國家《電力發展“十三五”規劃（2016～2020）》自2016年實施以來，在著力解決棄風、棄光、大力發展新能源以及加強統籌協調,加強科技創新,加強國際合作；著力調整電力結構、優化電源布局,升級配電網,增強系統調節能力,提高電力系統效率,推進體制改革和機制創新；加快調整優化,轉型升級,構建清潔低碳、安全高效的現代電力工業體系,惠及廣大電力用戶,為全面建成小康社會提供堅實支撐和保障等方面發揮了重要的作用，但在實施過程中也暴露出規劃前瞻性不足等問題，對產業發展形成一定程度上的制約。

 

 

我國作為世界上最大的電力能源生產國和消費國，近年來在可再生能源領域取得了舉世矚目的成就，不僅是全球最大的能效改善國，也將逐步成為最大的清潔能源貢獻國。“十三五”中后期可再生能源在發展、政策和市場趨勢方面又將有哪些新動向？國家發展改革委能源研究所可再生能源發展中心陶冶副主任對上述問題進行了詳細闡述。

 

 

按照2016年發布的可再生能源發展“十三五”規劃，“十三五”期間，風電新增投產0.79億千瓦以上，太陽能發電新增投產0.68億千瓦以上。2020年全國風電裝機確保達到2.1億千瓦以上，其中海上風電500萬千瓦左右；太陽能發電裝機達到1.1億千瓦以上，其中分布式光伏6000萬千瓦以上，太陽能熱發電500萬千瓦。

 

 

光伏行業“十三五”期間在內外部環境共同推動作用下，光伏發電建設速度進一步加快，年平均裝機增長率75%。目前，我國已經成為全球最大的光伏應用市場，光伏發電新增裝機容量連續6年全球第一，產業制造水平不斷提高，發電成本顯著下降，有利助推了全球能源轉型。與此同時，我國光伏發電與農業、養殖業、生態治理等多種產業融合發展模式不斷創新，戶用光伏裝機規模增長迅速，已經進入多元化、規模化發展新階段。

 

同時，陶冶指出2019～2021年是非常關鍵的三年，因這三年是可再生能源從全面的享受補貼向全面實現平價過渡的一個新階段。目前國家能源主管部門對于行業的調控也是堅持“兩條腿”走路。其一是繼續堅持有補貼的可再生能源的發電項目建設，將高效利用可再生能源的補貼資金作為前置性條件；其二是大力推進平價項目建設。

 

 

統計數據顯示，2018年我國風電新增裝機2069萬千瓦，同比上升38%，扭轉之前連續兩年的下降趨勢；全國風電發電量穩步上升，較2017年增加29%；棄風限電從范圍和規模上均呈減弱趨勢，棄風率7%，同比降低5個百分點，棄風率高于10%的省（區）由2017年的5個降至3個。

 

隨著棄風限電現象逐漸得到控制并整體好轉，根據2018年風電投資監測預警結果，“三北”地區風電開發建設紅色預警區域縮小，解除紅色預警的省（區）恢復項目并網和核準，帶動了“三北”地區新增市場。同時，江蘇、廣東、天津和福建等沿海省（市）的海上風電項目經過幾年建設周期開始陸續并網發電。根據《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》，對于新核準的項目，風電資源將通過競爭性的方式進行配置（分散式風電除外），以促進成本下降，推動平價上網。受此政策和風電標桿電價下調等潛在降價因素影響，2018年四季度出現了一定程度的“搶裝”、“搶核準”。

 

區域風電開發重點差異化突出，電力替代作用增強。從新增裝機分布來看，“三北”地區開發突出風資源優勢，千萬千瓦基地項目、平價上網項目等大規模、低成本項目主要布置在“三北”地區；沿海各省（市）主要沿海岸線布局陸上和海上風電項目；“三華”地區風電開發需通過精細化選址和開發利用低風速風機等方式挖掘開發潛力。據了解，2018年，我國風電累計裝機容量在當地電源裝機中的比重超過20%的省區有4個，分別為內蒙古、甘肅、寧夏和新疆，黑龍江、河北和吉林裝機接近20%；2018年全國風電發電量占全社會用電量的比重為5.3%，比重超過10%的省區有9個，分別為內蒙古、黑龍江、云南、吉林、甘肅、寧夏、新疆、山西和河北。風電已經在上述地區的能源結構調整中起到了重要作用，替代作用日益增強。

 

“展望2019年，隨著《關于實行可再生能源電力配額制的通知》、《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》等相關政策的陸續下發和落實，將引導我國可再生能源開發和應用的市場環境持續改善，保障可再生能源的全額保障性收購。”陶冶表示。

 

通過提升風電產業自身發展的質量和競爭力，將有助于實現其健康穩定高質量發展。通過風電平價上網示范，以及實施競爭性資源配置方式將加速技術優勝劣汰和產業升級，推動風電產業成本下降；地域性差異化的開發特征將繼續保持，隨著低風速和海上風機技術的進一步成熟，投資和運營模式也將更加清晰。隨著部分風資源較好地區的棄風情況好轉，部分規模化項目將繼續在棄風情況改善的地區落地，通過招標等競爭性資源配置的方式，將有效改善資源利用效率、降低開發成本并同時擴大規模；同時隨著一批海上風電項目的開工建設，預計到“十三五”末期，大批海上風電項目將并網發電，海上風電技術完全進入規模化階段。

 

風電裝備產業的智能化、國際化和全產業鏈發展將是2019年的鮮明趨勢。陶冶表示，大數據、智慧能源等技術的應用，圍繞“一帶一路”的國際市場布局，EPC模式的完善以及運行維護和服務平臺的壯大，將成為風電裝備企業2019年的著力點。

 

隨著“放管服”改革的深入，國家的一些審批和行政許可事項持續精簡，地方政府在當地可再生能源產業發展中的話語權逐步凸顯并強化，地方政府需要提升其行業管理能力，突出地方經濟社會發展特色對可再生能源發展的帶動作用，建立和完善競爭性配置資源、可再生能源配額實施等多項地方性可再生能源和風電行業管理機制，形成有效的行業管理體系，優化當地可再生能源發展模式，助力可再生能源因地制宜高質量發展。

 

2019年和2020年對于風電產業是至關重要的時期，一方面風電發展仍面臨著來自傳統能源行業的排擠，另一方面也需要與光伏等其他可再生能源技術競爭市場空間，風電行業的競爭將愈加激烈，行業也將通過優勝劣汰實現產業升級。在推動可再生能源成本下降和平價上網的大背景下，風電技術的創建和效率提升、風電開發和運行模式的創新和優化、風電開發和應用市場及政策環境的改善將是這個時期的主要特點，可再生能源行業管理模式和政策框架也將面臨著轉軌和過渡。面對這段變革時期，裝備制造企業和開發企業考慮到未來的不確定性和競爭性風險，將在短期內形成較強的開發意愿。2019年，隨著“三北”更多地區紅色預警的解除和沿海一批海上風電項目的建設完成，新增裝機將會較大幅度增長，預計全年新增裝機容量會達到2500～2800萬千瓦。

 

 

2018年是光伏行業從政策驅動轉向內生增長，從規模擴張轉向高質量發展的變革之年。在政策的引導和市場驅動下，光伏發電在發展方式、投資布局方面更加合理，產業技術進步和成本下降明顯。

 

光伏發電部分具備平價條件。2018年在全年無新增規模指標以及光伏發電標桿電價下調等政策調整的情況下，分布式光伏發電仍然保持了較快的增長，同比增長8%，新增裝機達到2096萬千瓦。分布式光伏裝機的持續增長表明隨著光伏裝機成本的下降，一些自發自用比例大、用電成本高的工商業分布式光伏發電已經達到用戶側平價，具備了內生增長動力。青海格爾木、吉林白城領跑者基地的中標價格已經低于或接近當地燃煤標桿電價，也表明非技術成本的降低可加速地面電站的平價。

 

政策逐步落實，棄光限電進一步好轉。2018年全國棄光電量和棄光率進一步下降，全國平均棄光率3%，同比下降2.8個百分點，僅新疆、甘肅和陜西棄光率超過5%。光伏發電消納大幅改善，一是解決棄風、棄光的相關政策得到進一步落實，二是光伏發電監測預警政策引導了企業的投資布局更加合理，三是在補貼逐步退出的背景下光伏發電投資從規模擴張轉向以提高發電效益為目標的高質量發展模式。

 

光伏發電技術不斷革新，效率保持提升。在《光伏制造行業規范條件》和“領跑者”計劃推動下，各種硅電池生產技術進步迅速。2018年規模化生產的普通多晶硅電池的平均轉換效率達到19.1%，使用PERC電池技術的單晶和多晶硅電池進一步使效率提升至21.8%和20.3%，較2017年分別提升0.5個百分點和1.3個百分點。2018年PERC高效電池市場占有率進一步提高，達到33.5%左右，預計2019年PERC電池市場占有率將超過普通晶硅電池。其他新型高效電池，如雙面N型PERT電池、異質結（HIT）電池、背接觸（IBC）電池等產能也在逐步提高。

 

展望2019年，隨著平價無補貼項目、配額制等相關政策的陸續下發和落實，以及光伏發電成本的下降，光伏發電將進入政策轉換的新發展階段，迎來新的發展機遇。“一是投資布局進一步優化。中東部地區就近消納條件好、補貼依賴小的分布式光伏發電將實現穩步發展，棄光限電地區的光伏發電將得到有效控制。二是商業模式進一步創新，分布式發電市場化交易的商業模式將開展示范，為破解分布式光伏發電用戶不穩定的難題打開新的突破口。三是發揮市場機制競爭資源配置模式進一步改進。對于存在不合理收費、費用攤派等地區，減少資源配置規模。”陶冶告訴記者。

 

展望2019年的市場發展規模，雖然補貼規模和補貼強度不斷降低，但隨著光伏發電成本的下降以及平價項目的推進，當年新增并網的市場規模預計維持當前水平，新增容量預計在4500萬千瓦以上。

 

 

今年初，國家發改委、國家能源局發布了《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》，逐步取消對風電、光伏發電的上網補貼，積極推進平價上網。風電、光伏發電無補貼平價上網是必然趨勢，并且將在最近三年內全面完成向無補貼上網的過渡。

 

 

面對國家取消風電、光伏發電上網補貼，推進平價上網對產業發展帶來的影響，陶冶是這樣認為的：首先要科學理解什么是平價。他認為，平價就是在風電、光伏的全壽命周期的度電成本與當前煤電的脫硫、脫硝標桿電價或者環保煤價基本相當。同時又可細化成三類：第一類就是基本相當，即等同于煤電價格；第二類是平價項目，即采取諸如“隔墻售電”的交易方式，雖然沒有達到與煤電同等價格，一樣不需要國家可再生能源補貼基金；第三類是地方補貼項目，即國家不再給予上網補貼后，但是有條件的政府出于后續的可持續發展，也可能給予地方性財政補貼。

 

陶冶說，把權力下放給地方并不代表無序，地方的補貼資金也是有限的，都是一些階段性鼓勵政策，一般也就2～3年，而可再生能源的全生命周期可達到20年、30年，地方政府不可能在全生命周期內一直給予財政補助和支持。因此國家不限制地方的補貼政策，同時也不擔心地方政策所帶來的無序競爭。從國家層面來說，最重要的意義在于風電及光伏發電的發展初步擺脫了對于國家補貼資金的需求。

 

針對平價項目不受國家能源主管部門的規模管控，陶冶認為，平價項目發展需要考慮到電網的實際承受能力、電力負荷和消納等諸多關鍵性因素。

 

 

陶冶認為，實現平價以后，可再生能源發展的動力依然存在，例如下一步推出的可再生能源配額制，對于終端電力消費當中的可再生能源提出滾動性、持續性的要求來引導電力行業的轉型。陶冶說，實施平價上網后，增長仍將持續，但是敞口式發展不會出現。在他看來，平價上網后與之并行的還有電力市場，電力市場也在不斷建設，市場化的交易機制一定會成為未來電力市場的主流，可再生能源最終進入到電力市場參與市場化交易也會成為主流。

 

 

中電聯課題研究報告建議將2020年風電、光伏裝機目標由2.1億、1.1億千瓦調整為2.2億、2.0億千瓦。對此，陶冶認為新能源發展要堅持集中式和分布式并舉，在西部北部實施清潔能源大規模集約化開發，在東中部實施分布式電源靈活性經濟開發，依托大電網實現各類集中式和分布式清潔能源高效開發、配置和利用。對于報告中的建議，陶冶認為除了在西部、北部堅持集中式和分布式并舉發展模式外，還要加強分散式的發展。

 

2018年分布式光伏新增裝機接近全國光伏新增裝機的50%，2019年有可能突破50%，在“十三五”可再生能源規劃目標當中，光伏發電在2020年新增占比達到一半，發展比較迅速。風電方面，2018年國家出臺了《分散式風電項目開發建設暫行管理辦法》，對于分散式風電發展在不參與競爭性配置、給予全額上網價格保護、土地利用等方面都制定了一些優惠政策。陶冶認為，未來風電和光伏發電的相互競爭主要是度電成本競爭，光伏發電成本已經進入到比風電便宜的階段，尤其是全面實現平價以后，光伏具有更強的成本下降潛力；對于風電的影響，可能要更加依賴于“三北”地區的集中式發展。“分散式風電受制生態和環境問題，在中東部的發展受到一些限制，要加強電網智能化發展，加快能源互聯網建設，加強分散式電源發展。”陶冶說。

 

 

監管機制仍然需要強化落實。陶冶認為，雖然棄風、棄光的形勢嚴峻，但是通過2～3年的努力依然實現了“雙降”。這其中主要是監管機制發揮了作用。他指出，國家能源主管部門和國家發改委對棄風、棄光高度重視。2017年10月出臺了解決棄風、棄光、棄水的行動方案，確定了分地區、分年度、分技術的棄風棄光棄水的下降目標，要求到2020年棄風、棄光控制在5%以內，并且列入了責任目標。因此在后期，監管機制仍然會繼續強化完善。

 

破除利益堡壘是關鍵。陶冶認為，清潔能源消納的根本問題還是要理順國家層面與地方層面的利益關系，破除地方利益堡壘。目前棄風、棄光不但在管理方式有了依據，同時從政策層面，推行了行業預警機制，對解決包括青海、內蒙古、吉林等“三北”地區消納問題已取得明顯的成效，但問題比較復雜的是新疆和甘肅兩個省份。對此，陶冶提出了相關建議：一方面是從建設和經濟的角度提出需求，消納要繼續堅持紅色預警機制，消納困難的地區就要停建或者是緩建，在消納好的地方要加快建設，同時通過電力市場化交易機制促進可再生能源的消納，從經濟性角度進行引導。另一方面是從機制的角度，要采取配額制對消費者提出消納可再生能源的約束性要求，剛性擴大消納市場的盤子。

 

陶冶認為，目前從調度優化、多種技術的聯合運行、包括政策設計方面，都已經是非常全面并充分發揮了作用，到2020年，棄風、棄光能夠實現在5%以內的目標。

 

風電、光伏在未來能源供應體系中的地位

 

有人認為，風電、光伏最大的特性是能量的低密度，這決定了其不能在我國未來能源供應體系承擔起主體能源的角色，最終也就是一種過渡性的能源產品。

 

針對這個問題，陶冶回答記者說：“可再生能源不是過渡性能源。如果以2050年為節點，可再生能源在各種展望當中作為主力能源或者核心能源，或者是有一些極端性的唯一能源，這不僅是中國的想法，同時也是絕大多數國家目前的一個轉型目標和預期。”他認為，可再生能源不存在過渡性能源之說，至于風電、光伏能否在未來能源體系中承擔主體能源角色，他預計在“十五五”規劃期內，在部分地區、應用方式和商業模式下，可再生能源配合儲能將逐步實現對于傳統化石能源的替代，并在電力品質上達到基本相當。對于未來可再生能源，通過智能充電、各種終端電氣化的手段以及智能化的調度運行，純技術和波動性方面存在的問題是可控的。陶冶同時列舉出一些量化的數據：根據2018年能源工作會議上確定的目標，2019年實現的目標是14.6%，2020年實現15%。預計到2035年，非化石能源在一次能源當中的占比有可能達到30%的目標；到2050年，非化石能源占比可能達到60%。

 

目前，國家正在做氫能源探索與研究，在工業領域對于高溫和高溫高壓的環節，氫能的發展將會成為未來可再生能源綠色電力在工業應用當中的重要媒介和橋梁，需要多種技術的結合形成最終支撐。氫能作為二次能源用以支撐一次能源中的風電及光伏，可以實現風電、光伏未來作為主體能源的目標。

 

 

當前，我國可再生能源行業整體發展形勢持續向好，可再生能源在能源生產和消費中的比重逐步增加，并網消納持續得到有效改善，技術進步和產業升級不斷加快，優化布局和提質增效取得積極進展，行業的技術經濟綜合競爭力明顯增強。

 

對于新能源下一步的發展思路，陶冶表示“未來國家將繼續堅持新發展理念，深化資源市場化配置；積極推進可再生能源發展的長效機制，堅持不懈提升可再生能源利用水平，促進可再生能源產業平穩有序發展，保障2020年和2030年非化石能源占一次能源消費比重達到15%和20%；有力支撐能源結構優化調整，努力建設清潔低碳、安全高效的現代能源體系。”

 

本文刊載于《中國電力企業管理》2019年02期，作者系本刊記者

 

原標題:“十三五”規劃下的新能源發展