可再生能源最终进入电力市场参与市场化交易将成主流

国家《电力发展“十三五”规划（2016～2020）》自2016年实施以来，在着力解决弃风、弃光、大力发展新能源以及加强统筹协调,加强科技创新,加强国际合作；着力调整电力结构、优化电源布局,升级配电网,增强系统调节能力,提高电力系统效率,推进体制改革和机制创新；加快调整优化,转型升级,构建清洁低碳、安全高效的现代电力工业体系,惠及广大电力用户,为全面建成小康社会提供坚实支撑和保障等方面发挥了重要的作用，但在实施过程中也暴露出规划前瞻性不足等问题，对产业发展形成一定程度上的制约。

 

 

我国作为世界上最大的电力能源生产国和消费国，近年来在可再生能源领域取得了举世瞩目的成就，不仅是全球最大的能效改善国，也将逐步成为最大的清洁能源贡献国。“十三五”中后期可再生能源在发展、政策和市场趋势方面又将有哪些新动向？国家发展改革委能源研究所可再生能源发展中心陶冶副主任对上述问题进行了详细阐述。

 

 

按照2016年发布的可再生能源发展“十三五”规划，“十三五”期间，风电新增投产0.79亿千瓦以上，太阳能发电新增投产0.68亿千瓦以上。2020年全国风电装机确保达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电500万千瓦左右；太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上，其中分布式光伏6000万千瓦以上，太阳能热发电500万千瓦。

 

 

光伏行业“十三五”期间在内外部环境共同推动作用下，光伏发电建设速度进一步加快，年平均装机增长率75%。目前，我国已经成为全球最大的光伏应用市场，光伏发电新增装机容量连续6年全球第一，产业制造水平不断提高，发电成本显著下降，有利助推了全球能源转型。与此同时，我国光伏发电与农业、养殖业、生态治理等多种产业融合发展模式不断创新，户用光伏装机规模增长迅速，已经进入多元化、规模化发展新阶段。

 

同时，陶冶指出2019～2021年是非常关键的三年，因这三年是可再生能源从全面的享受补贴向全面实现平价过渡的一个新阶段。目前国家能源主管部门对于行业的调控也是坚持“两条腿”走路。其一是继续坚持有补贴的可再生能源的发电项目建设，将高效利用可再生能源的补贴资金作为前置性条件；其二是大力推进平价项目建设。

 

 

统计数据显示，2018年我国风电新增装机2069万千瓦，同比上升38%，扭转之前连续两年的下降趋势；全国风电发电量稳步上升，较2017年增加29%；弃风限电从范围和规模上均呈减弱趋势，弃风率7%，同比降低5个百分点，弃风率高于10%的省（区）由2017年的5个降至3个。

 

随着弃风限电现象逐渐得到控制并整体好转，根据2018年风电投资监测预警结果，“三北”地区风电开发建设红色预警区域缩小，解除红色预警的省（区）恢复项目并网和核准，带动了“三北”地区新增市场。同时，江苏、广东、天津和福建等沿海省（市）的海上风电项目经过几年建设周期开始陆续并网发电。根据《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，对于新核准的项目，风电资源将通过竞争性的方式进行配置（分散式风电除外），以促进成本下降，推动平价上网。受此政策和风电标杆电价下调等潜在降价因素影响，2018年四季度出现了一定程度的“抢装”、“抢核准”。

 

区域风电开发重点差异化突出，电力替代作用增强。从新增装机分布来看，“三北”地区开发突出风资源优势，千万千瓦基地项目、平价上网项目等大规模、低成本项目主要布置在“三北”地区；沿海各省（市）主要沿海岸线布局陆上和海上风电项目；“三华”地区风电开发需通过精细化选址和开发利用低风速风机等方式挖掘开发潜力。据了解，2018年，我国风电累计装机容量在当地电源装机中的比重超过20%的省区有4个，分别为内蒙古、甘肃、宁夏和新疆，黑龙江、河北和吉林装机接近20%；2018年全国风电发电量占全社会用电量的比重为5.3%，比重超过10%的省区有9个，分别为内蒙古、黑龙江、云南、吉林、甘肃、宁夏、新疆、山西和河北。风电已经在上述地区的能源结构调整中起到了重要作用，替代作用日益增强。

 

“展望2019年，随着《关于实行可再生能源电力配额制的通知》、《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》等相关政策的陆续下发和落实，将引导我国可再生能源开发和应用的市场环境持续改善，保障可再生能源的全额保障性收购。”陶冶表示。

 

通过提升风电产业自身发展的质量和竞争力，将有助于实现其健康稳定高质量发展。通过风电平价上网示范，以及实施竞争性资源配置方式将加速技术优胜劣汰和产业升级，推动风电产业成本下降；地域性差异化的开发特征将继续保持，随着低风速和海上风机技术的进一步成熟，投资和运营模式也将更加清晰。随着部分风资源较好地区的弃风情况好转，部分规模化项目将继续在弃风情况改善的地区落地，通过招标等竞争性资源配置的方式，将有效改善资源利用效率、降低开发成本并同时扩大规模；同时随着一批海上风电项目的开工建设，预计到“十三五”末期，大批海上风电项目将并网发电，海上风电技术完全进入规模化阶段。

 

风电装备产业的智能化、国际化和全产业链发展将是2019年的鲜明趋势。陶冶表示，大数据、智慧能源等技术的应用，围绕“一带一路”的国际市场布局，EPC模式的完善以及运行维护和服务平台的壮大，将成为风电装备企业2019年的着力点。

 

随着“放管服”改革的深入，国家的一些审批和行政许可事项持续精简，地方政府在当地可再生能源产业发展中的话语权逐步凸显并强化，地方政府需要提升其行业管理能力，突出地方经济社会发展特色对可再生能源发展的带动作用，建立和完善竞争性配置资源、可再生能源配额实施等多项地方性可再生能源和风电行业管理机制，形成有效的行业管理体系，优化当地可再生能源发展模式，助力可再生能源因地制宜高质量发展。

 

2019年和2020年对于风电产业是至关重要的时期，一方面风电发展仍面临着来自传统能源行业的排挤，另一方面也需要与光伏等其他可再生能源技术竞争市场空间，风电行业的竞争将愈加激烈，行业也将通过优胜劣汰实现产业升级。在推动可再生能源成本下降和平价上网的大背景下，风电技术的创建和效率提升、风电开发和运行模式的创新和优化、风电开发和应用市场及政策环境的改善将是这个时期的主要特点，可再生能源行业管理模式和政策框架也将面临着转轨和过渡。面对这段变革时期，装备制造企业和开发企业考虑到未来的不确定性和竞争性风险，将在短期内形成较强的开发意愿。2019年，随着“三北”更多地区红色预警的解除和沿海一批海上风电项目的建设完成，新增装机将会较大幅度增长，预计全年新增装机容量会达到2500～2800万千瓦。

 

 

2018年是光伏行业从政策驱动转向内生增长，从规模扩张转向高质量发展的变革之年。在政策的引导和市场驱动下，光伏发电在发展方式、投资布局方面更加合理，产业技术进步和成本下降明显。

 

光伏发电部分具备平价条件。2018年在全年无新增规模指标以及光伏发电标杆电价下调等政策调整的情况下，分布式光伏发电仍然保持了较快的增长，同比增长8%，新增装机达到2096万千瓦。分布式光伏装机的持续增长表明随着光伏装机成本的下降，一些自发自用比例大、用电成本高的工商业分布式光伏发电已经达到用户侧平价，具备了内生增长动力。青海格尔木、吉林白城领跑者基地的中标价格已经低于或接近当地燃煤标杆电价，也表明非技术成本的降低可加速地面电站的平价。

 

政策逐步落实，弃光限电进一步好转。2018年全国弃光电量和弃光率进一步下降，全国平均弃光率3%，同比下降2.8个百分点，仅新疆、甘肃和陕西弃光率超过5%。光伏发电消纳大幅改善，一是解决弃风、弃光的相关政策得到进一步落实，二是光伏发电监测预警政策引导了企业的投资布局更加合理，三是在补贴逐步退出的背景下光伏发电投资从规模扩张转向以提高发电效益为目标的高质量发展模式。

 

光伏发电技术不断革新，效率保持提升。在《光伏制造行业规范条件》和“领跑者”计划推动下，各种硅电池生产技术进步迅速。2018年规模化生产的普通多晶硅电池的平均转换效率达到19.1%，使用PERC电池技术的单晶和多晶硅电池进一步使效率提升至21.8%和20.3%，较2017年分别提升0.5个百分点和1.3个百分点。2018年PERC高效电池市场占有率进一步提高，达到33.5%左右，预计2019年PERC电池市场占有率将超过普通晶硅电池。其他新型高效电池，如双面N型PERT电池、异质结（HIT）电池、背接触（IBC）电池等产能也在逐步提高。

 

展望2019年，随着平价无补贴项目、配额制等相关政策的陆续下发和落实，以及光伏发电成本的下降，光伏发电将进入政策转换的新发展阶段，迎来新的发展机遇。“一是投资布局进一步优化。中东部地区就近消纳条件好、补贴依赖小的分布式光伏发电将实现稳步发展，弃光限电地区的光伏发电将得到有效控制。二是商业模式进一步创新，分布式发电市场化交易的商业模式将开展示范，为破解分布式光伏发电用户不稳定的难题打开新的突破口。三是发挥市场机制竞争资源配置模式进一步改进。对于存在不合理收费、费用摊派等地区，减少资源配置规模。”陶冶告诉记者。

 

展望2019年的市场发展规模，虽然补贴规模和补贴强度不断降低，但随着光伏发电成本的下降以及平价项目的推进，当年新增并网的市场规模预计维持当前水平，新增容量预计在4500万千瓦以上。

 

 

今年初，国家发改委、国家能源局发布了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，逐步取消对风电、光伏发电的上网补贴，积极推进平价上网。风电、光伏发电无补贴平价上网是必然趋势，并且将在最近三年内全面完成向无补贴上网的过渡。

 

 

面对国家取消风电、光伏发电上网补贴，推进平价上网对产业发展带来的影响，陶冶是这样认为的：首先要科学理解什么是平价。他认为，平价就是在风电、光伏的全寿命周期的度电成本与当前煤电的脱硫、脱硝标杆电价或者环保煤价基本相当。同时又可细化成三类：第一类就是基本相当，即等同于煤电价格；第二类是平价项目，即采取诸如“隔墙售电”的交易方式，虽然没有达到与煤电同等价格，一样不需要国家可再生能源补贴基金；第三类是地方补贴项目，即国家不再给予上网补贴后，但是有条件的政府出于后续的可持续发展，也可能给予地方性财政补贴。

 

陶冶说，把权力下放给地方并不代表无序，地方的补贴资金也是有限的，都是一些阶段性鼓励政策，一般也就2～3年，而可再生能源的全生命周期可达到20年、30年，地方政府不可能在全生命周期内一直给予财政补助和支持。因此国家不限制地方的补贴政策，同时也不担心地方政策所带来的无序竞争。从国家层面来说，最重要的意义在于风电及光伏发电的发展初步摆脱了对于国家补贴资金的需求。

 

针对平价项目不受国家能源主管部门的规模管控，陶冶认为，平价项目发展需要考虑到电网的实际承受能力、电力负荷和消纳等诸多关键性因素。

 

 

陶冶认为，实现平价以后，可再生能源发展的动力依然存在，例如下一步推出的可再生能源配额制，对于终端电力消费当中的可再生能源提出滚动性、持续性的要求来引导电力行业的转型。陶冶说，实施平价上网后，增长仍将持续，但是敞口式发展不会出现。在他看来，平价上网后与之并行的还有电力市场，电力市场也在不断建设，市场化的交易机制一定会成为未来电力市场的主流，可再生能源最终进入到电力市场参与市场化交易也会成为主流。

 

 

中电联课题研究报告建议将2020年风电、光伏装机目标由2.1亿、1.1亿千瓦调整为2.2亿、2.0亿千瓦。对此，陶冶认为新能源发展要坚持集中式和分布式并举，在西部北部实施清洁能源大规模集约化开发，在东中部实施分布式电源灵活性经济开发，依托大电网实现各类集中式和分布式清洁能源高效开发、配置和利用。对于报告中的建议，陶冶认为除了在西部、北部坚持集中式和分布式并举发展模式外，还要加强分散式的发展。

 

2018年分布式光伏新增装机接近全国光伏新增装机的50%，2019年有可能突破50%，在“十三五”可再生能源规划目标当中，光伏发电在2020年新增占比达到一半，发展比较迅速。风电方面，2018年国家出台了《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》，对于分散式风电发展在不参与竞争性配置、给予全额上网价格保护、土地利用等方面都制定了一些优惠政策。陶冶认为，未来风电和光伏发电的相互竞争主要是度电成本竞争，光伏发电成本已经进入到比风电便宜的阶段，尤其是全面实现平价以后，光伏具有更强的成本下降潜力；对于风电的影响，可能要更加依赖于“三北”地区的集中式发展。“分散式风电受制生态和环境问题，在中东部的发展受到一些限制，要加强电网智能化发展，加快能源互联网建设，加强分散式电源发展。”陶冶说。

 

 

监管机制仍然需要强化落实。陶冶认为，虽然弃风、弃光的形势严峻，但是通过2～3年的努力依然实现了“双降”。这其中主要是监管机制发挥了作用。他指出，国家能源主管部门和国家发改委对弃风、弃光高度重视。2017年10月出台了解决弃风、弃光、弃水的行动方案，确定了分地区、分年度、分技术的弃风弃光弃水的下降目标，要求到2020年弃风、弃光控制在5%以内，并且列入了责任目标。因此在后期，监管机制仍然会继续强化完善。

 

破除利益堡垒是关键。陶冶认为，清洁能源消纳的根本问题还是要理顺国家层面与地方层面的利益关系，破除地方利益堡垒。目前弃风、弃光不但在管理方式有了依据，同时从政策层面，推行了行业预警机制，对解决包括青海、内蒙古、吉林等“三北”地区消纳问题已取得明显的成效，但问题比较复杂的是新疆和甘肃两个省份。对此，陶冶提出了相关建议：一方面是从建设和经济的角度提出需求，消纳要继续坚持红色预警机制，消纳困难的地区就要停建或者是缓建，在消纳好的地方要加快建设，同时通过电力市场化交易机制促进可再生能源的消纳，从经济性角度进行引导。另一方面是从机制的角度，要采取配额制对消费者提出消纳可再生能源的约束性要求，刚性扩大消纳市场的盘子。

 

陶冶认为，目前从调度优化、多种技术的联合运行、包括政策设计方面，都已经是非常全面并充分发挥了作用，到2020年，弃风、弃光能够实现在5%以内的目标。

 

风电、光伏在未来能源供应体系中的地位

 

有人认为，风电、光伏最大的特性是能量的低密度，这决定了其不能在我国未来能源供应体系承担起主体能源的角色，最终也就是一种过渡性的能源产品。

 

针对这个问题，陶冶回答记者说：“可再生能源不是过渡性能源。如果以2050年为节点，可再生能源在各种展望当中作为主力能源或者核心能源，或者是有一些极端性的唯一能源，这不仅是中国的想法，同时也是绝大多数国家目前的一个转型目标和预期。”他认为，可再生能源不存在过渡性能源之说，至于风电、光伏能否在未来能源体系中承担主体能源角色，他预计在“十五五”规划期内，在部分地区、应用方式和商业模式下，可再生能源配合储能将逐步实现对于传统化石能源的替代，并在电力品质上达到基本相当。对于未来可再生能源，通过智能充电、各种终端电气化的手段以及智能化的调度运行，纯技术和波动性方面存在的问题是可控的。陶冶同时列举出一些量化的数据：根据2018年能源工作会议上确定的目标，2019年实现的目标是14.6%，2020年实现15%。预计到2035年，非化石能源在一次能源当中的占比有可能达到30%的目标；到2050年，非化石能源占比可能达到60%。

 

目前，国家正在做氢能源探索与研究，在工业领域对于高温和高温高压的环节，氢能的发展将会成为未来可再生能源绿色电力在工业应用当中的重要媒介和桥梁，需要多种技术的结合形成最终支撑。氢能作为二次能源用以支撑一次能源中的风电及光伏，可以实现风电、光伏未来作为主体能源的目标。

 

 

当前，我国可再生能源行业整体发展形势持续向好，可再生能源在能源生产和消费中的比重逐步增加，并网消纳持续得到有效改善，技术进步和产业升级不断加快，优化布局和提质增效取得积极进展，行业的技术经济综合竞争力明显增强。

 

对于新能源下一步的发展思路，陶冶表示“未来国家将继续坚持新发展理念，深化资源市场化配置；积极推进可再生能源发展的长效机制，坚持不懈提升可再生能源利用水平，促进可再生能源产业平稳有序发展，保障2020年和2030年非化石能源占一次能源消费比重达到15%和20%；有力支撑能源结构优化调整，努力建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系。”

 

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年02期，作者系本刊记者

 

原标题:“十三五”规划下的新能源发展