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）