，风电装机将达到1700万千瓦。这些新能源发电项目绝大多数集中在日照时数长、风能资源丰富的河西地区。
据统计，5月份甘肃省全社会用电量88.52亿千瓦时，同比增长9.14%。累计全社会用电量428.36亿千瓦时，同比增长11.15%。虽然社会用电量仍未达去年年底水平，但总体需求量还是不断增加，这给新能源的发展提供了一定的有利空间，同时又能尽量减少对火电企业的冲击，保证火电机组的利用小时数和一定的经济指标。随着经济社会的发展，未来我国电力需求依然很大，预计2020年全社会用电量达8.6万亿千瓦时，2010至2020年电力消费年均增速约7.4%。
不难看出，未来中国新能源市场需求前景仍然非常可观。随着这几年技术进步，以及产业规模的扩大，光伏、风电产品的价格已经下降很多，这将加快推进新能源需求市场的开发和应用。同时因为跨区跨省送电保持平稳较快增长，2012年，西北电网累计完成跨区跨省交易电量580.04亿千瓦时，同比增长15.3%。这也为新能源的建设上网、电能输出提供了有利空间。
4 甘肃省能源结构发展分析
4.1风电：解决弃风和稳定性问题
目前风电发展过程中存在的风机多数不具备低电压穿越能力、风电场建设施工质量问题较多、大规模风电场接入带来电网整体安全性问题、风电场运行管理薄弱等四大问题，主要体现在以下方面：1、发电容易输送难； 2、电网调频调峰不足；3、电力电量消纳难；4、系统稳定性不强；5、大规模风电运行控制管理难度大。风电的发电能力几乎完全由风的大小、强弱决定，必然具有“风”的波动性、随机性的特点，目前国内风电预测预报技术不够完善、预测精度不高，风电作为波动性、随机性电源发电出力难以预测及预测不准对电力系统调度运行管理造成了巨大影响。大面积的风电投资建设受河西750KV送电线路输送能力的制约，风电场限电弃风造成了风机利用率不高，资源浪费。解决以上问题需要做好以下工作：
（1）在电网方面，需要加快坚强智能电网规划和建设，大力发展特高压电网，满足各类大型能源基地和新能源大规模外送的迫切需要。
（2）积极开展风力发电、光伏发电等新能源并网技术研究，加大投入建设电力外送通道，提升清洁能源消纳和送出能力，加强跨区跨省送电。 （3）风电场自身应具备低电压穿越能力，避免风电机组大规模脱网事故，保证并网发电的稳定性和可靠性。
（4）完善风电预测预报技术，提高预测精度，减少因自然条件引起的电力波动。
（5）优化风电运行，加强技术监控、设备维护和运行管理，提高风电运行可靠性。
（6）合理投资建设，选择最佳风场基地，避免风场饱和、风机闲置引起投资浪费。
4.2光电：合理规划有序发展
光电发展最大的瓶颈是发电成本高。与风力发电相比，目前光伏发电利润空间相对较低，西部地区光伏发电成本约为0.88元/千瓦时，如果没有地方政府的补贴，光伏几乎无法实现盈利。另外光伏发电出力与太阳辐射强度成正比，地域性差别大，在我省光电发电项目绝大多数集中在日照时数长、风能资源丰富的河西地区。大批量光伏与大规模风电交织在一起进一步加剧了新能源送出矛盾，电网调峰、电量消纳困难也进一步凸显。所以建设特高压直流外送通道、更大范围内消纳新能源电力电量更显急切。但由于光电具有能源清洁、可控性相对较强、对电网调峰影响相对较小等其他能源所不具备的优点，光电在今后的相当长一段时间应作为首要的投资发展方向。另一方面，我国光伏电池产量足以支撑国内市场的发展，光伏电池/组件价格的下降也为国内市场的开启创造了条件。今年以来欧盟对华光伏展开贸易战，导致我国光伏电池/组件出口受限，国际市场需求不旺，价格快速下降，库存增加，为开启国内市场创造了机遇。这使得光伏的发电成本将有所降低，拉大了光伏发电的利润空间。结合当前我国发展太阳能等可再生能源的重要能源战略，以及对光电尤其是西部地区的政策倾斜，我省应抓住这一有利时机，大力投资建设光电产业，抢占国内光电的阵地。
在发展光电的同时，应吸取风电建设的教训，要有规划、有次序的发展，避免一窝蜂而上造成产能过剩，解决好消纳和送出瓶颈的限制，避免大面积弃光现象的发生。
4.3火电：挖掘潜力平衡发展
长期以来，煤炭一直是我国最主要的一次能源，其中一半以上用于电力生产。随着我国清洁能源装机的比重逐步上升，电源结构不断优化。但不可否认的是，在今后相当长的一段时期内，我国以燃煤为主的发电结构不会发生根本性改变，并将维持以煤电为主的局面。所以在新能源快速发展的同时应兼顾火电的建设，并且把重点放在提高火电机组的效率、节能减排上来，使可再生能源得到充分利用，又保证火电机组在高效状态下运行，实现风电、太阳能发电机组与能够稳定运行的火电机组双赢发展，实现多种能源互补发电。
作为火电企业要着力于充分挖掘在运燃煤发电机组的节能潜力。我国目前有大量的亚临界参数机组，其中30万千瓦机组占比约为72%，60万千瓦以上机组占比约为30%。还有很多容量偏小，设计效率较低，发电煤耗较高的机组。总的来说，我国平均发电煤耗只达到发达国家的中等水平，整体上发展水平参差不齐，2012年全国6MW及以上的火电机组平均供电标准煤耗为326g/kwh。存在较大的节能潜力空间。所以，要平衡发展各能源结构，必须提高燃煤机组的整体效率和性能，在节能减排上多下功夫，综合考虑技术、经济、环保、管理等多方面因素。公司应加强对火电机组的运行优化管理和技术监控，保证机组的运行可靠性，提高火电机组的负荷率、利用小时数，使火电机组具备可靠经济、高效节能的竞争力。
在新能源激烈冲击的不利局面下，火电企业经营应做好以下关键工作：
（1）加强燃料管理，降低入厂和入炉煤价，控制入炉煤热值差，努力降低发电成本；
（2）加强抢发电量工作，加强电力市场的分析，争取电量计划并落实到位；
（3）强安全生产管理，提高设备健康水平，保证机组负荷率和利用小时数，夯实抢发电量的基础；
（4）充分利用供热机组潜能，积极拓展热力市场；
（5）科学调整各项指标，提高火电机组能耗水平；
（6）推进火电机组“上大压小”项目，用高效节能的大机组代替低效高耗的小容量老机组。
5 结束语
在新能源发展迅速的电力市场格局下，怎样协调好发展清洁能源和优化煤电开发的关系，实现多种能源平衡发展是摆在我们面前的关键问题。只有认真分析市场形势，了解市场需求并及时调整公司整体战略，积极开发新兴产业，平衡各电力能源布局，最大限度的发挥各能源的作用，从而促进电网和发电企业的健康持续发展。