可再生能源發(fā)電規(guī)模持續(xù)擴大 到2020年根本解決消納問題

今年上半年，國家能源局加大力度改進清潔能源消納，加強可再生能源電力建設和并網(wǎng)運行監(jiān)管，有序推進可再生能源重大工程建設，可再生能源發(fā)電規(guī)模持續(xù)擴大，風電和光伏發(fā)電消納形勢持續(xù)好轉，實現(xiàn)棄電量和棄電率“雙降”。

統(tǒng)計顯示，上半年，我國可再生能源發(fā)電裝機達到6.8億千瓦，同比增長13%。其中，水電裝機3.4億千瓦，風電裝機超過1.7億千瓦，光伏發(fā)電裝機超過1.5億千瓦，生物質(zhì)發(fā)電裝機1634萬千瓦。

上半年，全國棄風電量182億千瓦時，同比減少53億千瓦時，棄風率8.7%，同比下降5個百分點；棄光電量30億千瓦時，同比減少7億千瓦時，棄光率3.6%，同比下降3.2個百分點。有18個省份沒有棄風限電，棄風率超過5%的只有內(nèi)蒙古、吉林、甘肅和新疆4省（區(qū)）；有22個省份沒有棄光限電，棄光率超過5%的只有甘肅、新疆、陜西3省（區(qū)）。

上半年，全國風電新增并網(wǎng)容量超過750萬千瓦，同比增長30%左右。全國風電發(fā)電量1917億千瓦時，同比增長28.7%；平均利用小時數(shù)1143小時，同比增加159小時。

到2020年根本解決消納問題

過去幾年，電力產(chǎn)能過剩、電源與電網(wǎng)發(fā)展速度不匹配等多方面原因造成限電形勢愈演愈烈，成為阻礙中國可再生能源健康發(fā)展的最大瓶頸。2017年，全國棄水550億千瓦時，棄風419億千瓦時，棄光73億千瓦時，總量超過1000億千瓦時。

面對限電難題，風電投資商更加趨于理性，放緩前進的腳步，開始從注重發(fā)展規(guī)模速度向注重發(fā)展質(zhì)量效益轉變。2017年，風電新增并網(wǎng)容量15吉瓦，創(chuàng)近五年新低。預計未來三年，中國風電市場將保持理性的規(guī)模增長，平均每年新增陸上風電15吉瓦至18吉瓦左右，每年新增海上風電1吉瓦左右，兼顧增量規(guī)模與存量效益。

國家能源局提出，2020年“三北”地區(qū)棄風、棄光率要控制在5%以內(nèi)，其他地區(qū)要基本做到不限電。國家電網(wǎng)于2017年1月召開發(fā)布會，明確提出力爭2017年至2018年棄風棄光矛盾得到有效緩解，到2020年根本解決新能源消納問題，棄風棄光率控制在5%以內(nèi)，并提出20項促進新能源消納的具體措施。

得益于設備制造技術水平的不斷進步，10年來光伏項目造價下降了90%。光伏電價也在逐年退坡，今年以來，集中式光伏已降低至0.50元/千瓦時至0.70元/千瓦時，分布式光伏則為0.32元/千瓦時。今年3月，第三批光伏領跑者基地8個項目最低中標電價與當?shù)氐拿摿蛉济簶藯U電價只相差3.6分/千瓦時至12.5分/千瓦時。與光伏相比，風電開發(fā)成本下降速度沒有那么快，風電實現(xiàn)平價上網(wǎng)將經(jīng)歷一個相對較慢的過程。

未來2年至3年，中國將迎來海上風電大發(fā)展時期，開發(fā)進程將明顯提速。目前，多個沿海省份已公布了“十三五”海上風電發(fā)展方案。其中，江蘇省規(guī)劃到2020年投產(chǎn)海上風電3.5吉瓦；福建省規(guī)劃建設海上風電13.3吉瓦，2020年投產(chǎn)2吉瓦；廣東省規(guī)劃到2020年開工建設海上風電12吉瓦，投產(chǎn)2吉瓦以上。到2020年底，預計中國海上風電裝機容量將超過5吉瓦。

目前，限電嚴重的“三北”地區(qū)，隨著電力市場的逐步完善，將迎來更加理性和健康的發(fā)展環(huán)境。電網(wǎng)規(guī)劃建設的十余條跨區(qū)特高壓輸電工程近幾年密集投產(chǎn)，提供了跨區(qū)消納風電的技術條件。配額制正式實施以后，跨區(qū)電力輸送將成為消納“三北”地區(qū)風電的主要方式，到2020年，棄風限電形勢將大幅改善。大葉片機組技術將打破傳統(tǒng)IEC風電場分級標準，通過優(yōu)化控制策略改善機組載荷，“三北”高風速地區(qū)也可以應用大葉片機組，屆時風電項目的經(jīng)濟效益將更加可觀。可以預見，2020年至2025年，隨著土地資源、環(huán)境保護、北方限電環(huán)境改善等因素，中國的風電開發(fā)主戰(zhàn)場將由中、東、南部地區(qū)回歸“三北”地區(qū)。

未來，中央政府對項目生態(tài)環(huán)境保護的要求將更加嚴格，同時，將竣工環(huán)保驗收行政審批改為項目法人單位自行驗收、接受社會監(jiān)督，業(yè)主將承擔更大的環(huán)境風險和法律責任。為了降低自身開發(fā)風險，開發(fā)商也將更加重視項目環(huán)境保護和植被恢復工作，實現(xiàn)企業(yè)效益與環(huán)境效益協(xié)同增長。

可再生能源配額制面臨重大問題

雖然可再生能源中光伏和風電的前景良好，但同樣要面對很多問題。

早在今年6月底，國家能源局就計劃公開發(fā)布配額制的第二次征求意見稿，但卻被迫取消。關于取消的原因，是在第二版征求意見稿中，關于可再生能源補貼強度的新增內(nèi)容，引起了業(yè)內(nèi)的巨大反應。

原計劃的第二版征求意見稿中，要求將可再生能源強制配額與綠色證書相結合，并且按省份劃定了風電和光伏的最低保障利用小時數(shù)，在保障利用小時數(shù)之內(nèi)國家可再生能源基金給予全額補貼，保障利用小時數(shù)之外的發(fā)電量不再獲得補貼支持，但發(fā)電企業(yè)可以獲得綠證并且出售獲得增量收益，但金額不得超過原先的補貼數(shù)額。

這一新增規(guī)定，意味著新能源企業(yè)的發(fā)電量能夠獲得的補貼，在除去保障利用小時數(shù)之外，只能依靠出售綠證來換取，并且上限不超過原來的補貼數(shù)額。故作為盈利重頭的保障外部分收益，將大大受損并且面臨變現(xiàn)難的問題。

綠證制度在實施一年多以來，據(jù)中國綠色電力證書認購交易平臺的數(shù)據(jù)顯示，截至2018年9月19日，共有2034名認購者認購了29766個綠證。乍一看，數(shù)據(jù)還不多，實則不容樂觀。

目前，綠證認購平臺上的累積光伏掛牌量為238854個，累計成交量僅為151個，成交率為萬分之6.3；累積風電掛牌量為4818346個，累計成交量為29615個，成交率為千分之6.1。成交率可謂非常之低。

配額制作為緩解和代替國家進行可再生能源補貼的一種方式，與綠證制是相互結合的關系。綠證交易的慘狀，間接折射出目前可再生能源配額制面臨的最大問題，那就是市場認可度底，收入難以保證。因為可再生能源，特別是光伏和風電，目前而言，其穩(wěn)定性和發(fā)電成本，相對于煤電都處于劣勢。即使強行進行配額，利用率和消納率也難以保證。

并且，由于風電綠證的成交量達到了光電綠證成交量的196倍之多，會導致社會資本從光伏行業(yè)向風電行業(yè)傾斜。這些現(xiàn)實問題，新的配額制征求意見中，也要有應對規(guī)則，防止可再生能源結構的失衡發(fā)展。

本次9月18日發(fā)布的配額制征求意見，目的和重點依然會放在可再生能源的消納上，并且在綠證交易制度的配合下，可能會適當增加一些可再生能源基金的補貼。然而增加適當?shù)摹㈩I取困難且有拖欠風險的補貼，仍是難以解決可再生能源企業(yè)現(xiàn)實中面臨的運行困境。所以，配額制的強制比例、可實現(xiàn)途徑、穩(wěn)定的收益保障等方面，也是配額制要嚴格明確并規(guī)定的細節(jié)。（據(jù)中國環(huán)境報）

統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，預計2020年全社會用電量中的非水電可再生能源電量比重指標要達到9%，2017年風電和光伏發(fā)電量只占全部發(fā)電量的6.5%，距離目標還有較大的發(fā)展空間。預計在2016-2020年期間，我國風電新增投產(chǎn)7900萬千瓦以上，2020年將達到2.1億千瓦，其中海上風電500萬千瓦左右;太陽能發(fā)電新增投產(chǎn)6800萬千瓦以上，2020年將達到1.1億千瓦以上。

未來，國家限制煤電、支持可再生能源發(fā)展的政策不會改變;水電資源總量存在制約，開發(fā)成本不斷攀升，未來增長空間有限；核電建設受到整體社會氛圍制約，發(fā)展存在不確定性；生物質(zhì)、潮汐、地熱等發(fā)電形式由于資源、成本、技術限制等多方面原因，發(fā)展規(guī)模也不大；綜合各個因素，風電和光伏將是未來低碳發(fā)展和能源轉型的主力軍。

1、風電發(fā)展更加注重規(guī)模和效益同步

過去幾年，電力產(chǎn)能過剩、電源與電網(wǎng)發(fā)展速度不匹配等多方面原因造成限電形勢愈演愈烈，成為阻礙中國可再生能源健康發(fā)展的最大瓶頸。2017年，全國棄水550億千瓦時，棄風419億千瓦時，棄光73億千瓦時，總量超過1000億千瓦時。

面對限電難題，風電投資商更加趨于理性，放緩前進的腳步，開始從注重發(fā)展規(guī)模速度向注重發(fā)展質(zhì)量效益轉變。2017年，風電新增并網(wǎng)容量15吉瓦，創(chuàng)近五年新低。預計未來三年，中國風電市場將保持理性的規(guī)模增長，平均每年新增陸上風電15——18吉瓦左右，每年新增海上風電1吉瓦左右，兼顧增量規(guī)模與存量效益。

2、風電、光伏消納環(huán)境將大幅改善

國家能源局提出，2020年“三北”地區(qū)棄風、棄光率要控制在5%以內(nèi)，其他地區(qū)要基本做到不限電。國家電網(wǎng)于2017年1月召開發(fā)布會，明確提出力爭2017-2018年棄風棄光矛盾得到有效緩解，到2020年根本解決新能源消納問題，棄風棄光率控制在5%以內(nèi)，并提出20項促進新能源消納的具體措施。

3、光伏將率先實現(xiàn)平價上網(wǎng)

得益于設備制造技術水平的不斷進步，10年來光伏項目造價下降了90%。光伏電價也在逐年退坡，今年以來，集中式光伏已降低至0.50——0.70元/千瓦時，分布式光伏則為0.32元/千瓦時。今年3月，第三批光伏領跑者基地8個項目最低中標電價與當?shù)氐拿摿蛉济簶藯U電價只相差3.6-12.5分/千瓦時。與光伏相比，風電開發(fā)成本下降速度沒有那么快，風電實現(xiàn)平價上網(wǎng)將經(jīng)歷一個相對較慢的過程。

4、海上風電開始進入規(guī)模化發(fā)展階段

未來2——3年，中國將迎來海上風電大發(fā)展時期，開發(fā)進程將明顯提速。目前，多個沿海省份已公布了“十三五”海上風電發(fā)展方案。其中，江蘇省規(guī)劃到2020年投產(chǎn)海上風電3.5吉瓦；福建省規(guī)劃建設海上風電13.3吉瓦，2020年投產(chǎn)2吉瓦；廣東省規(guī)劃到2020年開工建設海上風電12吉瓦，投產(chǎn)2吉瓦以上。到2020年底，預計中國海上風電裝機容量將超過5吉瓦。

5、風電機組技術進步將開拓更廣闊市場空間

未來五年，隨著風機制造產(chǎn)業(yè)技術升級，陸上風電主流機型將是效率更高的2——3MW及以上的風電機組。風機由中小容量向大型化、智能化發(fā)展成為必然趨勢。在平原低風速高剪切地區(qū)，通過提升塔筒高度(從80米提高到120米甚至140米)，風速可提高0.5——0.8m/s，應用中國先進的3MW級、140米大葉片機型，年平均利用小時可由2000小時提高至2500小時以上，技術紅利將為風電產(chǎn)業(yè)帶來更廣闊的開發(fā)空間。

6、以新代舊改造將催生風電市場新機遇

歐洲風電運營商一般在風電場投運15年左右開始考慮對原設備進行“上大壓小”改造。中國早期投產(chǎn)的近3吉瓦風電項目，在2020年將達到或接近生命周期;2010年底前投產(chǎn)的40多吉瓦項目，在2020年以后的五年將逐漸迎來替代高峰期，市場空間非常廣闊。隨著大容量、高效率機組技術不斷進步，改造后的新機組盈利能力更強，將成為未來風電運營商新的利潤增長點。同時，也將催生第三方運維市場，專業(yè)的運維公司將迎來重要商機。

7、注重環(huán)保 風電開發(fā)重點將回歸“三北”地區(qū)

目前，限電嚴重的“三北”地區(qū)，隨著電力市場的逐步完善，將迎來更加理性和健康的發(fā)展環(huán)境。電網(wǎng)規(guī)劃建設的十余條跨區(qū)特高壓輸電工程近幾年密集投產(chǎn)，提供了跨區(qū)消納風電的技術條件。配額制正式實施以后，跨區(qū)電力輸送將成為消納“三北”地區(qū)風電的主要方式，到2020年，棄風限電形勢將大幅改善。大葉片機組技術將打破傳統(tǒng)IEC風電場分級標準，通過優(yōu)化控制策略改善機組載荷，“三北”高風速地區(qū)也可以應用大葉片機組，屆時風電項目的經(jīng)濟效益將更加可觀。可以預見，2020——2025年，隨著土地資源、環(huán)境保護、北方限電環(huán)境改善等因素，中國的風電開發(fā)主戰(zhàn)場將由中、東、南部地區(qū)回歸“三北”地區(qū)。

未來，中央政府對項目生態(tài)環(huán)境保護的要求將更加嚴格，同時，將竣工環(huán)保驗收行政審批改為項目法人單位自行驗收、接受社會監(jiān)督，業(yè)主將承擔更大的環(huán)境風險和法律責任。為了降低自身開發(fā)風險，開發(fā)商也將更加重視項目環(huán)境保護和植被恢復工作，實現(xiàn)企業(yè)效益與環(huán)境效益協(xié)同增長。（據(jù)中國循環(huán)經(jīng)濟協(xié)會）