我国可再生能源发展形势

国家发展和改革委员会能源研究所 时璟丽

我国可再生能源发展形势

国家发展和改革委员会能源研究所 时璟丽

2014年我国可再生能源继续保持规模化发展态势，水电装机稳定增加，风电和光伏并网装机容量总计超过1.2亿千瓦，太阳能热利用和生物质能多元化快速发展，但可再生能源发展在发电并网和消纳、热利用和燃料利用市场环境、产业技术升级和国际市场开拓、持续的资金支持机制等方面尚存在不同程度的问题和障碍，实现2020年和2030年非化石能源在一次能源消费中占比15%和20%的目标仍面临挑战。未来5～6年将是我国可再生能源市场发展的关键时期，需要探索新的发展方式和实施新的机制以保障可再生能源持续健康发展。

1 可再生能源发展状况

1.1 总体形势

“十二五”以来，我国政府进一步明确了能源发展方向，提出了推动能源生产和消费革命、支持节能低碳产业和非化石能源发展的战略，更加强调能源的持续发展对保障经济发展、促进生态文明、建设美丽中国的重要性，可再生能源的战略地位更加突出。为推动可再生能源产业发展，实现《可再生能源“十二五”发展规划》中提出的目标，有关政府部门陆续出台了几十项配套政策，调整了可再生能源电价附加水平，增加了支持可再生能源发展的资金额度；制定完善了风电建设管理制度，推动大型风电基地和分散式风电同步发展，制定海上风电上网电价，启动海上风电建设，风电在电力系统中比重不断提高；颁布了光伏发电上网电价，明确了促进分布式光伏发电的支持政策，光伏应用市场规模不断扩大；出台了垃圾发电上网电价及补贴政策，与农林剩余物发电上网电价共同形成了完整的促进生物质发电的电价制度；稳步推进可再生能源供热、供气以及绿色能源县、新能源示范城市等建设。可再生能源应用规模持续扩大，在能源消费和电力消费中的比重不断提高。

——可再生能源在能源消费中的比重稳步增加。2014年，在能源消费总量数值被调整并增加4.1亿吨标准煤的情况下，可再生能源占比仍保持一定的增长。2014年商品化可再生能源（各类发电和生物液体燃料）的供应总量约合4.11亿吨标准煤，在全部能源消费中的比重为9.64%，其中水电7.94%，风电1.17%，现代化利用的生物质能和光伏发电分别为0.36%和0.17%。

如再考虑核电的贡献量，全部非化石能源年利用量达到4.51亿吨标准煤，在能源消费中的比重达到10.6%，距离2015年非化石能源比重达到11.4%的规划目标已较为接近。

如再考虑太阳能热利用、生物质沼气、生物质固体颗粒燃料、地热等非商品化利用的可再生能源，全部可再生能源年利用量从2010年的2.93亿吨标准煤增长到2014年的4.69亿吨标准煤，在全国能源消费中的比重为10.9%。在总量上也接近2015年全部可再生能源的年利用量为4.78亿吨标准煤的规划目标。

图1 各类可再生能源和核电在能源消费总量中的比重

——可再生能源电力装机和电力供应总量增长迅速。我国可再生能源发电总装机容量从2010年的2.54亿千瓦增加到2014年的4.36亿千瓦，在全国总发电装机中的比重从26%增加到32%；总发电量从2010年的7611亿千瓦时增加到2014年的1.47万亿千瓦时，增长近一倍，在全部发电量中的比重从19.8%增加到23.2%。如再考虑核电，则全部非化石能源发电在2014年全社会用电量中的比重为25.6%。

图2 各类可再生能源发电在全社会用电量中的比重

1.2 电力

——水电发电量超万亿千瓦时，装机已超过2015年目标，面临的环境、生态和限电等问题不容忽视。我国水能资源丰富，理论蕴藏量、技术可开发量和经济可开发量均居世界第一，是当前开发利用规模最大的可再生能源。2014年我国新增水电装机2185万千瓦，累计装机达到3.02亿千瓦（其中含抽水蓄能2183万千瓦），发电量达到1.07万亿千瓦时，占全国发电量的19.2%。虽然近年来水电装机量和发电量增长迅速，但由于环境影响、生态保护、流域综合规划协调难度高等问题，水电规划项目前期准备相对滞后，将有可能影响“十三五”期间的新增规模。此外，电网建设和市场消纳滞后于水电站建设进度，水电丰枯矛盾和外送通道建设问题比较突出，在西南水电较为集中地区开始出现较严重的弃水现象。

——风电市场开发进入新一轮增长期，海上风电建设启动。自2012年开始，我国风电新增和累计装机容量一直保持世界第一。2014年，风电发电量为1564亿千瓦时，占全国发电量的2.8%，累计装机9637万千瓦，新增装机1921万千瓦，显著超出此前四年的每年新增约1500万千瓦的水平，风电市场进入又一新的增长期。年装机规模显著增加的原因是多方面的，一是风电项目储备较为充足，二是明确了风电电价将在2016年开始下降的政策，此外，国家提出能源转型战略、对清洁能源需求增加等也是促进风电市场扩张的因素。根据规划目标，风电累计装机将在2020年达到2亿千瓦，这就意味着2020年前我国风电年新增规模需要达到2000万千瓦左右甚至更高。在发展布局方面，2014年风电从“三北”地区集中发展转变为陆上大型基地和分散式并行发展、海上风电建设规模启动的局面。随着东中部地区适宜风电开发地区的扩大和低风速风机的广泛应用，东中部地区的风电装机规模增长迅速，在风电累计装机中，北部风电基地装机占比从2012年的79%下降到2014年的75%。海上风电项目之前由于用海、并网等协调和电价政策不明等问题进展缓慢，但2014年6月海上风电标杆电价政策的出台后，海上风电建设规模启动，目前有200多万千瓦海上风电项目建成或在建设之中，主要集中在江苏、上海、浙江、山东、福建、广东等省。

——光伏电站建设进展迅速，政策着力分布式光伏。2013年7月，国务院颁布了《促进光伏产业健康发展的指导意见》，之后有关政府部门出台了三十余项配套政策，提出促进光伏发电市场发展尤其是分布式光伏发电发展的价格、补贴、项目管理和示范区建设的具体措施。2014年光伏发电新增装机1052万千瓦，累计2805万千瓦，发电量250亿千瓦时，发电量增速超过200%。大型光伏电站建设进展迅速，累计装机达到2338万千瓦。分布式光伏发电的应用模式不断创新，除了传统的屋顶光伏系统外，光伏农业大棚、渔业光伏电站、荒坡光伏生态电站等领域都得到了一定的应用。

——光热发电市场预期较好。与风电、光伏发电相比，光热发电可以通过技术可行、成本相对低廉的储热装置实现按电力调度需求发电，既可以作为基础支撑电源，也具备较为灵活的调峰能力，大规模开发光热发电可以缓解西部和北部的风电、光伏限制出力情况，并共同组成清洁发电系统，大大提高可再生能源在电源结构中的比例。但是，由于集成技术成熟度不够、初始投资较大、政策缺失等因素，目前国内光热发电仍处于规模发展的前期阶段。2013年7月，中控德令哈光热电站一期1万千瓦投运，标志着我国初步掌握万千瓦级大型光热电站集成建设和运行技术，2014年7月和2015年3月，中广核德令哈、兆阳光热张家口万千瓦级电站相继开工，光热发电市场预期较好。

——生物质发电市场规模稳步发展。受农林剩余物资源价格上涨的影响，农林剩余物发电项目经济效益下滑，造成近期农林剩余物发电的增长速度放缓，2014年底农林剩余物发电（不含蔗渣发电）装机在450万千瓦左右，此外，尚有总装机容量为170万千瓦的蔗渣发电，大都为糖厂自备电厂。垃圾发电在垃圾处理的巨大需求下增长迅速，累计装机从2012年的243万千瓦增加到2014年的400万千瓦以上。目前，资源有限和成本增加等原料问题是限制农林剩余物发电发展的主要因素，随着城镇化建设和农业生产的集约化水平提高，大量农民离开农村进入城市，原料收集劳动力严重缺乏，导致收集运输成本逐年增加，使以农林剩余物为原料的发电厂经济效益急剧下降。

1.3 热利用

——太阳能热利用稳步增长，继续保持世界领先地位。2014

年，我国太阳能热水器年产量超过5000万平方米，太阳能热利用新增集热面积约4000万平方米，在新增集热面积和累计使用总量上保持世界领先。截止2014年底，太阳能热利用累计集热面积约为4.1亿平方米，折合替代能源量为4700万吨标准煤，太阳能热利用是非商品化可再生能源利用的主力。太阳能热利用的市场结构也在不断变化，除了传统的提供热水外，在政策推动下，北京、河北、甘肃等地建成了区域性太阳能供暖示范工程。2014年初“家电下乡”政策退出后，太阳能热水器零售市场有所下降，但大型太阳能热利用工程市场迅速发展，在印染、干燥等工业领域和农业、畜牧业的应用范围扩大。

——地热热利用迅速发展。我国中深层地热热利用发展较快，实现了商业化应用，项目规模不断扩大。目前中深层地热能供热面积超过4000万平方米，已经在北京、天津、陕西、河北、山东、黑龙江等省建设了规模化的中深层地热能供热项目。浅层地热市场也保持快速增长，2013年和2014年总供暖面积分别达到2.4亿和3.0亿平方米。

1.4 可再生能源燃料

——生物质成型燃料产业规模扩大。受益于补贴政策，生物质成型燃料生产和应用范围不断扩大，应用量从2010年的不足100万吨增加到2014年的850万吨。除了应用于农村生活用能外，成型燃料在供热锅炉和工业窑炉的使用也初具规模，相关装备制造水平不断提升，关键设备已经出口到东南亚和非洲。

——液体燃料发展进展缓慢。我国以陈化粮和木薯为原料的生物燃料乙醇产能为220万吨且多年保持不变，以玉米芯、甜高粱为原料的燃料乙醇生产示范项目开始建设，但非粮生物液体燃料仍处于试验示范阶段，近期难有大的突破。生物柴油的年产量约为40万吨，但原料基本为餐饮废油，以油料植物为原料的生物质柴油项目总产能约10万吨，囿于原料和市场准入等问题，均未能正常生产。总体上，相对于其它可再生能源应用，生物液体燃料进展缓慢。

1.5 示范项目

可再生能源综合示范项目分类推进，但发展模式尚有待创新。为更好地促进可再生能源在县域及城市中的应用，近年来开展了“绿色能源示范县”和“新能源示范城市”项目，已评选出108个绿色能源建设县（其中86个县的建设方案获得批复并实施）以及81个新能源城市和8个新能源产业园区。但从绿县实施的进展看，绿县建设的理念仍在延续建设农村能源的思路，很多县（市）仍将示范县建设单纯作为争取中央财政资金的手段，建设重点也是以财政支持的农村沼气、秸秆气化等项目为主，尚未把农村能源走市场化道路、融入国家能源体系、实现城乡一体化作为示范县建设的发展思路。新能源示范城市着眼于扩大新能源在城市范围内的应用规模，目前许多城市已规划把太阳能热利用、分布式光伏发电、地热能应用及生物质替代燃煤供热等作为未来城市能源供应的重要方式，但新能源示范城市建设目前仍处于初期阶段，建设进展和效果有待进一步观察。

1.6 装备制造

我国可再生能源产业链已初步形成。得益于强劲的市场需求，依靠技术引进、吸收和再创新的发展模式，具有国际竞争力的风电、光伏等可再生能源产业体系逐步建立，可再生能源是目前我国为数不多的与发达国家差距不明显甚至有所领先的产业之一。风电整机、光伏电池和组件、太阳能热水器等可再生能源装备的制造能力均位居世界首位，技术水平不断提升，各类产品不同程度地进入和占领国际市场。

风电设备制造产业链基本齐全，配套体系建设逐渐完善，建立了以多家龙头企业为核心的制造产业群，2014年保持批量生产运营的风电整机企业26家，相比2010年底约80家整机制造企业，产业集中度大大增强，整体竞争力提升。全球市场排名前10家风电机组制造商中，金风、联合动力、明阳3家国内企业入围。到2014年底国产风电机组累计出口176万千瓦，尽管数量不多，但出口目的地已覆盖到28个国家，形成了以点带面的格局。

光伏制造业在经历2011～2012年的严冬后，2013年开始逐步完成整合，步入良性发展轨道，主要部件产能和产量占据全球总量一半以上。光伏电池组件价格从2012年的每瓦6元，降到目前的每瓦4元左右，光伏电站项目单位投资从2012年的1.2万元/千瓦，降至目前的8000元/千瓦左右。光伏电池和系统的效率也在提高，目前商品化晶硅电池普遍达到18%以上，先进技术的商品化电池效率在20%以上。

2 可再生能源发展面临的主要问题和解决途径建议

从发展形势和发展总量上看，近年来我国各类可再生能源应用取得了重大进展，发展速度与“十二五”预期速度和实现2020年非化石能源满足15%能源需求目标的预期速度基本一致，2014年可再生能源无论是能源供应总量还是占比都已接近国家规划的目标。但可再生能源持续发展在发电并网和消纳、热利用和燃料利用市场环境、产业技术升级和国际市场开拓、持续的资金支持机制等方面尚存在不同程度的问题和障碍，实现2020年和2030年非化石能源在一次能源消费中占比15%和20%的目标仍面临挑战，亟需探索新的发展方式和实施新的机制。

2.1 建立适应可再生能源大规模发展的体制机制

未能建立适应可再生能源大规模发展的体制机制和发展环境是当前最为突出的问题。从水电建设推进难度大以及“十二五”以来愈演愈烈的水电、风电、光伏发电限制出力现象看，目前对可再生能源发展的认识仍不统一，政策措施没有得到有效落实。电力体系的运行调度、基础设施建设规划和电价机制等方面仍旧沿袭着眼于化石能源为主的常规能源系统，尚没有建立适应可再生能源特点的电力运行管理体制机制，随着可再生能源发电装机和电量的迅速增加，电源之间、电源与电网之间矛盾日益严重，难以化解，新近出台的电改方案虽然提出了一些有益于可再生能源发展的思路，但有待于具体措施的出台和落实。热利用和燃料市场也更多地受制于体制机制的约束，太阳能、地热、生物质热利用主要是户用系统或在中小企业应用，很少纳入城市乡镇基础设施建设和公用管网范畴，不但享受不到可再生能源作为清洁能源应有的优惠财税政策，甚至在某些领域享受与化石能源相同的政策也有难度。在固体燃料领域还存在部分省市区将生物质燃料等同煤炭一并禁用等问题，液体燃料领域除了国家推广的五个大型燃料乙醇项目和一个生物柴油项目外，其他产品也难以进入车用燃料领域。可再生能源进一步发展面临着明显的体制机制方面的制约。

近期具体措施上，建议首先加强规划引导，根据国务院关于光伏和风电产业指导意见、大气污染防治行动计划、新一轮能源战略研究成果，更新和细化可再生能源发展目标、布局和重大举措，强化国家规划和地方规划的衔接、可再生能源和电网、电源等其它国家规划的衔接、规划和补贴资金的配合，提高规划的严肃性、指导性、科学性和可操作性，引导可再生能源开发利用和配套基础设施建设。其次是尽快出台配额制和全额保障性收购办法，明确可再生能源电力开发利用目标，地方政府、电网公司和发电公司等各方的权利、责任、义务和考核机制，建立可再生能源优先调度和全额收购的机制和规则，实现可再生能源电力规模化开发和保障消纳。第三是加快与可再生能源发展相适应的配套设施建设、标准体系建设和机制体制建设。

2.2 确立支持可再生能源长期发展的资金机制

由于化石能源的外部性成本在近期难以通过税费在价格中得以充分反映，因此对可再生能源发电进行持续的足额的资金投入是必须的。依据《可再生能源法》，财政部在2011年底设立了可再生能源发展基金，为风电、太阳能发电、生物质发电和可再生能源接网提供价格补贴，但基金的来源单一，一直以来渠道仅为随电价征收的可再生能源电价附加。随着可再生能源应用规模的扩大，可再生能源电价附加征收标准从2006年的1元/兆瓦时增加到2013年的15元/兆瓦时。在随电价征收的各类基金和附加中，可再生能源电价附加已经占到三分之一，未来进一步提高电价附加水平，必然受到影响终端电价水平的制约，上调空间越来越小。近两次可再生能源电价附加的提升都是借助燃煤火电标杆电价的下调时机出台，没有影响销售电价，但燃煤火电标杆电价的下调又直接使风电、光伏等电价补贴需求增加。如果按照现行15元/兆瓦时的可再生能源电价附加征收标准和可再生能源规划发展目标测算，2015年当年可再生能源附加与电价补贴需求可以基本持平，但“十三五”期间电价补贴缺口将逐年扩大，累计缺口约1000亿元。因此，如何建立长效的资金机制，将极大影响我国可再生能源的持续发展。

解决路径上，建议近期考虑可再生能源发展的实际资金需要以及绿色财税机制在短期内难以充分反映化石能源的为外部成本，必须尽快拓宽支持可再生能源发电的财政渠道，并加大支持力度。需要建立通过财政预算和专项资金支持可再生能源发电的机制，即可再生能源电价补贴来源从可再生能源电价附加的单一制扩展为可再生能源电价附加和财政专项的双轨制，财政资金来源近期可以为财政专项，中远期可以考虑利用环境税、碳税等部分资金。从操作层面，需要不断完善可再生能源电价补贴管理的具体机制和流程，提高资金保障能力和补贴效率。

2.3 产业持续发展需要技术升级和新兴市场开拓

可再生能源是新兴产业，虽然近年来技术进步显著，光伏、风电等成本实现了显著下降，但未来可再生能源产业持续发展之本仍是技术创新和进步。目前我国较为成熟的风电、光伏产业贸易纷争不断且日趋激烈，光热发电有制造业基础和市场需求但仍存在技术和工程瓶颈，无论是为纷争创造有利条件，还是为解决技术瓶颈问题，在国家、地方、企业等多个层面共同推进技术创新是关键。政府也应根据可再生能源产业发展情况，出台和更新有关标准，引导产业整合，采取差异性措施，鼓励注重长期积累和技术研发、注重产品质量和服务的优势企业发展。此外，国内许多企业已具备可再生能源产品输出和能源市场开发能力，政策应鼓励相关企业积极进军和扩大国际市场，结合“一带一路”战略、亚投行建立和投资等良好机遇，进行新兴市场开拓，增强我国可再生能源产业在国际上的影响力和竞争力。

★ 时璟丽（1969-），女，研究员，现就职于国家发展改革委 员会能源研究所，从事可再生能源和能源经济政策研究。