“双碳”目标下可再生能源产业政策趋势研判

李小璐，张婧竹，张治平，张琳

（1.中节能咨询有限公司，北京 100082；2.中节能风力发电股份有限公司，北京 100082）

1 “双碳”目标引领下风、光年均目标预计在1 亿k W上下

2020 年9 月22 日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表了重要讲话，表示中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030 年前达到峰值，努力争取2060 年前实现碳中和。“双碳”目标的提出标志着我国将步入一个碳约束的阶段，需逐步提高能源、交通、工业等领域的绿色电力消费比重，这需要从政策层面进一步引导风能、太阳能、核能等可再生能源的发展。

2020 年12 月12 日，国家主席习近平在气候雄心峰会上宣布到2030 年，中国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12 亿kW 以上。水电受开发条件限制，存在“天花板”，非化石能源占比增量主要靠风能、太阳能还有核能。2021 年1 月20 日，国家能源局发布了2020 年全国电力工业统计数据，数据显示：2020 年全国风电新增并网装机容量7167 万kW，太阳能发电4820 万kW；截至2020 年12 月底，全国风电、光伏累计并网装机分别达到2.8 亿kW、2.5 亿kW，合计为5.3 亿kW。

现有累计装机距气候雄心峰会上提到的2030 年12 亿千瓦的累计风电、太阳能装机目标，有6.7 亿kW的装机差额，按10 年平均计算，意味着风、光每年的新增装机规模不低于6700 万kW。目标的具体落实需要和核电新增量相匹配，根据测算，沿海核电技术可开发量在1.5 亿—2 亿kW，目前现有的装机总量约为8000 万kW，按照1.5 亿kW 的总量计算，未来新增量在7000 万kW 左右。未来是否拓展内陆核电暂时不能确定，如果核电未来发展趋势明确，则核电新增规模多，风、光的新增规模会相对减少一些。预计“十四五”期间，风、光每年新增装机规模目标值在1 亿kW 左右。

2 高比例风、光电力系统有能力实现“双碳”目标

根据清华大学气候变化与可持续发展研究院的预测，到2050 年，我国风、光装机规模分别为风电27.4 亿kW、太阳能23.7 亿kW，可以看出，风能和太阳能的已开发量约相当于技术可开发资源量的1/10。将这份研究结论与国家气候中心、北京大学、国家发展和改革委员会能源研究所等的研究结论进行对比，可以看出，在2050 年风、光装机规模的预测上，这几份研究结论具有一致性（见下表）。未来，高比例的风、光电力系统有能力实现“双碳”目标。由于风电的发电小时数更高，将装机规模换算成发电量则更大，从这个意义上讲，风电对于实现“双碳”目标的促进作用大于太阳能发电。

3 “双碳”目标下风电产业政策趋势研判

3.1 发电侧

（1）保障可再生能源持续发展的多样性补贴可能将转变成支撑可再生能源发展的多样性补贴或地方补贴

平价上网落地之后，国家层面大规模的补贴不会有了，但为保障可再生能源持续发展的多样性、支撑前沿技术发展，针对一定业务范围技术发展的支持或地方补贴是有可能的。可再生能源多样化发展可能支持的领域包括光热、海上风电等。在光热发电领域，2016 年9 月，国家发展和改革委员会和国家能源局首批20 个光热发电示范项目合计装机规模1349MW，标杆电价为1.25 元/度，截至2020 年3 月底，建成并网7 个，剩下13 个处于建设中/已转让/暂停/未推进/已退出等状态。虽然示范项目已建成比例不高，但因为成本高就放弃光热等细分领域的发展是不现实的。除非出现了其他能取代这个领域的、成本可控的新兴领域，否则，从保障可再生能源持续发展多样性角度来看，国家是要支撑其发展的。

（2）地方性补贴支撑技术发展，促进产业进步

“十四五”时期海上风电实现平价是有难度的，但从促进行业发展的角度，每年至少维持100 万—200 万kW的装机规模增量，才能支撑海上风电行业的发展以及设备、技术的迭代。从地方补贴角度来看，海上风电领域是有必要补贴的，但具体要看地方财政收入情况。有经济实力、有风电制造产业发展需求的地方的补贴动力更大，一方面是基于地方财政水平基础，另一方面是基于对上游产业发展支撑的考量。可能的补贴方式包括地方财政直补、从可再生能源与煤电标杆电价的差额中拿出一部分来补贴等多种形式。目前，上海、广东等地已经落实了对海上风电的补贴办法。

（3）可再生能源消纳指标约束性提升，逐步成为刚性指标

解决消纳问题的方式包括提升可再生能源消纳保障权重、以可再生能源需求影响电网建设规模等。一方面，可再生能源消纳保障机制（配额制）作为国家调节可再生能源发电量的一种方式、一个抓手，未来其约束性会越来越高，逐步会成为政府考核的约束指标之一，同时，“双碳”目标的提出也对消纳保障机制落地起到了倒逼作用。另一方面，未来根据可再生能源发展的需求，去预判、影响电网的建设规模将成为趋势，电网建设规模与可再生能源发展规模将变成一个迭代、互动的过程。

3.2 输电侧

（1）可再生能源参与电力市场交易效果不佳

电力现货交易试点运行尚未真正落地。2017年8月，《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》中明确以南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8 个地区作为第一批电力现货市场建设试点，要求试点地区于2018 年年底前启动电力现货市场试运行。2018 年11 月，《国家能源局综合司关于健全完善电力现货市场建设试点工作机制的通知》中将启动试运行时间推迟到2019 年6 月底。

可再生能源参与电力市场交易包括以下途径：1）大用户直购；2）可再生能源配售，这种交易方式实际上是对可再生能源的变相压价，比例、价格是地方政府规定的，没有按照市场规则交易；3）跨区域交易，对于终端是按照可再生能源的电价支付的，对于发电端是把可再生能源并网了，但事实上，这种交易是一种虚拟的平衡关系。总体来看，目前可再生能源参与电力市场交易的效果不佳。

风、光在实现“双碳”目标中发挥的作用[1,2]

（2）电力市场机制需要逐步理顺、健全

电力市场交易目前还处于矛盾积累的阶段，可再生能源进入就意味着降价，但矛盾积累到一定阶段，也预示着可能会有大步伐、跨越式的发展。未来，电力市场单纯提供电量的价值会越来越低，提供电网运行稳定性的价值会越来越高，解决发电、用电的不匹配问题，实现电网的稳定运行，是未来电力市场的发展方向。

3.3 市场侧

（1）市场开发理念转变

在区域上，三北地区、中东部地区和南方地区的批量项目是风电提升规模的重点。其中，三北地区大基地发展需要解决的问题包括：1）受端需要、可接纳大规模的外送量；2）特高压对可再生能源消纳比例要提高。未来大基地项目审批会以综合性基地为主，国家对单一的风电、光伏大基地审批会审慎，并且对基地项目的本地电力消纳会有一定要求。在中东部地区和南方地区，会从匹配电力需求的角度去发展分散式风电或分布式光伏，如建筑一体化、分布式光伏等，这种贴近用户端的开发方式将受政策鼓励。

在开发场景上，之前是提倡在生态价值比较高的未利用地上去开发，以后则将更提倡在生态价值比较低的已利用地上去开发。

（2）项目积累动力提升

从企业市场开发角度来看，未来尤其是“十四五”期间风电项目积累会相对容易；从国家层面上看，平价之后国家没有理由限制风电项目规模，国家层面主要考虑的因素是土地规划的承受能力、电网消纳的能力等，以保障土地可承载、弃风弃光率达到要求；从地方层面上看，可再生能源消纳权重对地方政府将有一个硬性考核指标，各地方电网公司会有实际能够匹配的消纳量，各地方政府将提出本地区的可再生能源规划目标、方案。因此，总体来看，市场开发理念在转变，不管是政府还是企业，项目积累的动力都在提升。