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    1　可再生能源發展狀況

     1.1　總體形勢

    “十二五”以來，我國政府進一步明確了能源發展方向，提出了推動能源生產和消費革命、支持節能低碳產業和非化石能源發展的戰略，更加強調能源的持續發展對保障經濟發展、促進生態文明、建設美麗中國的重要性，可再生能源的戰略地位更加突出。為推動可再生能源產業發展，實現《可再生能源“十二五”發展規劃》中提出的目標，有關政府部門陸續出臺了幾十項配套政策，調整了可再生能源電價附加水平，增加了支持可再生能源發展的資金額度；制定完善了風電建設管理制度，推動大型風電基地和分散式風電同步發展，制定海上風電上網電價，啟動海上風電建設，風電在電力系統中比重不斷提高；頒布了光伏發電上網電價，明確了促進分布式光伏發電的支持政策，光伏應用市場規模不斷擴大；出臺了垃圾發電上網電價及補貼政策，與農林剩余物發電上網電價共同形成了完整的促進生物質發電的電價制度；穩步推進可再生能源供熱、供氣以及綠色能源縣、新能源示范城市等建設。可再生能源應用規模持續擴大，在能源消費和電力消費中的比重不斷提高。

    ——可再生能源在能源消費中的比重穩步增加。2014年，在能源消費總量數值被調整并增加4.1億噸標準煤的情況下，可再生能源占比仍保持一定的增長。2014年商品化可再生能源（各類發電和生物液體燃料）的供應總量約合4.11億噸標準煤，在全部能源消費中的比重為9.64%，其中水電7.94%，風電1.17%，現代化利用的生物質能和光伏發電分別為0.36%和0.17%。

    如再考慮核電的貢獻量，全部非化石能源年利用量達到4.51億噸標準煤，在能源消費中的比重達到10.6%，距離2015年非化石能源比重達到11.4%的規劃目標已較為接近。

    如再考慮太陽能熱利用、生物質沼氣、生物質固體顆粒燃料、地熱等非商品化利用的可再生能源，全部可再生能源年利用量從2010年的2.93億噸標準煤增長到2014年的4.69億噸標準煤，在全國能源消費中的比重為10.9%。在總量上也接近2015年全部可再生能源的年利用量為4.78億噸標準煤的規劃目標。
 

 圖1 各類可再生能源和核電在能源消費總量中的比重（注：不含非商品化可再生能源）

     ——可再生能源電力裝機和電力供應總量增長迅速。我國可再生能源發電總裝機容量從2010年的2.54億千瓦增加到2014年的4.36億千瓦，在全國總發電裝機中的比重從26%增加到32%；總發電量從2010年的7611億千瓦時增加到2014年的1.47萬億千瓦時，增長近一倍，在全部發電量中的比重從19.8%增加到23.2%。如再考慮核電，則全部非化石能源發電在2014年全社會用電量中的比重為25.6%。
 

 圖2 各類可再生能源發電在全社會用電量中的比重

    1.2　電力

    ——水電發電量超萬億千瓦時，裝機已超過2015年目標，面臨的環境、生態和限電等問題不容忽視。我國水能資源豐富，理論蘊藏量、技術可開發量和經濟可開發量均居世界第一，是當前開發利用規模最大的可再生能源。2014年我國新增水電裝機2185萬千瓦，累計裝機達到3.02億千瓦（其中含抽水蓄能2183萬千瓦），發電量達到1.07萬億千瓦時，占全國發電量的19.2%。雖然近年來水電裝機量和發電量增長迅速，但由于環境影響、生態保護、流域綜合規劃協調難度高等問題，水電規劃項目前期準備相對滯后，將有可能影響“十三五”期間的新增規模。此外，電網建設和市場消納滯后于水電站建設進度，水電豐枯矛盾和外送通道建設問題比較突出，在西南水電較為集中地區開始出現較嚴重的棄水現象。

    ——風電市場開發進入新一輪增長期，海上風電建設啟動。自2012年開始，我國風電新增和累計裝機容量一直保持世界第一。2014年，風電發電量為1564億千瓦時，占全國發電量的2.8%，累計裝機9637萬千瓦，新增裝機1921萬千瓦，顯著超出此前四年的每年新增約1500萬千瓦的水平，風電市場進入又一新的增長期。年裝機規模顯著增加的原因是多方面的，一是風電項目儲備較為充足，二是明確了風電電價將在2016年開始下降的政策，此外，國家提出能源轉型戰略、對清潔能源需求增加等也是促進風電市場擴張的因素。根據規劃目標，風電累計裝機將在2020年達到2億千瓦，這就意味著2020年前我國風電年新增規模需要達到2000萬千瓦左右甚至更高。在發展布局方面，2014年風電從“三北”地區集中發展轉變為陸上大型基地和分散式并行發展、海上風電建設規模啟動的局面。隨著東中部地區適宜風電開發地區的擴大和低風速風機的廣泛應用，東中部地區的風電裝機規模增長迅速，在風電累計裝機中，北部風電基地裝機占比從2012年的79%下降到2014年的75%。海上風電項目之前由于用海、并網等協調和電價政策不明等問題進展緩慢，但2014年6月海上風電標桿電價政策的出臺后，海上風電建設規模啟動，目前有200多萬千瓦海上風電項目建成或在建設之中，主要集中在江蘇、上海、浙江、山東、福建、廣東等省。

    ——光伏電站建設進展迅速，政策著力分布式光伏。2013年7月，國務院頒布了《促進光伏產業健康發展的指導意見》，之后有關政府部門出臺了三十余項配套政策，提出促進光伏發電市場發展尤其是分布式光伏發電發展的價格、補貼、項目管理和示范區建設的具體措施。2014年光伏發電新增裝機1052萬千瓦，累計2805萬千瓦，發電量250億千瓦時，發電量增速超過200%。大型光伏電站建設進展迅速，累計裝機達到2338萬千瓦。分布式光伏發電的應用模式不斷創新，除了傳統的屋頂光伏系統外，光伏農業大棚、漁業光伏電站、荒坡光伏生態電站等領域都得到了一定的應用。

    ——光熱發電市場預期較好。與風電、光伏發電相比，光熱發電可以通過技術可行、成本相對低廉的儲熱裝置實現按電力調度需求發電，既可以作為基礎支撐電源，也具備較為靈活的調峰能力，大規模開發光熱發電可以緩解西部和北部的風電、光伏限制出力情況，并共同組成清潔發電系統，大大提高可再生能源在電源結構中的比例。但是，由于集成技術成熟度不夠、初始投資較大、政策缺失等因素，目前國內光熱發電仍處于規模發展的前期階段。2013年7月，中控德令哈光熱電站一期1萬千瓦投運，標志著我國初步掌握萬千瓦級大型光熱電站集成建設和運行技術，2014年7月和2015年3月，中廣核德令哈、兆陽光熱張家口萬千瓦級電站相繼開工，光熱發電市場預期較好。

    ——生物質發電市場規模穩步發展。受農林剩余物資源價格上漲的影響，農林剩余物發電項目經濟效益下滑，造成近期農林剩余物發電的增長速度放緩，2014年底農林剩余物發電（不含蔗渣發電）裝機在450萬千瓦左右，此外，尚有總裝機容量為170萬千瓦的蔗渣發電，大都為糖廠自備電廠。垃圾發電在垃圾處理的巨大需求下增長迅速，累計裝機從2012年的243萬千瓦增加到2014年的400萬千瓦以上。目前，資源有限和成本增加等原料問題是限制農林剩余物發電發展的主要因素，隨著城鎮化建設和農業生產的集約化水平提高，大量農民離開農村進入城市，原料收集勞動力嚴重缺乏，導致收集運輸成本逐年增加，使以農林剩余物為原料的發電廠經濟效益急劇下降。

    1.3　熱利用

    ——太陽能熱利用穩步增長，繼續保持世界領先地位。2014年，我國太陽能熱水器年產量超過5000萬平方米，太陽能熱利用新增集熱面積約4000萬平方米，在新增集熱面積和累計使用總量上保持世界領先。截止2014年底，太陽能熱利用累計集熱面積約為4.1億平方米，折合替代能源量為4700萬噸標準煤，太陽能熱利用是非商品化可再生能源利用的主力。太陽能熱利用的市場結構也在不斷變化，除了傳統的提供熱水外，在政策推動下，北京、河北、甘肅等地建成了區域性太陽能供暖示范工程。2014年初“家電下鄉”政策退出后，太陽能熱水器零售市場有所下降，但大型太陽能熱利用工程市場迅速發展，在印染、干燥等工業領域和農業、畜牧業的應用范圍擴大。

    ——地熱熱利用迅速發展。我國中深層地熱熱利用發展較快，實現了商業化應用，項目規模不斷擴大。目前中深層地熱能供熱面積超過4000萬平方米，已經在北京、天津、陜西、河北、山東、黑龍江等省建設了規模化的中深層地熱能供熱項目。淺層地熱市場也保持快速增長，2013年和2014年總供暖面積分別達到2.4億和3.0億平方米。

    1.4　可再生能源燃料

    ——生物質成型燃料產業規模擴大。受益于補貼政策，生物質成型燃料生產和應用范圍不斷擴大，應用量從2010年的不足100萬噸增加到2014年的850萬噸。除了應用于農村生活用能外，成型燃料在供熱鍋爐和工業窯爐的使用也初具規模，相關裝備制造水平不斷提升，關鍵設備已經出口到東南亞和非洲。

    ——液體燃料發展進展緩慢。我國以陳化糧和木薯為原料的生物燃料乙醇產能為220萬噸且多年保持不變，以玉米芯、甜高粱為原料的燃料乙醇生產示范項目開始建設，但非糧生物液體燃料仍處于試驗示范階段，近期難有大的突破。生物柴油的年產量約為40萬噸，但原料基本為餐飲廢油，以油料植物為原料的生物質柴油項目總產能約10萬噸，囿于原料和市場準入等問題，均未能正常生產。總體上，相對于其它可再生能源應用，生物液體燃料進展緩慢。

    1.5　示范項目

    可再生能源綜合示范項目分類推進，但發展模式尚有待創新。為更好地促進可再生能源在縣域及城市中的應用，近年來開展了“綠色能源示范縣”和“新能源示范城市”項目，已評選出108個綠色能源建設縣（其中86個縣的建設方案獲得批復并實施）以及81個新能源城市和8個新能源產業園區。但從綠縣實施的進展看，綠縣建設的理念仍在延續建設農村能源的思路，很多縣（市）仍將示范縣建設單純作為爭取中央財政資金的手段，建設重點也是以財政支持的農村沼氣、秸稈氣化等項目為主，尚未把農村能源走市場化道路、融入國家能源體系、實現城鄉一體化作為示范縣建設的發展思路。新能源示范城市著眼于擴大新能源在城市范圍內的應用規模，目前許多城市已規劃把太陽能熱利用、分布式光伏發電、地熱能應用及生物質替代燃煤供熱等作為未來城市能源供應的重要方式，但新能源示范城市建設目前仍處于初期階段，建設進展和效果有待進一步觀察。

    1.6　裝備制造

    我國可再生能源產業鏈已初步形成。得益于強勁的市場需求，依靠技術引進、吸收和再創新的發展模式，具有國際競爭力的風電、光伏等可再生能源產業體系逐步建立，可再生能源是目前我國為數不多的與發達國家差距不明顯甚至有所領先的產業之一。風電整機、光伏電池和組件、太陽能熱水器等可再生能源裝備的制造能力均位居世界首位，技術水平不斷提升，各類產品不同程度地進入和占領國際市場。

    風電設備制造產業鏈基本齊全，配套體系建設逐漸完善，建立了以多家龍頭企業為核心的制造產業群，2014年保持批量生產運營的風電整機企業26家，相比2010年底約80家整機制造企業，產業集中度大大增強，整體競爭力提升。全球市場排名前10家風電機組制造商中，金風、聯合動力、明陽3家國內企業入圍。到2014年底國產風電機組累計出口176萬千瓦，盡管數量不多，但出口目的地已覆蓋到28個國家，形成了以點帶面的格局。

    光伏制造業在經歷2011~2012年的嚴冬后，2013年開始逐步完成整合，步入良性發展軌道，主要部件產能和產量占據全球總量一半以上。光伏電池組件價格從2012年的每瓦6元，降到目前的每瓦4元左右，光伏電站項目單位投資從2012年的1.2萬元/千瓦，降至目前的8000元/千瓦左右。光伏電池和系統的效率也在提高，目前商品化晶硅電池普遍達到18%以上，先進技術的商品化電池效率在20%以上。

    2　可再生能源發展面臨的主要問題和解決途徑建議

    從發展形勢和發展總量上看，近年來我國各類可再生能源應用取得了重大進展，發展速度與“十二五”預期速度和實現2020年非化石能源滿足15%能源需求目標的預期速度基本一致，2014年可再生能源無論是能源供應總量還是占比都已接近國家規劃的目標。但可再生能源持續發展在發電并網和消納、熱利用和燃料利用市場環境、產業技術升級和國際市場開拓、持續的資金支持機制等方面尚存在不同程度的問題和障礙，實現2020年和2030年非化石能源在一次能源消費中占比15%和20%的目標仍面臨挑戰，亟需探索新的發展方式和實施新的機制。

    2.1　建立適應可再生能源大規模發展的體制機制

    未能建立適應可再生能源大規模發展的體制機制和發展環境是當前最為突出的問題。從水電建設推進難度大以及“十二五”以來愈演愈烈的水電、風電、光伏發電限制出力現象看，目前對可再生能源發展的認識仍不統一，政策措施沒有得到有效落實。電力體系的運行調度、基礎設施建設規劃和電價機制等方面仍舊沿襲著眼于化石能源為主的常規能源系統，尚沒有建立適應可再生能源特點的電力運行管理體制機制，隨著可再生能源發電裝機和電量的迅速增加，電源之間、電源與電網之間矛盾日益嚴重，難以化解，新近出臺的電改方案雖然提出了一些有益于可再生能源發展的思路，但有待于具體措施的出臺和落實。熱利用和燃料市場也更多地受制于體制機制的約束，太陽能、地熱、生物質熱利用主要是戶用系統或在中小企業應用，很少納入城市鄉鎮基礎設施建設和公用管網范疇，不但享受不到可再生能源作為清潔能源應有的優惠財稅政策，甚至在某些領域享受與化石能源相同的政策也有難度。在固體燃料領域還存在部分省市區將生物質燃料等同煤炭一并禁用等問題，液體燃料領域除了國家推廣的五個大型燃料乙醇項目和一個生物柴油項目外，其他產品也難以進入車用燃料領域。可再生能源進一步發展面臨著明顯的體制機制方面的制約。

    近期具體措施上，建議首先加強規劃引導，根據國務院關于光伏和風電產業指導意見、大氣污染防治行動計劃、新一輪能源戰略研究成果，更新和細化可再生能源發展目標、布局和重大舉措，強化國家規劃和地方規劃的銜接、可再生能源和電網、電源等其它國家規劃的銜接、規劃和補貼資金的配合，提高規劃的嚴肅性、指導性、科學性和可操作性，引導可再生能源開發利用和配套基礎設施建設。其次是盡快出臺配額制和全額保障性收購辦法，明確可再生能源電力開發利用目標，地方政府、電網公司和發電公司等各方的權利、責任、義務和考核機制，建立可再生能源優先調度和全額收購的機制和規則，實現可再生能源電力規模化開發和保障消納。第三是加快與可再生能源發展相適應的配套設施建設、標準體系建設和機制體制建設。

    2.2　確立支持可再生能源長期發展的資金機制

    由于化石能源的外部性成本在近期難以通過稅費在價格中得以充分反映，因此對可再生能源發電進行持續的足額的資金投入是必須的。依據《可再生能源法》，財政部在2011年底設立了可再生能源發展基金，為風電、太陽能發電、生物質發電和可再生能源接網提供價格補貼，但基金的來源單一，一直以來渠道僅為隨電價征收的可再生能源電價附加。隨著可再生能源應用規模的擴大，可再生能源電價附加征收標準從2006年的1元/兆瓦時增加到2013年的15元/兆瓦時。在隨電價征收的各類基金和附加中，可再生能源電價附加已經占到三分之一，未來進一步提高電價附加水平，必然受到影響終端電價水平的制約，上調空間越來越小。

    近兩次可再生能源電價附加的提升都是借助燃煤火電標桿電價的下調時機出臺，沒有影響銷售電價，但燃煤火電標桿電價的下調又直接使風電、光伏等電價補貼需求增加。如果按照現行15元/兆瓦時的可再生能源電價附加征收標準和可再生能源規劃發展目標測算，2015年當年可再生能源附加與電價補貼需求可以基本持平，但“十三五”期間電價補貼缺口將逐年擴大，累計缺口約1000億元。因此，如何建立長效的資金機制，將極大影響我國可再生能源的持續發展。

    解決路徑上，建議近期考慮可再生能源發展的實際資金需要以及綠色財稅機制在短期內難以充分反映化石能源的為外部成本，必須盡快拓寬支持可再生能源發電的財政渠道，并加大支持力度。需要建立通過財政預算和專項資金支持可再生能源發電的機制，即可再生能源電價補貼來源從可再生能源電價附加的單一制擴展為可再生能源電價附加和財政專項的雙軌制，財政資金來源近期可以為財政專項，中遠期可以考慮利用環境稅、碳稅等部分資金。從操作層面，需要不斷完善可再生能源電價補貼管理的具體機制和流程，提高資金保障能力和補貼效率。

    2.3　產業持續發展需要技術升級和新興市場開拓

    可再生能源是新興產業，雖然近年來技術進步顯著，光伏、風電等成本實現了顯著下降，但未來可再生能源產業持續發展之本仍是技術創新和進步。目前我國較為成熟的風電、光伏產業貿易紛爭不斷且日趨激烈，光熱發電有制造業基礎和市場需求但仍存在技術和工程瓶頸，無論是為紛爭創造有利條件，還是為解決技術瓶頸問題，在國家、地方、企業等多個層面共同推進技術創新是關鍵。政府也應根據可再生能源產業發展情況，出臺和更新有關標準，引導產業整合，采取差異性措施，鼓勵注重長期積累和技術研發、注重產品質量和服務的優勢企業發展。此外，國內許多企業已具備可再生能源產品輸出和能源市場開發能力，政策應鼓勵相關企業積極進軍和擴大國際市場，結合“一帶一路”戰略、亞投行建立和投資等良好機遇，進行新興市場開拓，增強我國可再生能源產業在國際上的影響力和競爭力。

    作者簡介
 

     時璟麗（1969-），女，研究員，現就職于國家發展改革委員會能源研究所，從事可再生能源和能源經濟政策研究。

     摘自《自動化博覽》5月刊