新能源发展形势及“十四五”新能源发展思考

近年来，我国新能源发展迅速，应用规模不断扩大，成本持续降低，消纳矛盾明显缓解，清洁替代作用日益显著。随着补贴逐步退坡及市场建设加快，我国新能源发展步入后补贴时代，未来将逐步成为主导电源。本文全面分析了我国新能源发展面临的形势，系统梳理了近期我国新能源政策的基本情况及调整特点，提出了我国“十四五”期间实现新能源高质量发展需要解决的关键问题。


1. 我国新能源发展形势分析

截至2018年底，我国新能源累计装机容量达3.59亿kW，同比增长22%，占全国总装机容量的19%，占世界新能源总装机的三分之一，首次超越水电。其中13个省份新能源发电装机容量占比超过20%，10个省份新能源发电量占比超过10%。

经过多年发展，我国电源结构得到明显改善。2010年我国火电装机容量占比73%，风电装机占比仅为3%。2018年我国火电装机容量占比下降到了60%，新能源装机容量占比增加到了19%，清洁能源装机占比达到了40%。


对我国来说，大力发展新能源、推进能源革命、构建绿色低碳的能源体系，是我国新时代能源发展的重要突破点，是“四个革命、一个合作”能源安全新战略的本质要求。“十三五”期间，我国新能源发展迅速，应用规模不断扩大，成本持续降低，消纳矛盾明显缓解，清洁替代作用日益显著。2019年以来，国家开始逐步调整新能源相关政策和管理机制，包括试点平价上网项目、进一步下调新能源固定上网电价、明确补贴退坡时间节点、修订补助资金及项目管理办法等，同时现货市场建设不断加快，新能源发展步入后补贴时代。展望“十四五”，我国新能源发展消纳将面临以下一些形势。

一是新能源是我国能源转型发展的重要力量，未来还将持续快速发展。《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》提出，到2030年非化石能源占一次能源消费比重应达到20%，2050年超过50%。综合研判，从满足经济社会发展需求、实现国家能源转型战略目标的角度来看，我国风电将保持年均2500万千瓦、光伏将保持年均3000万千瓦以上的新增装机规模；预计2030、2050年，我国新能源装机规模将分别达到12亿、28亿千瓦以上，逐步成为主导能源。

二是国家高度重视新能源消纳工作，对新能源利用水平提出明确要求。《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》提出，2020年基本解决清洁能源消纳问题，可再生能源发电利用率达到95%以上。在此背景下，电网消纳能力成为新能源项目规划建设的重要先决条件。近期，受消纳条件的影响，我国新能源发展重心由西部北部地区向东中部地区转移。中远期，东中部地区发展潜力有限，随着西部北部消纳矛盾的逐步缓解，新增规模可能向西部北部地区回流。

三是新能源发电成本快速下降，进入平价时代。受关键设备价格下降、项目开发经验成熟等驱动，陆上风电发电成本稳步下降,光伏发电成本降幅显著。2019年我国风电机组投标价已降至453美元（3000元）左右，长期看风机价格下降空间有限，成本下降的主要动力来源于非技术因素。到2025年度电成本将下降到0.035~0.045美元/kWh（0.23~0.30元/ kWh）。对于光伏来说，到2025年，度电成本将下降到0.035~0.039美元/kWh（0.23~0.26元/ kWh）。

四是分布式新能源、储能等快速发展，与互联网技术相结合，形成清洁能源利用的多种新业态。目前分布式新能源、储能等快速发展，并基于大数据、云计算、物联网、移动互联网等新技术，与用户侧用能需求相结合，形成虚拟电厂、综合能源系统、云平台等新业态，成为新能源多元化利用的重要方式。

五是随着电力市场加快推进，新能源参与市场成为新能源消纳的主要方向。2015年我国新一轮电力市场化改革启动以来，输配电价改革、电力市场建设、增量配电改革、售电侧改革持续推进。近年来，我国开展了一系列促进新能源消纳的市场机制实践，未来新能源市场化消纳的基础将不断完善。

2. 我国近期新能源政策基本情况及调整特点

2019年以来，围绕降低新能源发电补贴需求、推动跨区消纳（减少弃风弃光）等政府主管部门及社会关注的的两大核心问题，国家发改委、能源局以及财政部密集发布新能源相关政策文件10余项，涉及推动新能源平价上网、完善风光上网电价、完善风光项目建设管理、建立消纳保障机制、调整补贴标准等方面，体现出国家对新能源政策的重大调整。主要政策要点包括以下五点：

（1）开展风电、光伏发电无补贴评价上网试点

相关政策为2019年1月9日国家发改委发布的《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》。该政策是2019年新能源领域出台的第一项重要政策，在降低成本、保障长期稳定收益、保障消纳等方面有重要意义，将加速2019-2020年平价项目发展，同时也将加快全面实现平价的进度，从中长期保障了风电、光伏的平稳健康发展。

（2）进一步完善风光上网电价形成机制

相关政策主要包括《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》和《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》等。对于光伏发电上网电价机制来说，这是国家第六次下调分资源区光伏发电标杆上网电价，旨在缓解当前可再生能源补贴严重不足的矛盾，后续可能加快补贴退坡，推动新能源平价上网时代提前到来。对于风电上网电价机制来说，这是国家第四次下调分资源区风电标杆上网电价，旨在缓解当前可再生能源补贴严重不足的矛盾。政策已经明确2021年之后国家不再补贴风电，未来需要推动政府完善平价项目的规模管理以及消纳政策。

（3）新增风电、光伏均需通过竞争配置组织，且需落实电力送出及消纳条件

相关政策主要是《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》。该政策明确对于风电，需要按规划和消纳能力组织项目建设；对于光伏发电，需要以补贴资金规模定装机规模。

（4）调整可再生能源补助标准计算方式

相关政策为《财政部关于下达可再生能源电价附加补助资金预算（中央企业）的通知》。该政策明确了补贴方式，并调整了补贴拨付顺序。在补贴方式方面，可再生能源发电项目上网电价在燃煤标杆电价以内的部分由省级电网结算，高出部分由国家补贴。在拨付顺序方面，优先保障光伏扶贫、自然人分布式光伏、公共可再生能源独立电力系统等涉及民生项目外，其他发电项目按补贴需求等比例拨付。

（5）建立可再生能源电力消纳保障机制，促进可再生能源消纳

相关政策为《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》。参考国外发展经验，可再生能源电力配额考核制度及配套的绿色电力证书交易机制是国际上普遍采用的可再生能源产业扶持政策，目前英国、澳大利亚、瑞典、日本、韩国和印度等20多个国家以及美国29个州和华盛顿特区等均实施了配额制考核。此次出台的可再生能源电力消纳保障机制，是参照国外配额制的基础上，结合国内实际情况制定的。旨在促使各省级区域优先消纳可再生能源，加快解决弃水弃风弃光问题，同时促使各类市场主体公平承担消纳责任，形成可再生能源电力消费引领的长效发展机制。

3. 关于“十四五”新能源发展的思考

考虑我国新能源发展面临的形势，为了实现“十四五”期间我国新能源的高质量发展，需要解决以下几个关键问题：

（1）统筹规划新能源发展与电网建设，实现网源协调发展

新能源发电在时间维度上具有季节性、时段性波动和随机特点，在地域上又呈现能源资源和负荷的逆向分布等特点，需要多资源互补、跨地域互补，目前我国网源统筹协调规划还难以实现相关要求。为了实现网源协调发展，需要做好以下几方面工作：

● 完善可再生能源竞争性配置，进一步加强新能源项目管理。做好可再生能源竞争性配置项目、风光平价上网试点项目等的统筹，制定各类新能源项目合理规模。

● 建立无补贴新能源项目管理机制。综合考虑电网接纳能力以及国家清洁能源利用目标等，确定无补贴新能源项目规模，引导无补贴新能源项目合理布局。

● 建立电化学储能、抽蓄、火电机组灵活性改造、需求侧灵活性资源的统筹规划机制。综合考虑电化学储能、抽蓄、火电机组灵活性改造、需求侧灵活性资源调节潜力与经济性，以及国家清洁能源利用目标，制定灵活性资源规划，并滚动修正。

（2）持续推进电力市场化改革，通过市场解决清洁能源消纳问题

我国电力市场建设刚刚起步，现货市场建设还处于试点阶段。调峰辅助服务市场机制不完善，火电机组调峰能力得不到充分调用。目前的电力市场设计还无法适应多元主体的不同利益诉求。未来应做好以下几方面工作：

● 结合现货市场试点建设情况，探索清洁能源参与现货市场机制。建立中长期交易与现货市场衔接机制，探索建立清洁能源参与现货市场模式，通过市场价格信号引导清洁能源消纳。

● 建立健全电力辅助服务市场机制。现货市场运营地区，应逐步取消调峰辅助服务市场，建立并完善调频、备用市场；其他地区完善调峰、调频等辅助服务市场；建立健全抽水蓄能、电化学储能参与市场机制，激励灵活性资源参与系统调节。

● 建立基于可再生能源电力消纳保障机制的电力交易机制。基于可再生能源电力消纳保障机制要求，建立完善适应配额制要求的电力交易机制，建立配额制下的绿证交易与电力市场衔接机制。

（3）在新能源发展进入新阶段后，需要针对地区差异科学测算合理的弃风弃光率

合理弃风弃光有利于提高电力系统运行的整体经济性，新能源发展规模比较大的国家均存在不同程度的主动或被动弃风/弃光现象，需要研究确定合理弃风弃光率。另外，随着我国风电、光伏装机规模与发电量的扩大，5%的弃电率也是千亿度级的弃电量数据（2035年前后），需要重新审视弃电率的计算统计原则。建议如下：

● 建立合理的弃风弃光率评估方法。一是以系统最优为目标。统筹考虑电源、电网、用户的利益和成本，确定不同省份或区域电网在不同水平年的合理弃风弃光率。二是根据系统边界条件变化，动态调整。

● 根据合理弃风弃光率，规范调整弃电统计原则。一是由系统物理约束造成的弃风弃光电量，在合理弃风弃光率范围内的，不纳入统计。二是未来电力市场成熟后，新能源主动参与系统调节降低出力的，视为“合理弃风”，不纳入统计。