可再生能源发电规模持续扩大 到2020年根本解决消纳问题

今年上半年
，国家能源局加大力度改进清洁能源消纳
，加强可再生能源电力建设和并网运行监管，有序推进可再生能源重大工程建设，可再生能源发电规模持续扩大
，风电和光伏发电消纳形势持续好转
，实现弃电量和弃电率“双降”
。

统计显示，上半年
，我国可再生能源发电装机达到6.8亿千瓦，同比增长13%。其中，水电装机3.4亿千瓦，风电装机超过1.7亿千瓦，光伏发电装机超过1.5亿千瓦，生物质发电装机1634万千瓦

。

上半年

，全国弃风电量182亿千瓦时，同比减少53亿千瓦时，弃风率8.7%
，同比下降5个百分点；弃光电量30亿千瓦时，同比减少7亿千瓦时，弃光率3.6%，同比下降3.2个百分点。有18个省份没有弃风限电，弃风率超过5%的只有内蒙古、吉林、甘肃和新疆4省（区）；有22个省份没有弃光限电

，弃光率超过5%的只有甘肃、新疆、陕西3省（区）。

上半年，全国风电新增并网容量超过750万千瓦
，同比增长30%左右

。全国风电发电量1917亿千瓦时
，同比增长28.7%；平均利用小时数1143小时，同比增加159小时
。

到2020年根本解决消纳问题

过去几年，电力产能过剩、电源与电网发展速度不匹配等多方面原因造成限电形势愈演愈烈，成为阻碍中国可再生能源健康发展的最大瓶颈
。2017年
，全国弃水550亿千瓦时，弃风419亿千瓦时
，弃光73亿千瓦时，总量超过1000亿千瓦时
。

面对限电难题，风电投资商更加趋于理性，放缓前进的脚步，开始从注重发展规模速度向注重发展质量效益转变。2017年，风电新增并网容量15吉瓦，创近五年新低。预计未来三年，中国风电市场将保持理性的规模增长，平均每年新增陆上风电15吉瓦至18吉瓦左右，每年新增海上风电1吉瓦左右，兼顾增量规模与存量效益
。

国家能源局提出

，2020年“三北”地区弃风
、弃光率要控制在5%以内
，其他地区要基本做到不限电。国家电网于2017年1月召开发布会
，明确提出力争2017年至2018年弃风弃光矛盾得到有效缓解，到2020年根本解决新能源消纳问题，弃风弃光率控制在5%以内，并提出20项促进新能源消纳的具体措施。

得益于设备制造技术水平的不断进步，10年来光伏项目造价下降了90%
。光伏电价也在逐年退坡
，今年以来
，集中式光伏已降低至0.50元/千瓦时至0.70元/千瓦时，分布式光伏则为0.32元/千瓦时
。今年3月，第三批光伏领跑者基地8个项目最低中标电价与当地的脱硫燃煤标杆电价只相差3.6分/千瓦时至12.5分/千瓦时。与光伏相比，风电开发成本下降速度没有那么快，风电实现平价上网将经历一个相对较慢的过程。

未来2年至3年，中国将迎来海上风电大发展时期
，开发进程将明显提速。目前

，多个沿海省份已公布了“十三五”海上风电发展方案
。其中
，江苏省规划到2020年投产海上风电3.5吉瓦

；福建省规划建设海上风电13.3吉瓦
，2020年投产2吉瓦；广东省规划到2020年开工建设海上风电12吉瓦，投产2吉瓦以上。到2020年底，预计中国海上风电装机容量将超过5吉瓦。

目前，限电严重的“三北”地区，随着电力市场的逐步完善
，将迎来更加理性和健康的发展环境。电网规划建设的十余条跨区特高压输电工程近几年密集投产，提供了跨区消纳风电的技术条件
。配额制正式实施以后，跨区电力输送将成为消纳“三北”地区风电的主要方式
，到2020年，弃风限电形势将大幅改善
。大叶片机组技术将打破传统IEC风电场分级标准，通过优化控制策略改善机组载荷，“三北”高风速地区也可以应用大叶片机组

，届时风电项目的经济效益将更加可观。可以预见

，2020年至2025年
，随着土地资源、环境保护、北方限电环境改善等因素，中国的风电开发主战场将由中、东、南部地区回归“三北”地区。

未来
，中央政府对项目生态环境保护的要求将更加严格，同时
，将竣工环保验收行政审批改为项目法人单位自行验收、接受社会监督
，业主将承担更大的环境风险和法律责任。为了降低自身开发风险，开发商也将更加重视项目环境保护和植被恢复工作
，实现企业效益与环境效益协同增长。

可再生能源配额制面临重大问题

虽然可再生能源中光伏和风电的前景良好，但同样要面对很多问题
。

早在今年6月底

，国家能源局就计划公开发布配额制的第二次征求意见稿，但却被迫取消。关于取消的原因
，是在第二版征求意见稿中，关于可再生能源补贴强度的新增内容，引起了业内的巨大反应。

原计划的第二版征求意见稿中

，要求将可再生能源强制配额与绿色证书相结合，并且按省份划定了风电和光伏的最低保障利用小时数
，在保障利用小时数之内国家可再生能源基金给予全额补贴，保障利用小时数之外的发电量不再获得补贴支持，但发电企业可以获得绿证并且出售获得增量收益，但金额不得超过原先的补贴数额
。

这一新增规定，意味着新能源企业的发电量能够获得的补贴
，在除去保障利用小时数之外，只能依靠出售绿证来换取，并且上限不超过原来的补贴数额。故作为盈利重头的保障外部分收益，将大大受损并且面临变现难的问题。

绿证制度在实施一年多以来，据中国绿色电力证书认购交易平台的数据显示，截至2018年9月19日，共有2034名认购者认购了29766个绿证
。乍一看，数据还不多
，实则不容乐观

。

目前
，绿证认购平台上的累积光伏挂牌量为238854个
，累计成交量仅为151个，成交率为万分之6.3；累积风电挂牌量为4818346个
，累计成交量为29615个，成交率为千分之6.1。成交率可谓非常之低。

配额制作为缓解和代替国家进行可再生能源补贴的一种方式
，与绿证制是相互结合的关系。绿证交易的惨状，间接折射出目前可再生能源配额制面临的最大问题
，那就是市场认可度底，收入难以保证。因为可再生能源，特别是光伏和风电，目前而言，其稳定性和发电成本
，相对于煤电都处于劣势
。即使强行进行配额
，利用率和消纳率也难以保证。

并且，由于风电绿证的成交量达到了光电绿证成交量的196倍之多，会导致社会资本从光伏行业向风电行业倾斜
。这些现实问题，新的配额制征求意见中，也要有应对规则，防止可再生能源结构的失衡发展。

本次9月18日发布的配额制征求意见，目的和重点依然会放在可再生能源的消纳上
，并且在绿证交易制度的配合下，可能会适当增加一些可再生能源基金的补贴
。然而增加适当的、领取困难且有拖欠风险的补贴

，仍是难以解决可再生能源企业现实中面临的运行困境。所以，配额制的强制比例、可实现途径、稳定的收益保障等方面
，也是配额制要严格明确并规定的细节
。（据中国环境报）

统计数据显示，预计2020年全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标要达到9%，2017年风电和光伏发电量只占全部发电量的6.5%，距离目标还有较大的发展空间
。预计在2016-2020年期间，我国风电新增投产7900万千瓦以上
，2020年将达到2.1亿千瓦，其中海上风电500万千瓦左右;太阳能发电新增投产6800万千瓦以上
，2020年将达到1.1亿千瓦以上。

未来
，国家限制煤电、支持可再生能源发展的政策不会改变;水电资源总量存在制约，开发成本不断攀升
，未来增长空间有限；核电建设受到整体社会氛围制约，发展存在不确定性
；生物质、潮汐
、地热等发电形式由于资源、成本、技术限制等多方面原因，发展规模也不大
；综合各个因素，风电和光伏将是未来低碳发展和能源转型的主力军。

1
、风电发展更加注重规模和效益同步

过去几年
，电力产能过剩
、电源与电网发展速度不匹配等多方面原因造成限电形势愈演愈烈，成为阻碍中国可再生能源健康发展的最大瓶颈。2017年，全国弃水550亿千瓦时
，弃风419亿千瓦时，弃光73亿千瓦时，总量超过1000亿千瓦时
。

面对限电难题，风电投资商更加趋于理性，放缓前进的脚步，开始从注重发展规模速度向注重发展质量效益转变
。2017年，风电新增并网容量15吉瓦，创近五年新低。预计未来三年
，中国风电市场将保持理性的规模增长，平均每年新增陆上风电15——18吉瓦左右，每年新增海上风电1吉瓦左右，兼顾增量规模与存量效益。

2
、风电、光伏消纳环境将大幅改善

国家能源局提出，2020年“三北”地区弃风、弃光率要控制在5%以内，其他地区要基本做到不限电
。国家电网于2017年1月召开发布会，明确提出力争2017-2018年弃风弃光矛盾得到有效缓解，到2020年根本解决新能源消纳问题，弃风弃光率控制在5%以内，并提出20项促进新能源消纳的具体措施。

3、光伏将率先实现平价上网

得益于设备制造技术水平的不断进步
，10年来光伏项目造价下降了90%。光伏电价也在逐年退坡
，今年以来，集中式光伏已降低至0.50——0.70元/千瓦时，分布式光伏则为0.32元/千瓦时
。今年3月，第三批光伏领跑者基地8个项目最低中标电价与当地的脱硫燃煤标杆电价只相差3.6-12.5分/千瓦时。与光伏相比，风电开发成本下降速度没有那么快
，风电实现平价上网将经历一个相对较慢的过程
。

4、海上风电开始进入规模化发展阶段

未来2——3年，中国将迎来海上风电大发展时期，开发进程将明显提速。目前，多个沿海省份已公布了“十三五”海上风电发展方案
。其中
，江苏省规划到2020年投产海上风电3.5吉瓦；福建省规划建设海上风电13.3吉瓦，2020年投产2吉瓦；广东省规划到2020年开工建设海上风电12吉瓦
，投产2吉瓦以上。到2020年底
，预计中国海上风电装机容量将超过5吉瓦。

5、风电机组技术进步将开拓更广阔市场空间

未来五年
，随着风机制造产业技术升级，陆上风电主流机型将是效率更高的2——3MW及以上的风电机组。风机由中小容量向大型化、智能化发展成为必然趋势。在平原低风速高剪切地区，通过提升塔筒高度(从80米提高到120米甚至140米)，风速可提高0.5——0.8m/s，应用中国先进的3MW级、140米大叶片机型，年平均利用小时可由2000小时提高至2500小时以上
，技术红利将为风电产业带来更广阔的开发空间。

6、以新代旧改造将催生风电市场新机遇

欧洲风电运营商一般在风电场投运15年左右开始考虑对原设备进行“上大压小”改造。中国早期投产的近3吉瓦风电项目，在2020年将达到或接近生命周期;2010年底前投产的40多吉瓦项目
，在2020年以后的五年将逐渐迎来替代高峰期
，市场空间非常广阔。随着大容量

、高效率机组技术不断进步，改造后的新机组盈利能力更强

，将成为未来风电运营商新的利润增长点。同时，也将催生第三方运维市场，专业的运维公司将迎来重要商机。

7
、注重环保 风电开发重点将回归“三北”地区

目前，限电严重的“三北”地区，随着电力市场的逐步完善，将迎来更加理性和健康的发展环境。电网规划建设的十余条跨区特高压输电工程近几年密集投产，提供了跨区消纳风电的技术条件
。配额制正式实施以后，跨区电力输送将成为消纳“三北”地区风电的主要方式，到2020年，弃风限电形势将大幅改善
。大叶片机组技术将打破传统IEC风电场分级标准，通过优化控制策略改善机组载荷

，“三北”高风速地区也可以应用大叶片机组
，届时风电项目的经济效益将更加可观
。可以预见
，2020——2025年，随着土地资源、环境保护、北方限电环境改善等因素，中国的风电开发主战场将由中、东、南部地区回归“三北”地区。

未来，中央政府对项目生态环境保护的要求将更加严格
，同时，将竣工环保验收行政审批改为项目法人单位自行验收、接受社会监督，业主将承担更大的环境风险和法律责任
。为了降低自身开发风险，开发商也将更加重视项目环境保护和植被恢复工作，实现企业效益与环境效益协同增长
。（据中国循环经济协会）