光伏发电和垃圾发电哪个好

风电和光伏是中国着力发展的新能源，电网务必全力吸收，优先使用。水电在丰水期的时候也是要求电网优先使用。这是国家出于环保，减少碳排放等一系列因素综合考虑的。所以说电网也没有办法！为什么称为“垃圾电”呢，主要在两个方面吧。

第一，光伏，风电，装机容量小，分散，难以实现电网调峰需求！简单说，就是晴天，有风他们发，不足的火电补充，用电短时需求快速增长时，光伏，风电无法满足。阴天，无风时，电厂死发，缺电时都是火电上！而且新能源上网电价还比较高！这就是导致太阳一出来，火电降负荷，太阳一下山，火电升负荷。对电网来说，需要不停的调整，不利于电网安全和经济运行。第二，风电和光伏不够稳定，形成谐波倒送至电网系统，会使电损增加，同时还会影响电动机效率，会使高精密制造业受影响！这两个原因应该是把光伏和风电称为“垃圾电”的原因吧.

两种都是新能源发电，目前都是国家鼓励大力发展的，而且还有巨额国家补贴，火电每度电网结算价格0.3元左右，风电光伏发电0.3到0.8价格不等。

两种发电当时都有致命缺陷那就是间歇性，太阳能白天发电晚上不能发电，风电有风时候能发，没风也就发不成电。这两种发电其实不受电网欢迎的，但是由于国家对新能源的支持，节能减排的要求，电网公司必须无条件接收。

这两种发电目前越来越多，给电网带来不稳定性，目前主要依靠火电调峰，抽水储能，风电供暖，建设储能电站解决间歇性问题。同时现在风光功率预测越来越准，也为电网调节减轻压力。

首先说是清洁能源是因为它是利用太阳能，在发电过程中几乎不产生污染，而且可以认识太阳能是可持续能源，所以一般认为太阳能发电是清洁能源。

说它是垃圾电，首先是因为光伏发电的成本过高，起码到现在太阳能光伏组件的价格降了很多的情况下，太阳能发电相比于火力发电等，发电成本仍然大很多。同时光伏发电要达到市政电网的质量还需要对谐波等进行处理，这样费用就多了，很多光伏发的电并不能达到用电单位对点质量的要求，所以是挺垃圾的。

总体来说，都是两其他能源转换成电能的方式。

1、光伏，是将太阳能转换成电能，是通过太阳能板转换成电能。

2、光热，是通过太阳能光加热水，通过水蒸气带动汽轮机，从而带动发电机，转换成电能。

3、水电，一般水电站都建在水资源比较丰富的河流上游，通过高势能的水下降过程，来冲击水轮机，从而带动发电机，转换成电能

4、火电，一般指常规的燃煤发电，是通过燃烧煤化石燃料，从而加热水，水蒸气带动汽轮机，汽轮机带动发电机，从而转换成电能。

5、核电，也就是通过核能源，通过裂变释放的热量加热水，水蒸气带动汽轮机，汽轮机带动发电机。从而把核能转化成电能。

6、垃圾发电，一般会以城市为单位建立垃圾发电厂。将城市居民日常产生的垃圾肥料，集中送到垃圾发电厂，通过发酵4-5天，然后放进焚烧炉，从而然后垃圾，加热水，水蒸气带动汽轮机，汽轮机带动发电机，从而转换成电能。

（一）“能源”的定义和“节能”的本质能源是指“煤炭、石油、天然气、生物质能和电力、热力以及其他直接或者通过加工、转换而取得有用能的各种资源”¹。针对这一类资源要本着“节约与开发并举、把节约放在首位”的基本原则²。那么到底哪一类资源需要节约、哪一类资源需要开发？根据上述能源的定义，把能源细化分解为一次性能源和可再生能源两大类：1.一次性能源以煤炭、石油、天然气等化石类资源为代表。任何工业生产活动首先要以节约一次性能源为主要目标，以尽力延缓这类资源过快的消耗速度；2.可再生能源所涵盖的范围为风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源³，针对这一类资源，国家界定的法律地位为：（1）“国家鼓励、支持开发和利用新能源、可再生能源”⁴；（2）“国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域”并“鼓励各种所有制经济主体参与可再生能源的开发利用”⁵。由此可见，一次性能源要以节约为本，可再生能源要以开发利用为本，因为他能够减缓地球上所剩不多化石类资源的消耗速度，这才是节能的本质。

（二）风电、光伏、垃圾发电项目节能效益计算方法

风力发电、光伏发电、生活垃圾发电都属于可再生能源，其中，生活垃圾发电在国家《可再生能源产业发展指导目录》中归属于生物质能发电。这些发电方式节能效益是指他们替代一次性能源等值发电量所消耗的化石类资源总量，统一折合成的标煤（7000千卡/千克）消耗量⁶，也就是他们的节能量。基于以上能源替代思想，我们以年为统计周期，得出的“年节能量”计算方法为：

1.风电、光伏发电项目“年节能量”计算

公式1：年节能量（风电或光伏）=当年上网电量×当年全国煤电平均供电煤耗

公式中，“全国煤电平均供电煤耗”取值，可参考中电联每年公开发布的《中国电力行业年度发展报告》统计数据，例如：2019年发布的《报告》指出：“2018年，全国6000千瓦及以上火电厂平均供电标准煤耗307.6克/千瓦时”。

根据上述计算公式，以国内某企业风电、光伏总装机容量为例，计算出的2018全年节能量为97万吨（标煤）/年，如表1：

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表1 某企业风电光伏2018年全年节能贡献量

2.垃圾发电项目“年节能量”计算公式生活垃圾焚烧转换的电能，本身并没有消耗一次能源，其节能量计算方法也跟上述风电光伏一样，只是需要减去焚烧过程中消耗的一次能源量（折合后的标煤量），如：掺烧的煤炭（只针对循环流化床焚烧炉）、启机时消耗的柴油或天然气等。由此提出的垃圾发电项目节能计算公式如下：

公式2：年节能量（垃圾发电）=当年上网电量×当年全国煤电平均供电煤耗-垃圾发电过程所消耗一次能源折算成标煤的年耗量

公式中，“垃圾发电过程所消耗一次能源折算成标煤的年耗量”主要指的是“炉排炉”机组点火启机时消耗的柴油或天然气折合成的标煤年耗量；如果炉型为循环流化床时，还需要减去掺烧煤炭折合成的标煤年耗量。

根据上述计算公式，我们以国内某垃圾发电项目为例，计算出的2017全年节能量如下：

（1）全年节能贡献量计算国内某垃圾发电厂装有4×600吨/日的生活垃圾处理规模“炉排炉”生产线，每年节能量计算如下：

①该厂2017年一共处理垃圾95万吨，全年上网电量2.8亿千瓦时（相当于每吨垃圾上网电量为295千瓦时），等效代替的标煤发电消耗量为：

2.8亿千瓦时/年×0.3076千克/千瓦时=86128吨/年

②垃圾电厂在启机过程中需要消耗一定量的一次能源柴油或天然气，该厂以消耗柴油为主，全年消耗柴油量为82吨/年，《综合能耗计算通则》给定的柴油折标系数为：

1 kg（柴油）=1.4571 kgce（标煤）

那么以此折算后的标煤年耗量为：82×1.4571=119吨/年

③该厂焚烧炉的炉型为“炉排炉”，本身不掺烧煤炭，那么全年节能量为：

86128-119=86681吨/年=8.6万吨（标煤）/年

（2）吨垃圾节能量计算由上述结果计算出的垃圾发电厂吨垃圾节能量为：

8.6万吨（标煤）/年÷95万吨（垃圾）=0.09吨（标煤）/吨（垃圾）

二、风电、光伏、垃圾发电项目减排效果分析

节能和减排是两个概念，如前所述，“节能”指的是节约一次性能源；而“减排”指的是减少工业生产过程中污染物的排放量及温室气体的排放量，例如，在火电行业排放的烟气中，主要污染物有二氧化硫、氮氧化物，主要温室气体有二氧化碳等。需要说明的是，对于发电项目而言，判断一个项目是否减排，并不是指这个项目本身有没有排放，而是首先需要确立减排概念的“基准线”。这个“基准线”可以在参考清洁发展机制（CDM）《马拉喀什协定》关于“温室气体基准线”概念的基础上，拓展应用于所有污染物排放方面，即：“减排基准线”是一种假设的情景，合理地代表在没有这个项目活动时出现的污染物排放量和温室气体排放量。基于此，在判断风电、光伏、垃圾发电项目的减排效果时，首先假设没有这些项目时，人类需求的电力全部由燃烧煤炭的火力发电项目所提供，那么燃煤火力发电项目的污染物及温室气体排放强度即为“基准线”，而风电、光伏、垃圾发电排放量如果低于这个“基准线”水平，那么这些项目就有着确定的减排效果和潜在的减排收益。

（一）风电、光伏发电项目减排效果计算方法

风力发电、光伏发电生产过程本身不向外界排放任何污染物和温室气体（全生命周期的污染物和温室气体的排放主要集中在风电机组或光伏板等原材料的生产环节，但参考清洁发展机制（CDM）规则和程序，并不要求考虑上游活动产生的排放，而且这个排放量很小，例如风电项目碳排放强度约为6克/千瓦时7，所以这部分排放可以忽略不计）。这类可再生能源的减排量，广义上是指其发电量等量置换成煤炭发电时，向外界（大气环境、水环境、土壤环境等）排放的所有污染物和温室气体的质量。一般情况下，只考虑置换成煤炭发电烟气排放时二氧化硫（SO2）的减排量、氮氧化物（NOx）的减排量、以及温室气体二氧化碳（CO2）的减排量。

计算公式如下（以年为统计期）：

1.风电、光伏项目年减排量计算公式

公式3：全年减排量（风电或光伏）=全年上网电量×煤电污染物（或温室气体）排放强度

其中，污染物（或温室气体）排放强度指的是度电污染物（或温室气体）排放量，这个数值也可从中电联每年更新的公开资料中提取，例如，中电联2019年《中国电力行业年度发展报告》公布的2018年全年煤电SO2、NOx、CO2排放强度如表2：

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表2 2018年全年煤电烟气污染物排放强度（克/千瓦时）

2.国内某企业风电光伏总装机容量全年减排贡献量由上述公式计算的国内某企业目前装机容量的减排贡献量如表3：

在双碳政策刺激下，以光伏发电和风电为代表的新能源迎来了 历史 性发展机遇，将全面变革全球能源体系。而我国光伏产业链经过近二十年的跌宕起伏和曲折发展，已经实现了对欧美发达国家的追赶和超越，在绝大部分领域坐稳了全球行业龙头的位置，成为了引领产业创新发展的中坚力量。

展望2022年，随着掣肘光伏产业链发展的瓶颈制约逐步得以解决，预计我国光伏产业在装机规模、技术革新等方面都将迎来跨越式发展，具体将呈现以下八大发展趋势：

1.装机规模快速增长。2021年我国光伏装机受到硅料环节供给不足、价格暴涨影响，进度不及预期，虽然在12月份疯狂抢装下，勉强实现了市场普遍预期的50GW左右装机规模，但全年市场运行状况与“双碳”目标相去甚远。进入2022年，随着硅料扩产产能的释放，光伏产业链的供需矛盾局面将从结构性紧缺向全面过剩转变，经过一年大幅涨价的硅料、硅片等上游材料将进入降价阶段，光伏发电的LCOE将不断下降，将这对于生产制造企业来说不一定是好信号，但对国家能源体系变革和光伏装机来说，则是一个不折不扣的利好。叠加风光大基地建设、整县推进等政策促进，市场普遍预测，2022年光伏装机规模将达到70GW以上，乐观预估装机规模则超过100GW。

2.技术变革持续加速。光伏产业类似于半导体产业，在技术变革周期上基本符合摩尔定律，总体技术更新换代较为频繁。目前，光伏产业最主要的技术变革为P型电池向N型电池的升级，随着P型电池基本达到理论上的光电转换上限，预计2022年将加速向HJT和TOPCON技术变革，N型电池的占有率将呈现快速增长态势。至于HJT和TOPCON之间的技术路线之争，随着越来越多生产线较长期限实测数据的出炉，两种技术路线的优劣势对比将会有更多科学依据，路线之争将更趋明朗化。对我个人来说，我一直押注HJT技术。此外，在加快风光大基地建设的推动下，在集中式电站更具优势和经济性的跟踪支架技术将会得到普及，推升跟踪支架技术的市场占有率，逐步从目前较低的20%左右向欧美50%左右靠拢。与此同时，双面率也将快速提升，对光伏玻璃技术提出了更大、更薄、透光性更好的要求，有利于头部玻璃企业提升市场占有率。

从技术变革趋势可以看出，光伏产业链的技术变革主要聚焦于提升转换效率和降低生产成本，综合起来就是降低度电成本（LCOE）。总体来看，2022年将以电池技术、支架技术和双面技术等方面的技术变革为主，预计将大幅提升光电转换效率，降低度电成本。

3.“一大一小”成为中坚。相对于其他发电模式，光伏发电在清洁程度、降成本空间、技术成熟度等方面的优势很明显，但也具有占地空间大、对光照条件要求高等缺点。为了规避这一矛盾，未来光伏发电装机将向大基地这一“大”和分布式光伏这一“小”集中。在“大”的方面，国家和各省市在光照资源丰富的地方部署打造多个风光大基地，集中于大西北和山东、河南等北方区域，主要建设在沙漠、戈壁、荒漠等地广人稀的地理环境中。根据国网能源研究院新能源与统计所所长李琼慧预测，“十四五”期间，我国将新建14个大型风电、光伏基地项目，其中包括9个大型清洁能源基地项目和5个大型海上风电基地项目。另据统计，目前我国已开工建设的清洁能源大基地建设项目合计装机规模达到了100GW，将成为未来光伏新增装机的主力军。在“小”的方面，分布式光伏成为行业的焦点，特别是在整县安装政策刺激下，分布式光伏将迎来大发展阶段，包括工商业分布式光伏和户用分布式光伏，预计未来每年将带来至少二三十GW的装机增量。

4.大型企业抢占市场。光伏产业发展初期，我国光伏产业链企业主要以民营企业为主力军，包括早期的产业龙头尚德、赛维和现阶段的龙头正泰、隆基、通威，以及数量众多中小EPC和运营企业。但随着“双碳”上升为国策，光伏发电装机和发电规模成为了央企、大型国企能源集团的政治任务，导致光伏产业特别是光伏电站EPC和运营市场被大型企业大举蚕食，原先作为市场主力军的中小民营企业面临巨大的竞争压力，国进民退趋势非常明显。目前市场主流的商业模式为：大型国企EPC建设方或民营企业负责建设电站，建成后直接打包出售给央国企能源集团，赚取建设总成本和出售价格之间的差额收益，而央国企能源集团通过这一模式可以更快速完成新能源装机和发电规模的政治任务。

5.加装储能成为趋势。“光伏发电 储能”将成为新一代能源体系的黄金搭档，储能的调峰调频功能可以较好地缓解风光等新能源的波动性和间歇性缺陷，确保电力体系的稳定性。2022年，储能的装机主力将在发电侧，因为有政策强制加配的要求，同时随着电价改革的深化，峰谷价差将会持续拉大，发电侧储能的性价比也会逐步提升至具备经济性。此外，电网侧、用户侧的储能需求也会不断释放，推动储能产业进入规模化发展的新阶段。

6.特高压建设加速上马。与储能一样，特高压也是新一代能源体系必备的辅助型基础设施，其重要性不亚于储能。特别是清洁能源大基地主要分布于非负荷中心区的西北和华北，大基地发出的电必须通过特高压电网向东南沿海用电中心区输送，催生大规模的特高压建设需求。在特高压领域，我国的技术在全球处于遥遥领先的地位，是我国建设新一代能源体系的另一张王牌。

7.竞争格局发生剧变。在市场无形之手和政策有形之手的双重作用下，光伏产业链各环节的竞争形势和价格走势将发生显著变化。

硅料端——扩张产能将在2022年陆续释放，供不应求局面将逐步得到缓解，预计价格将从高位持续回落，但产能释放的节奏并不会太快，大量产能将在2022年下半年和2023年后落地，因此硅料价格在2022年总体还将在相对高位，市场预计将维持在150元/千克以上，虽然相对最高点的268元/千克有较大幅度下降，但较四五十元的成本来说依然有较大的利润空间。

硅片端——硅片是整个产业链中产能最为过剩的环节之一。据统计，2021年底全球产能达到390GW，2022年底将达到600GW，相较预计的210GW装机规模对应的260GW

硅片需求，过剩非常严重。在2021年，由于上游硅料的紧缺，导致硅片环节整体开工率仅60%左右，硅片龙头企业凭借产业链掌控优势，开工率相对更高，同时将成本向下传导的能力更强，这也是隆基、中环等硅片龙头2021年盈利较好的主要原因。但随着硅料产能的释放以及硅片产能的进一步过剩，预计今年硅片环节的市场竞争将会大幅提升，价格战将不可避免，龙头企业的超额利润将会抹平，整体产业形势不容乐观。

电池片、组件端——电池片和组件是上下受压的弱势环节，对上受到硅片价格上涨的冲击，对下受到强势EPC方和运营方的挤压，是2021年最悲惨的光伏细分产业。所谓否极泰来，在经历了一年的至暗时刻后，预计电池片和组件企业将在今年迎来涅槃重生，量价齐声叠加成本下降，盈利能力有望触底反弹。

光伏玻璃端——又一个产能严重过剩的环节，其产能过剩程度不亚于硅片端。这也印证了一句话：没有进入壁垒的热门产业必然引发严重过剩，硅片如此，光伏玻璃也是如此。随着2020年光伏玻璃在产能不足催动下出现一波大涨，大量光伏玻璃企业疯狂扩大产能，一批其他类型的玻璃企业也大举进入光伏玻璃领域，导致整个光伏玻璃产能今年将达到2000万吨，远超1300万吨的预计需求量。产能严重过剩必然导致恶性竞争和剧烈的价格战，光伏玻璃价格也将持续保持地低位，二三线光伏玻璃企业将面临生存压力。

8.多能互补将成趋势。当前能源形式越来越丰富，既有火电、水电等传统能源，又有光伏、风电、垃圾发电等新能源，各种能源形式之间具有较强的互补性，特别是新能源具有波动性的缺陷，需要与其他能源形式尤其是火电进行搭配，形成优势互补，构建动态稳定的能源闭关体系。如现在比较热门的“风光水火储一体化”项目，通过在大基地中建设风电、光伏发电、火电、水电等各类型电站，并相应配备一定的储能，从而实现多能源发电品种互相补充，提升能源利用效率和发展质量。此外，风光大基地建设也是一种很重要的能源建设形式，通过“风电 光伏”并行建设的形式，既可以提升土地利用效率，也可以形成能源互补，将成为未来新能源建设的重要方式之一。