2016～2017年河南省可再生能源发展形势分析与展望

一 河南省可再生能源资源总体特征

河南省的风能、太阳能、生物质能及水能等可再生能源资源量中，局部地区风能资源、太阳能资源较为丰富，全省生物质能资源丰富且发展潜力较大，水能资源量有限且基本开发完毕，未来将以抽水蓄能发电站开发为主。

（一）全省整体属于弱风区，局部地区风能资源较丰富

近年来风力发电技术迅速发展，尤其是低速风电技术^[1]的发展，使河南省风能资源可利用量大幅增加。据全省风能资源初步分析和场址调查，河南省70米高度年平均风速在5米/秒以上风能资源潜在开发量可达1100万千瓦以上，在我国中部地区属于风电开发潜力较大的省份。根据国家《风电发展“十三五”规划》，2020年河南省风电累计并网容量不低于600万千瓦，居中部地区首位。就区域分布来看，全省有3个风能的高值区：一是在豫东平原的延津、封丘、长垣、新乡一带。年平均有效风能密度在100瓦/平方米，年平均有效风能时数在3500～4500小时之间。二是在紧靠郑州至宝丰一线的两侧，年平均有效风能密度在100瓦/平方米，最高可达130瓦/平方米，年平均有效风能时数在3000小时左右。三是方城、鲁山、叶县一带，年平均有效风能密度在100瓦/平方米左右，年平均有效风能时数在2000～3000小时之间。河南省各地市80米高度年平均风速和风功率密度统计详见表1。

表1 河南省各地市80米高度年平均风速和风功率密度统计

表1 河南省各地市80米高度年平均风速和风功率密度统计-续表

河南省风电场风电大出力主要集中在冬、春季节，风电小出力主要集中在夏季。春季、冬季易发大风，风力资源较好，通常冬季大出力集中时段为当日午夜至次日凌晨，冬季白天出力相对于夜晚较小。河南省某风电场典型日出力曲线详见图1、图2。

图1 某风电场冬季典型日出力负荷特性曲线

图2 某风电场夏季典型日出力负荷特性曲线

截至2015年底，全省共有风电场16家，总装机91.2万千瓦，发电量为12.2亿千瓦时，同比增长74.8%，发电设备年利用小时数为1793小时。

（二）全省太阳能资源较为丰富，豫北最为富集

河南省整体属于太阳能辐射三类地区，太阳能年辐射值在4680～5220兆焦/平方米，符合太阳能资源评估中大于3780兆焦/平方米的区域为资源“丰富区”的分类标准。日照时数和日照百分率在总体分布上呈现北多南少的特点，随纬度增高增加比较显著，经向差异不明显，平原多于山区。全省各地多年平均日照时数为1837～2373小时，大多数地区日照时数在2000小时以上，日照率为45%～55%。其中，豫西南、豫南大部及豫东南局部等市县的日照时数较少，在2000小时以下，尤其是豫西南的南召，豫东南的息县、商城日照时数更少，在1850小时以下，南召仅为1837小时；豫北、豫西北、豫东等地日照时数多在2200小时以上，南乐最多为2373小时（见表2）。

表2 河南省太阳能资源及分布

日照时数、日照百分率季节变化较大。1981～2010年全省平均月日照时数在137～220小时之间，其中5月、6月是日照时数较大的月份，日照时数超过200小时，1月、2月、12月相对较小，均在150小时以下（见图3）。1981～2010年全省平均月日照百分率在40%～50%之间，其中4月、5月是日照百分率较大的月份，日照百分率大于50%，而1月、12月相对较小，约为34%。

图3 1981～2010年河南省平均各月日照时数变化

总辐射量地域差异较小，季节变化较大。总辐射量呈冬季少夏季多的态势，通常最低月值出现在12月，全省大部分地区不到251兆焦/平方米；最高月值处在夏季（北部出现在6月，南部出现在7月），一般均在544兆焦/平方米以上。1981～2010年全省平均月总辐射在221～554兆焦/平方米之间，其中5月、6月是总辐射较大的月份，总辐射大于500兆焦/平方米，1月、2月、11月、12月相对较小，在280兆焦/平方米以下。1981～2010年河南省平均各月总辐射变化详见图4。

图4 1981～2010年河南省平均各月总辐射变化

河南省光伏电站每日9～16时为主要出力时段，与全省用电负荷高峰出现时段大体一致，光伏发电特性在全年大多时间与当地用电高峰期趋势基本一致。河南省某光伏电站典型日出力曲线详见图5。

图5 河南省某光伏电站典型日出力特性曲线

截至2015年底，全省共有太阳能发电厂30家，总装机40.8万千瓦，发电量为3.1亿千瓦时，同比增长将近6倍，发电设备年利用小时数为829小时。

（三）全省生物质能资源丰富，发展潜力较大

河南省生物质能资源丰富。一是农作物秸秆资源丰富，河南省是农业大省，粮食产量多年居全国第一，每年秸秆总量约7000万吨，约占全国的1/10。根据《河南粮食生产核心区建设规划》，2020年河南粮食产量将达到1300亿斤，全省秸秆总量将达到9446万吨。从目前建成投产运行的电源情况看，基本3～5个县的秸秆资源可满足1座秸秆发电厂的需要。二是河南林业废弃物资源充足，初步测算，河南省每年林业“三剩物”（采伐剩余物、造材剩余物、木材加工剩余物）总量约为300万吨。三是能源林基地潜力巨大，河南荒山、荒坡、滩涂等宜林面积广阔，总量达到1084万亩。根据《河南省林业生态省发展规划》和河南省林业厅能源林建设规划，2020年规划建设能源林780万亩。以上生物质能资源合计约380万吨标准煤，可充分发挥河南省农作物秸秆资源丰富的优势。

截至2015年底，全省共有生物质能发电厂37家，总装机50.3万千瓦，发电量为24.4亿千瓦时，发电设备年利用小时数为4889小时。

（四）全省水能资源量有限，基本开发完毕

河南省地跨淮河、长江、黄河、海河四大流域，其流域面积分别为8.61万平方千米、2.77万平方千米、3.60万平方千米、1.53万平方千米，全省100平方千米以上的河流有493条，受地形影响，大部分河流发源于西部、西北部和东南部的山区。根据《2015年河南省水资源公报》，2015年河南省水资源总量287.17亿立方米，其中，地表水资源量186.74亿立方米，地下水资源量173.07亿立方米。省辖海河、黄河、淮河、长江流域水资源总量分别为20.79亿立方米、46.51亿立方米、180.37亿立方米、39.50亿立方米。

河南省水能资源主要分布于西北部、西部及南部山区。黄河、长江、淮河、海河四大流域干支流的中上游，电力理论蕴藏量为517万千瓦。河南省境内大型水电已经开发完毕，小水电已开发746处，已开发量占全省技术可开发量的98.4%。河南省大型水电站三门峡、小浪底大型水利枢纽工程主要功能是防洪、排沙、灌溉和发电，两水电站运行受防洪、排沙、灌溉需求的限制，调峰能力较小；省内小水电由于库容小，基本无调蓄能力。未来河南省水电开发以抽水蓄能电站为主，根据国家《水电“十三五”规划》，“十三五”期间河南省将开工建设大鱼沟、花园沟、宝泉二期、五岳四个抽水蓄能电站，总装机容量为480万千瓦，占华中地区新开工抽水蓄能装机容量的36.4%。

截至2015年底，全省共有水电站51家，总装机398.5万千瓦，其中，抽水蓄能电站2座，总装机132万千瓦，分别是南阳回龙抽水蓄能电站（12万千瓦）、宝泉抽水蓄能电厂（120万千瓦），全省装机最大的水电站是小浪底水电厂，总装机194万千瓦。2015年全省水力发电量为108.7亿千瓦时，同比增长13%，发电设备年利用小时数为2730小时，同比增加303小时。

二 2016年河南省可再生能源发展情况分析

2016年河南能源消费结构进一步优化，非化石能源消费比重达到6%，能源供给结构持续改善，非化石能源产量增长5.9%。风电、光伏发电是拉动可再生能源快速发展的主力，全省可再生能源总装机容量同比增长44.2%，新能源完成投资125亿元。同时，受水力发电量大幅减少影响，全省可再生能源发电量略有减少，不同类型可再生能源发电利用小时数有增有减。

（一）可再生能源发展迅速，投资及发电装机规模快速增长

1.可再生能源发电装机快速增长

截至2016年底，河南省可再生能源装机容量837.7万千瓦，同比增长44.2%，占全部装机容量的11.6%，同比提高3个百分点，其中，非水可再生能源装机为438.7万千瓦，占全部装机的6.1%，风电、太阳能装机分别为104.1万千瓦、284.3万千瓦，同比分别增长14.2%、596.7%，对可再生能源装机增长贡献率达99.8%，是可再生能源装机快速增长的主要原因。生物质能开发利用加快推进，天冠醇-气-电生物质联产项目进展顺利，建成百川镇平、项城等8个垃圾填埋气发电项目，济源、濮阳等省辖市垃圾发电项目前期工作稳步推进，全年生物质能新增装机0.1万千瓦（见图6）。

图6 2015年、2016年河南省可再生能源装机情况

2.可再生能源投资大幅增长

2016年，全省新能源完成投资125亿元，创历史最高水平，促进了全省经济平稳增长。其中，1～9月，全省新能源项目累计完成投资110亿元，同比增长2.7倍，风电、太阳能、生物质能分别累计完成投资32亿元、75亿元、3.1亿元，分别占新能源项目投资总额的29.1%、68.2%、2.7%，光伏发电投资比重超过一半（见图7）。

图7 2016年1～9月河南省可再生能源投资比例

（二）受水电来水影响，可再生能源发电量及利用小时数有所减少

1.可再生能源发电量有所减少

2016年，河南省可再生能源发电量148.2亿千瓦时，同比略有减少，占全部发电量的5.7%，同比降低0.1个百分点。其中，非水可再生能源发电量55.6亿千瓦时，占全部发电量的2.1%，同比增长40.1%。风电、太阳能、生物质能发电量分别为18.4亿千瓦时、11.5亿千瓦时、25.7亿千瓦时，同比增长51.4%、269.6%、5.4%，风电、太阳能对可再生能源发电量增长贡献率达84.2%。受黄河上游水库来水量减少影响，水电发电量92.6亿千瓦时，同比减少14.8%，是可再生能源发电量下降的主要原因（见图8）。

图8 2015年、2016年河南省可再生能源发电量情况

2.可再生能源发电利用小时数有所降低

不同类型可再生能源发电利用小时数有增有减。受电力需求增长放缓、可再生能源装机快速增长等因素影响，截至2016年12月，河南风电、太阳能发电利用小时数分别为1902小时、672小时，同比分别增加109小时、减少148小时；受水库来水量较少影响，水力发电利用小时数为2322小时，同比减少408小时；生物质能发电利用小时数为5102小时，同比增加213小时（见图9）。

图9 2015年、2016年河南省可再生能源发电利用小时数情况

（三）可再生能源上网电价持续调整，提质增效成为发展主题

2015年12月，国家发改委印发《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，提出陆上风电、光伏发电上网标杆电价随发展规模逐步降低，并调整2016年、2018年陆上风电标杆电价及2016年光伏发电标杆电价；2016年12月，国家发改委印发《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，明确今后光伏标杆电价根据成本变化情况每年调整一次，并更新调整2018年陆上风电标杆电价及2017年光伏发电标杆电价，标志着风电、光伏发电又朝着平价上网目标迈出了一步。

1.陆上风电上网电价继续下调

根据《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，2016年第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价均降低0.02元/千瓦时，第IV类资源区不做调整，调整后第Ⅰ～Ⅳ类资源区标杆上网电价分别为0.47元/千瓦时、0.5元/千瓦时、0.54元/千瓦时、0.6元/千瓦时；根据《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，2018年第I～IV类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价分别下调0.07元/千瓦时、0.05元/千瓦时、0.05元/千瓦时、0.03元/千瓦时，调整后的标杆上网电价分别为0.40元/千瓦时、0.45元/千瓦时、0.49元/千瓦时、0.57元/千瓦时。河南属于IV类资源区，调整后的2016年、2018年风电标杆上网价格分别为0.6元/千瓦时、0.57元/千瓦时。此次价格的下调，对作为IV类资源区的河南影响最小。

2.光伏上网电价大幅下调

根据《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，2016年第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区光伏标杆上网价格分别降低0.1元/千瓦时、0.07元/千瓦时、0.02元/千瓦时，调整后的标杆上网电价分别为0.8元/千瓦时、0.88元/千瓦时、0.98元/千瓦时；根据《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，2017第I、II、III类资源区光伏标杆上网价格分别降低0.15元/千瓦时、0.13元/千瓦时、0.13元/千瓦时，调整后的标杆上网电价分别为0.65元/千瓦时、0.75元/千瓦时、0.85元/千瓦时，同时明确今后光伏标杆电价将根据成本变化情况每年调整一次。为继续鼓励分布式光伏发电，分布式光伏发电补贴标准不作调整，仍维持0.42元/千瓦时的补贴标准。河南属于III类资源区，调整后的2016年光伏标杆上网价格为0.98元/千瓦时，降幅为2%，较I、III类资源区11%、7%的降幅明显较小，对全省光伏补贴影响十分有限。调整后的2017年光伏标杆上网价格为0.85元/千瓦时，降幅为13.3%。

3.新建生物质发电等项目补贴标准不变

根据《国家发改委关于调整新能源标杆上网电价的通知（征求意见稿）》，生物质发电标杆电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价加1分钱/千瓦时的超低排放加价）以内的部分，由当地省级电网结算，高出部分通过省内销售电价予以疏导，不再通过全国征收的可再生能源电价附加解决。2017年1月1日以后并网的生物质发电项目标杆上网电价，继续执行国家制定的标杆电价或根据本地实际情况研究制定标杆上网电价。

4.招标等市场化方式得到鼓励

国家鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定陆上风电、海上风电、光伏发电等新能源项目业主和补贴标准，但通过市场竞争方式形成的价格不得高于国家规定的同类资源区陆上风电、海上风电、光伏发电标杆上网电价。2016年，“领跑者计划”招标过程中光伏上网电价不断被拉低，最终内蒙古乌海项目中标最低价0.45元/千瓦时，仅为该地区标杆上网电价的56%。鹤壁市60万千瓦采煤沉陷区综合治理、禹州市55万千瓦药光互补两个光伏领跑者基地实施方案上报国家。

（四）光伏扶贫攻坚战全面推进

2016年3月，国家发改委、国务院扶贫办和国家能源局等五部门联合发布《关于实施光伏发电扶贫工作的意见》，决定在全国具备光伏建设条件的贫困地区实施光伏扶贫工程。该《意见》同时公布了甘肃、山西、河南等16个省（市）作为光伏扶贫工程的重点实施范围。7月26日，河南省出台《关于组织实施光伏发电扶贫工作指导意见》，保障贫困户20年以上，每户每年不低于3000元的光伏发电扶贫收益，率先提出省里对村级光伏小电站建设项目实行规模兜底政策。10月，国家能源局等五部门联合发布《关于下达第一批光伏扶贫项目的通知》，明确了光伏扶贫实施地区的项目指标和细则，确定18个省、516万千瓦规模的第一批光伏扶贫项目，河南省集中在台前县建设10万千瓦、覆盖0.3万贫困户的集中式电站项目和0.15万千瓦、覆盖0.15万贫困户的村级电站。

河南省电力精准扶贫扎实推进，台前县“全国光伏扶贫重点县”建设全面实施，第二批29个县光伏扶贫方案已经上报国家，第三批申报工作已经启动。台前县已编制《河南省台前县光伏发电扶贫实施方案》，已建成510户贫困户家庭分布式光伏发电项目，开工7个村级小型光伏电站，同时开展了第二批光伏扶贫实施方案初审工作。上蔡县人民政府印发《上蔡县光伏扶贫实施方案的通知》，集中式光伏扶贫电站上蔡县鑫光新能源50万千瓦光伏电站已于6月30日实现部分并网发电。

三 2017年河南省可再生能源发展形势展望

2017年，能源变革正在凝聚新共识，能源发展正在形成新动力、进入新阶段。绿色低碳能源已经成为应对气候变化的可行解决方案并推动了《巴黎协定》的达成。能源变革的本质就是主体能源的更替和开发利用方式的根本性改变，将逐步形成可再生能源等清洁能源为主体的能源体系，从根本上化解能源资源和环境约束，实现能源资源的永续利用、保障能源安全，实现人人享有负担得起、可靠、可持续的清洁低碳能源。

（一）可再生能源发展有利因素分析

1.可再生能源发展成为能源绿色转型的主要途径

河南省能源发展绿色转型任务艰巨。绿色发展已成为新时期经济社会发展的重要理念，低碳化、清洁化成为世界能源发展的主流，碳税、碳汇、碳交易实施将加大河南省经济运行成本，倒逼能源绿色转型。河南省能源发展仍处在高碳、高排放、高能耗的发展阶段，能源发展转型压力大。一是能源消费结构调整任务艰巨，河南省一次能源消费中，煤炭占比为76%，分别高于全国、OECD（经合组织）国家10个、58个百分点，差距巨大。二是节能降耗难度较大，河南省能源强度为10.2吨标准煤/万美元（按2005年可比价），是美国、日本的4.7倍、6.5倍，是江苏、浙江的2.1倍，河南能耗不仅远远高于发达国家，也明显高于东部地区。三是电源装机仍以化石能源为主，河南省火电装机比重为89.2%，分别高于美国、欧洲12个、44个百分点；可再生能源装机比重仅为10.8%，低于美国、欧洲12个、45个百分点。

随着对生态环境保护、能源安全保障、气候变化应对等可持续发展问题的日益重视，世界各国对加快可再生能源开发利用达成普遍共识。根据《国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，明确河南省2020年非水可再生能源电力消纳量占全社会用电量比重为7%，通过将“十三五”非水可再生能源消纳量占全社会用电量比重目标逐级分解，并同步考核，实现传统能源与可再生能源协调发展。根据《河南省“十三五”能源发展规划》，2020年非化石能源占能源消费总量的比重达到7%以上，坚持内节外引，推进能源绿色智慧转型，加快可再生能源开发利用，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系成为河南省能源发展转型升级的根本途径。

2.电力体制改革为可再生能源发展提供政策保障

2015年3月20日，国家发改委、国家能源局发布《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》（发改运行〔2015〕518号），2015年11月，中发9号文配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》，均提出应落实可再生能源发电全额保障性收购制度，在保障电网安全稳定的前提下，优先保障水电和规划内的风能、太阳能、生物质能等清洁能源发电上网，促进清洁能源多发满发。相关政策的制定，为可再生能源发展提供了保障。

3.低速风电迎来快速发展的战略机遇期

低风速发电技术取得突破，技术可开发区域明显扩大，根据国家气候中心的资料初步估算，全国可增加技术可开发量800万～1000万千瓦，主要分布于浅山丘陵地区和中东部平原地区。受弃风限电等因素影响，国家已将风电发展重点由“三北”地区调整至中部地区。中部地区省份将作为风电开发重点，每年新增装机200万～300万千瓦，预计每年可拉动投资200亿元左右。河南省属于风资源四类地区，电价降价幅度较其他地区略小，是中部低风速风电开发重点省份，根据全国《风电发展“十三五”规划》，河南风电累计并网容量将达600万千瓦，与目前104.1万千瓦装机相比，还有500万千瓦的发展空间，全省风电迎来快速发展的战略机遇期。

4.“光伏+”综合利用工程迎来重大机遇

国家能源局发布的《太阳能发展“十三五”规划》明确指出，到2020年底，太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上。其中，光伏发电装机达到1.05亿千瓦以上，光热发电目标为500万千瓦。光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，即达到0.4～0.5元/千瓦时，在用电侧实现平价上网目标。“十三五”期间将是太阳能产业发展的关键时期，主要在于推动产业升级、降低成本、扩大应用，实现不依赖补贴的市场化持续发展。随着政策向分布式光伏倾斜，分布式应用将快速放量，“光伏+”综合利用工程将成为重要途径，分布式光伏将迎来良好发展时期。

5.生物质能发展前景广阔

河南作为全国重要粮食生产核心区，根据国家《生物质能发展“十三五”规划》，2020年以河南省为重点的华中地区生物天然气发展规模将达到16亿立方米，生物质成型燃料利用量达到900万吨、替代煤炭消费量达到450万吨标准煤，农林生物质直燃发电装机规模达到140万千瓦，垃圾焚烧发电达到100万千瓦。

6.“光储一体化”发展模式大有可为

储能是分布式发电的关键环节，能够稳定电力输出、加强系统调控、保证电能质量，对电力资源的优化配置和微网负荷的平衡调节具有重要作用。“分布式光伏+储能”的商业模式作为未来能源建设的发力点，可以实现居民和商业用户侧电力自发自用、多余电力上网的经济运作，并有效解决局部地区大型集中光伏电站的消纳难题。在相对稳定和合理的政策补贴下，未来“光储一体化”的分布式发展模式大有可为，将促进分布式光伏发电的发展。

（二）新能源发展存在的问题

2014年以来，河南风电和光伏发展迅猛，整体上呈现出发展与规划脱节、开发空间和时间集中、项目建设无序等特点，加之风电、光伏出力具有间歇性、不稳定性等特点，对配套电网建设、提高电力系统调节能力、优化电网运行方式、提高电网新能源消纳能力提出了挑战。

1.风电、光伏快速发展，实际进度与规划目标脱节

目前，在国家层面和全省层面均出台了五年规划，明确了新能源的“十三五”发展总目标。但从新能源项目建设发展现状来看，无论风电或是光伏均呈现高速增长态势，截至2016年，全省风电、光伏装机规模已占2020年总规模的40%。

根据国家《风电发展“十三五”规划》及《河南省“十三五”能源发展规划》，至2020年河南省规划并网风电600万千瓦。截至2016年底，已纳入国家“十二五”核准计划及全省2016年风电建设计划的风电项目共计1009万千瓦，是2020年国家和全省规划目标的1.7倍。

根据国家《太阳能发展“十三五”规划》，到2020年全国并网光伏10500万千瓦，其中河北等11个重点省份9900万千瓦，包括河南在内剩余的20个省仅600万千瓦；根据河南省《“十三五”能源发展规划》，到2020年全省将并网光伏350万千瓦。截至2016年底，国家实际下达河南省光伏发电项目指标297万千瓦；各县发改委已完成备案光伏发电项目约5879万千瓦，是2020年河南省规划目标的16.8倍。

2.传统电源与电网利用效率降低，弃风弃光风险凸显

伴随着经济发展新常态，河南省电力需求增长速度趋缓，同时受新投运机组影响，近年来全省火电机组发电利用小时数持续降低，2016年降至3853小时，跌破了4000小时。考虑新投产风电、光伏规模后，火电利用小时数将继续下降，2018年全省火电机组发电利用小时数将降至3800小时左右，新能源发展将进一步压减了火电机组发电空间。由于新能源发电机组主要接入110千伏及以下电压等级，还将降低220千伏及以上电网利用效率。同时，由于风电、光伏的集中分布与投产，还将造成更加突出的弃风弃光问题。按照目前项目并网进度，考虑在建火电项目投产，未来两年春季和冬季小负荷期间，全省18个地市除漯河外均将出现不同程度的电力盈余。特别是三门峡、安阳、鹤壁、濮阳、平顶山、驻马店、南阳、许昌等地区，即使考虑公共供热机组65%出力、纯凝机组50%出力，新能源消纳压力较大，存在弃风弃光风险。

3.风电、光伏项目不确定性强，配套电网规划建设难度增大

正常情况下，风电项目建设周期约18～24个月、光伏项目建设周期3～6个月。风电项目建设周期长，项目投产进度较慢；光伏项目因电价政策不明，各省建设规模远超国家指标规模，项目建成并网后“竞价方式”申请补贴，项目整体建设进度快慢不一，存在很大不确定性。新能源发电项目，尤其是光伏项目是否建设、投产时间的不确定性，给配套电网规划和建设带来较大困难。

4.风电、光伏发电出力不稳定，影响电网安全稳定运行

河南省电源结构以火电为主，灵活调节电源较少，且供热机组较多，调峰手段不足。风电和光伏发电出力具有随机性、间歇性等特点，风电具有明显的反调峰特性（春秋季大发、夜间大发）、利用小时数约1800～2100小时，光伏发电利用小时数在1100小时左右、且在下午16∶00之后到晚高峰负荷到来时，出力迅速降低。随着风电、光伏装机占比的增加，风电、光伏出力相对电网负荷呈现逆向分布，省网的调峰难度将不断增大，需大容量火电机组辅助调峰，将影响电网运行安全与稳定，给科学安排开机方式带来困难。

对于受端电网，在接入大风电、光伏发电后，增加了地区电网电源支撑，一定程度上有效弥补了用电缺口。但受新能源出力特性影响，若出现受气象条件影响大量并网新能源出力短时间内急速变化，或因系统电压波动较大造成新能源机组大量脱网的情况，将引起地区电网潮流、电压大范围的波动，对于缺乏常规电源支撑的受端电网容易引起电压、频率稳定问题，为保证电网供电安全，受端电网仍需加强电网网架联系作为紧急事故支援。

5.新能源与传统煤电布局重叠，送受端电网稳定运行压力增大

受土地、光照等资源影响，全省风电、光伏集中规划及建设区域主要在豫西、豫北、平顶山、南阳、驻马店等地，其中安阳、平顶山、三门峡、洛阳4个煤电富集区域以及南阳、驻马店，已核准及备案风电光伏容量达4230万千瓦，占全省总容量的60%，新能源与传统煤电空间布局重叠；与此同时，商丘、周口、信阳等区域分布较少。

对于送端电网，当接入大规模风电、光伏后，将加重输电通道外送压力。三门峡是典型的送端电网，2010年最大负荷为182万千瓦，2016年为167万千瓦，减少了15万千瓦，而机组相应增加了170万千瓦。2016年底装机容量533万千瓦，西北通过灵宝直流送入111万千瓦电力。该区域风电计划建设规模328万千瓦，已备案的光伏装机超过230万千瓦，该区域装机规模可达1000万千瓦。受经济结构调整的影响，近年来三门峡地区电力负荷水平一直在180万千瓦左右，需要外送大约500万千瓦电力，电网结构远远不能满足风电、光伏大规模投运后电力外送的需求，严重影响区内火电机组运行经济性。安鹤濮地区是典型受端电网，区内虽有火电机组但容量不足，需要接受区外电力送入。目前该区域正在进行前期工作的风电、光伏装机容量超过1000万千瓦，若均投产发电，则安鹤濮区域将从受端电网变为送端电网，并加大输电通道外送压力。

（三）河南能源发展将由“三高”向“一低、一高”转变

河南能源将由“高排放、高碳值、高煤耗”逐步向“绿色低能耗、清洁高效率”的方向发展。初步预计，2017年全省可再生能源利用量1520万吨标准煤，同比增长6.3%，占能源消费总量的6.3%左右。其中，非水可再生能源发电量达到80亿千瓦时，同比增长43.9%；水电发电量按正常年份来水量估算约100亿千瓦时；燃料乙醇产量约70万吨；地热、太阳能光热、生物制气及固体（液体）燃料等其他可再生能源利用形式利用量约930万吨，同比增长6%。全年新增可再生能源装机200万千瓦左右。

四 河南省可再生能源发展对策建议

（一）建立监测预警机制，促进新能源持续健康发展

建立全省监测预警机制，委托有资质的研究单位每年定期开展全省及各地市新能源消纳能力研究，明确全省及各地市后两年新能源可发展裕度，即风电、光伏最大投产规模，以及对火电利用小时数和生产运行的影响，向社会发布，引导投资者理性立项，并合理制定风电项目年度建设计划、核准计划和光伏备案规模，加快电力缺额区域的项目立项和限制电力消纳困难区域的项目立项，优化电源布局，促进新能源持续健康发展。

（二）落实发电保障制度，确保全额收购可再生能源发电

根据电力体制改革的总体部署，落实可再生能源全额保障性收购制度，按照《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》要求，严格执行国家明确的风电、光伏发电的年度保障小时数。加大改革创新力度，逐步建立新型电力运行机制和电价形成机制，建立煤电调频调峰补偿机制，建立辅助服务市场，激励市场各方提供辅助服务，建立灵活的电力市场机制，实现与常规能源系统的深度融合。

（三）树立系统最优理念，允许合理弃能率水平

由于风光发电的间歇性、随机性，大规模风光发电接入后，安全风险成本、新建输电线路成本、新建调峰电源成本、存量电源灵活性改造成本均将不同程度增加。在规划层面，若允许放弃一定的可再生能源电量，可以降低系统总体调峰需求，减少调峰电源建设，避免高昂的边际消纳成本。因此，应充分考虑系统整体安全性和经济性，引入合理弃能率的概念为电力规划提供理论支撑。美国、德国一些地区弃风比例维持在1%～5%，我国能源局“十三五”电力规划提出的合理弃能率为5%左右。国网能源研究院研究表明，对系统而言5%～10%是较为经济的合理弃能率。全省可再生能源正处于大发展阶段，有一定的弃能率是合理的。

（四）加强统筹规划，推进网源协调发展

结合“十三五”电网建设规划和区域电网消纳能力，统筹可再生能源发电项目规划布局与建设时序，优化电网接入方案，加强配套电网建设，做到发电项目与电网建设协调发展，依据风电、光伏并网运行的相关技术标准和管理，加强风电机组和光伏发电并网检测工作，优化风电、光伏发电并网调度运行，建立以风电功率预测预报为辅助手段的各类电源协调运行的调度机制。

（五）坚持协同推进，发挥可再生能源综合效益

将可再生能源利用纳入国家能源、环保、农业战略，注重协调、协同推进，充分发挥可再生能源综合效益，特别是在支持循环农业、促进县域生态环保方面的作用，推进生物质能开发利用。结合新建建筑屋顶、已有建筑屋顶安装光伏发电；鼓励结合荒山荒地和沿海滩涂综合利用、采煤沉陷区等废弃土地治理、设施农业、渔业养殖等方式，因地制宜开展各类“光伏+”应用工程。