中国能源电力发展展望2019（中国能源电力发展展望2019级）
中国能源电力发展展望2019（中国能源电力发展展望2019级）
中国新能源发展前景和趋势：越来越多的发达国家和地区的政府采取了积极的鼓励和实施支持新能源相关产业健康发展的绿色环保的政策和促进我国经济发展的措施，新能源的研究开发利用规模和生产使用的覆盖范围都正在进步的增加和扩大。
绿色环保的新能源的发展是人类作为世界上促进人类生存与全球经济可持续健康发展的重要动力资源和发展的基础。
随着世界上人类对绿色环保的新能源需求的不断地扩大和增加，地球上的各种不可再生能源已经快要完全枯竭，所以我们需要一种能够可以有效节约能源，并且能*限度的保障和提高能源使用的质量和效率的绿色环保新能源。
新能源按照其直接利用形成和综合利用的电能来源不同可以被按其划分类别为多个清洁能源利用类别，我国的新能源一代清洁能源源在大体上的情况下是可以按其划分类别为：新型太阳能、生物质能、氨能、地热能、海洋能、小规模水电、核能等。
大阳能是清洁可再生的新型清洁能源，目前已在我国各地区得到较大程度和范围的推广使用。主要是体现在人为对太阳能热水器的研发和管及推广使用。在河北山东等全国各地，太阳能热水器产业正逐步得到快速的发展，许多商新技术产品如太阳能动力电池等也日臻成熟。
水能在目前的发展阶段我国早已充分开始使用并得到了较大规模的研究开发和推广使用，主要用途之一最重要的就是水力发电。较早期的风力水电站主要有小浪底水电站，刘家峡水电站等；现在还有规模较大的如三峡水电站等。
这些大型水电站的建设和发展为促进了我国的健康可持续发展经济和人民的社会发展建设了事业并且为人民提供了清洁能源的安全保障，对于我国的经济社会发展也作出了巨大的社会贡献。
光伏发电建设放缓
我国太阳能光伏行业虽起步较晚，但发展迅速，尤其是2013年以来，在国家及各地区的政策驱动下，太阳能光伏发电在我国呈现爆发式增长，据国家能源局统计数据显示，2017年，我国光伏发电新增装机容量为53.06GW，创历史新高，2018年，受光伏531新政影响，各地光伏发电新增项目有所下滑，全年新增装机容量为44.26GW，同比下降16.6%。
2019年，全国新增光伏发电装机30.11GW，同比下降31.6%，其中集中式光伏新增装机17.91GW，同比下降22.9%;分布式光伏新增装机12.20GW，同比下降41.8%。
累计装机容量方面，据国家能源局统计数据显示，2013年以来，我国光伏发电累计装机容量增长迅速。2013年，全国光伏发电累计装机容量仅为19.42GW，到2019年已经增长至204.3GW。2013-2019年，全国光伏发电累计装机容量实现超10倍增长。
从我国光伏发电装机容量结构来看，随着近年来国家政策往分布式光伏发电的倾斜，我国光伏发电市场结构发生明显变化，尤其是2016年以来，随着分布式发电的快速发展，累计装机容量份额持续提升，到2019年，我国分布式光伏发电累计装机容量市场占比已提升至30.7%，*超过30%。
供需持续提升
据国家能源局统计数据显示，2013年以来，我国光伏发电量增长迅速。2013年，全国光伏发电量仅为90亿千瓦时，到2018年，全国光伏发电量1775亿千瓦时，同比增长50%;平均利用小时数1115小时，同比增加37小时。光伏发电平均利用小时数较高的地区中，蒙西1617小时、蒙东1523小时、青海1460小时、四川1439小时。
2019年全国光伏发电量达2243亿千瓦时，同比增长26.3%，光伏利用小时数1169小时，同比增长54小时。
我国作为电力生产大国，同时也是电力消耗大国，近年来，我国全社会用电量持续提升。根据国家能源局发布2019年全社会用电量等数据显示，2019年，全社会用电量72255亿千瓦时，同比增长4.5%。
分产业看，第一产业用电量780亿千瓦时，同比增长4.5%;第二产业用电量49362亿千瓦时，同比增长3.1%;第三产业用电量11863亿千瓦时，同比增长9.5%;城乡居民生活用电量10250亿千瓦时，同比增长5.7%。
——以上数据来源于前瞻产业研究院《中国光伏发电产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》。
新能源行业主要上市公司：目前国内新能源行业的上市公司主要有：晶澳科技(002459)、金风科技(002202)、爱旭股份(600732)、通威股份(600438)等。
本文核心数据：能源消费结构、新能源技术的“碳减排”贡献度
1、实现“双碳”目标：改善能源消费结构是关键
当前，化石能源消耗是我国碳排放的主要来源，数据显示，2019年，煤炭、石油和天然气的消耗占我国CO2排放量的比重合计达90%以上。因此，如何优化能源消费结构，减少化石能源的消耗，是实现“双碳”目标的关键。
据国网能源研究院预测，至2035年，我国化石能源消费量占比将下降至60%;至2060年，化石能源消费量占比将下降至81%。而以新能源及可再生能源为主的非化石能源消耗比重将从2020年的18%提升至2060年的81.
2、新能源发电技术：有潜力实现50%的“碳减排”
随着清洁能源发电技术的不断成熟和发电成本的下降，据高盛预测，新能源及可再生能源技术将有潜力促进中国约50%的人为温室气体排放“去碳化”，是中国实现“碳中和”目标中最重要的技术。
在发展重点方面，根据《绿色技术推广目录(2020年)》及相关规划，风能、太阳能发电技术是新能源发电技术的发展重点，其中，有2项风电技术入选《目录》，有3项太阳能发电技术入选《目录》，每项技术的节能、碳减排效益如下：
3、新能源企业技术实践情况
而在技术实践方面，我国代表性新能源企业不断创新研发，将新能源技术广泛应用于国内外项目中：
4、“十四五”时期新能源发电技术发展趋势
在新能源发电技术中，风电和光伏技术是中国能源消费转型的重点。“十四五”时期，我国新能源发电及利用技术的重点如下：
基于当前各区域风电、光伏发电及负荷曲线，结合未来各区域新能源装机及负荷演化（基于国网能源研究院《中国能源电力发展展望（2019）》对电源装机和负荷的展望结果），可测算未来我国各区域新能源及负荷波动情况，进而对中长期高比例新能源背景下我国电力系统灵活性需求特点进行分析研判。
随着间歇性可再生能源的装机规模不断扩大，风电和光伏出力波动范围日益变大。以日峰谷差为例，风电出力日峰谷差冬季和春季较大，夏季和秋季相对较小。2035年全国风电功率日峰谷差*值约为1.9亿千瓦，中位数约为0.9亿千瓦；2050年全国风电日峰谷差*值约为3.0亿千瓦，中位数约为1.3亿千瓦。光伏出力日峰谷差春季和秋季出力*，夏季次之，冬季出力最小。2035年全国光伏功率日峰谷差约为4.0亿千瓦，中位数约为3.0亿千瓦；2050年全国光伏日峰谷差*值约为7.3亿千瓦，中位数约为5.5亿千瓦（见图1、图2）。
间歇性可再生能源与负荷叠加后的净负荷日峰谷差增大，系统灵活性需求总量逐步提高，且不确定性有所增强，调峰难度显著增加。2050年全国*负荷约为23.4亿千瓦，日负荷*峰谷差约为6.0亿千瓦，占*负荷的25.7%，而考虑风电光伏等间歇性可再生能源的净负荷*峰谷差约为8.0亿千瓦，占*负荷的34.2%。
分区域来看，西北地区和华北地区的电力系统灵活性需求量和需求比例*，对系统灵活调节能力提出了较高要求。2035年，西北地区日负荷峰谷差*值约为1.8亿千瓦，占西北地区*负荷的64.8%，华北地区日负荷峰谷差*值约为1.8亿千瓦，占华北地区*负荷的46.2%，而到2050年，西北地区日负荷峰谷差*值达到约3.6亿千瓦，占西北地区*负荷的92.9%，华北地区日负荷峰谷差*值约4.1亿千瓦，占西北地区*负荷的75.8%，系统灵活调节能力亟需改善（见图3）。
从日内特性来看，净负荷小时级变化率显著增加，且不确定性有所增强，午间负荷高峰成为净负荷低谷，每日12时至20时之间灵活性需求*。以华北地区为例，2035年华北地区负荷一小时功率变化*值约为0.3亿千瓦，占*负荷的6.7%，而净负荷一小时功率变化率*值约为0.5，占*负荷的13.8%；2050年净负荷一小时功率变化*值约为1.0亿千瓦，占当年*负荷的23.4%。随着间歇性新能源（尤其是光伏发电）并网装机比例持续扩大，净负荷日曲线呈现“鸭子”形状，12时至20时之间，净负荷出现快速增长。午间光伏大发时，原本的负荷高峰会成为净负荷低谷，甚至在午间可能出现净负荷为负的情况。在15点至20点之间，用电负荷逐渐增长叠加，光伏出力快速衰减（见图4）。
从季节特性来看，系统灵活性需求的分布规律有所改变，部分地区调节压力向春秋季转移。以华北地区为例，负荷日峰谷差在夏季和冬季较大，而日净负荷峰谷差在春季和秋季较大。这是由于夏季空调负荷比重大，在气温*的中午形成峰值，而光伏发电日特性与空调负荷特性具有一定的正相关性，平抑了夏季的净负荷波动。由于冬季电采暖负荷比重较大，在气温较低的夜间形成峰值，而华北地区风电日特性与电采暖负荷特性具有一定的正相关性，在一定程度上平抑了冬季的净负荷波动。春秋季负荷需求与新能源出力正相关性相对较低，且负荷需求水平低于夏季和冬季，净负荷峰谷差受新能源影响程度更大。
