新能源发电发展分析

4.2.1 发展目标

全球金融危机的爆发，使世界各国对发展前景广阔的新能源产业寄予厚望，美国、欧洲联盟、日本、韩国、印度和巴西等经济体均将该产业放在了经济刺激计划的重要位置，希望通过推动其发展来拉动经济复苏。

（1）美国。政府将发展新能源上升至关系到国家安全和民族未来的战略高度。在2011年春发表的国情咨文中，研发新能源被称为美国新时代的“阿波罗计划”。2009 年，美国提出《美国复苏与再投资法案》：在3年内让美国可再生能源的产量倍增，计划在未来10年内投资1 500亿美元进行新能源开发，并创造500万个新工作岗位；到2012年做到风能和太阳能发电量占美国发电总量的10%，到2025年占到25%。2009年6月，由众议院通过的《清洁能源和安全法》规定，所有电力公司到2020年要以可再生能源和能效改进的方式满足其电力供应的20%，其中15%需来自风能、太阳能等可再生能源。

（2）欧洲联盟。欧洲联盟1997年颁布了可再生能源发展白皮书，提出2050年可再生能源在整个欧洲联盟的能源构成中要达到50%。2001年欧洲联盟部长理事会提出了关于使用可再生能源发电的共同指令，要求欧洲联盟国家到 2010年可再生能源在其全部能源消耗中占12%，电量消耗中可再生能源的比例达到22.1%的总量控制目标。2007年，欧洲联盟委员会提出欧洲联盟一揽子能源计划，将可再生能源占总能源耗费的比例提高到20%，将煤、石油、天然气等一次性能源消耗量减少20%，将生物燃料在交通能源消耗占比提高到10%。德国通过了温室气体减排新法案，使风能、太阳能等可再生能源的利用比例到2020年增加至20%。法国环境部计划到2020年将可再生能源在能源消费总量中的比重提高到23%。丹麦政府的目标是到2025年风电发电量达到总发电量的50%，每年风电供给平均速度为26%。

（3）日本。2004年6月，日本颁布了新能源产业化远景规划，目标是2030年以前，把太阳能和风能发电等新能源产业打造为产值达3万亿日元的支柱产业之一；石油占能源总量的比重降到40%，而新能源将上升到20%；风力、太阳能和生物质能发电的市场规模，将从2003年的4 500亿日元增长到3万亿日元。针对低碳社会建设，日本政府提出2020年要使70%以上的新建住宅安装上太阳能电池板。

（4）中国。2020年，风电和太阳能等非水可再生能源装机要分别达到1.5亿k W和2 000万k W以上，争取到2020年非化石能源占一次能源消费比重达15%左右。根据《可再生能源发展“十二五”规划》，2015—2020年我国光伏发电规划目标为1 000万k W和5 000万k W。到“十二五”末太阳能屋顶发电装机达300万k W，到2020年达2500万k W。《电力工业“十二五”规划研究报告》提出2015年和2020年风电规划容量分别为1亿k W和1.8亿k W。到2030年风电规划装机容量达到3亿k W以上。与国外可再生能源发展规划相比，国外可再生能源以非水的新能源为主，而我国偏向于包括核电及水电在内的可再生能源。非水非核的新能源一次比例要求远低于美国、德国、欧洲联盟等。

综观当前的全球能源变革中，新能源被认为是能够同时解决金融危机和气候危机的战略性支点，已经成为新一轮国际竞争的制高点。新能源产业有望成为引领全球经济进入下一轮经济增长周期的重要引擎。世界各国都在积极力推新能源产业，力争在新经济增长模式中占据领先地位。提高新能源比例自然成为世界各国电力产业的发展方向。

4.2.2 装机和发电量

2000—2012年，中国的新能源[1]总发电装机容量不断增加，发电量也在不断增加，且在总装机和总发电量中的比例逐渐提高（图4.1）。装机增长速度远快于发电量增长速度。2012年，总发电量49 801亿k W·h，其中并网风电占2%，并网太阳能发电占0.07%。总发电装机容量11.6亿k W，其中并网风电占5.42%，并网太阳能发电占0.28%。

图4.1 2000—2012年中国新能源装机比例与发电量比例走势

与世界各国相比，中国新能源发电在装机规模上具有优势。2012年，中国风电装机已经累计达到75 324MW，成为世界第一风电装机大国；美国第二位，为60 007MW。太阳能发电增长更为迅速，增长86.3%，但基数较小（图4.2）。2011年，中国太阳能装机达300万k W，成为全球发展最快的地区。

图4.2 2012年部分国家累计风电装机容量（单位：MW）

（资料来源：根据BP世界能源统计年鉴（bp.com/statisticalreview）整理。）

从2011年世界各国新能源消费状况看，各种非水可再生能源在全球能源消费中所占比例从2001年的0.7%上升至2.1%。其中，美国、德国、中国的新能源消费量占世界能源的35% （图4.3）。中国新能源消费17.7百万t油当量，占世界总能源消费的9.1%（数据来源：BP世界能源统计年鉴）。2008年以后中国的新能源消费量快速增长，但总量仍远远落后于德国、美国。

图4.3 2011年世界各国新能源[2]消费状况

［数据来源：根据BP世界能源统计年鉴（bp.com/statisticalreview）整理。］

从图4.4来看，2011年，中国的新能源消费比例仅为1.6%，远落后于德国、丹麦、西班牙、瑞典等国。

图4.4 2011年世界部分国家新能源占一次能源消费比例

［资料来源：根据BP世界能源统计年鉴（bp.com/statisticalreview）整理。］

相比新能源装机容量占比，中国的新能源消费占比较低，反映出新能源装机利用率较低。因此，提高新能源装机利用率是目前中国新能源发展迫切需要解决的问题。

装机利用是由于新能源产能和市场消纳不协调所造成的。相对市场消纳，装机多利用率低是新能源产能过剩问题。而这一问题目前突出表现为“上网难”。2011年年底，中国并网新能源发电装机容量达到5 159万k W，占总装机容量的4.89%。其中：并网风电4 505.11万k W，约占并网新能源发电装机的87.33%；并网太阳能光伏装机214.30万k W，约占4.15%；并网生物质发电装机436.39万k W，约占8.46%；地热能发电装机2.42万k W；海洋能发电装机0.6万k W。2011—2012年，笔者跟随导师所在团队进行调研，采用深入访谈、电话调查以及实地调研等方式，将涉及重庆、内蒙古、甘肃、宁夏、河北、广东、山西等的省份的17家风电场和光伏发电厂作为调查对象（调查问卷见附录A和附录B），调查结果发现出现限电的电场比例为70.5%。60%以上的出现限电现象电厂的限电比例总体达13.92%，所调查17家被调查企业出现了大幅亏损状态。54%的被调查人员认为上网难和上网电价低是企业面临经营困难的主要原因之一。

根据国家电力监管委员会公布的数据，2012年国内风电容量系数为0.216，仍处于全球最低水平，而2010年美国风电场容量系数已经达到0.45，平均值为0.35（于大洋，2010）。从年运行时间来看，中国火电年运行时间可达5 000h，风力发电为2 000h，而光伏发电平均只有1 300h。国家电力监管委员会发布的《重点区域风电消纳监管报告》显示，2011年，东北、华北、西北地区风电场平均利用小时数为1 907h；弃风电量达123亿k W·h，弃风率约16%，弃风电量对应电费损失约66亿元。由于中国与欧洲不同，风能的空间分布不均衡，风能资源丰富的地区在季节均衡性上较差，风电的消纳对现有电力输送系统带来一系列亟待解决的技术难题。

4.2.3 上网电价定价政策

新能源发电系统的运行方式可分为独立运行和并网运行两种，新能源开发方式可分为集中开发和分布式开发两类。我国的资源禀赋也决定了中国的新能源发展以集中开发并网为主，独立运行的新能源发电主要适用于偏远地区，不可能成为主力电源和基荷电源。因此，本书主要对此并网运行的新能源发电上网电价进行分析。

分布式电力交易的主体主要是发电商、微网或者用户；集中式电力交易的主体主要是发电企业和电网企业。电力交易主体不同，涉及的电价定价方式也不同。目前中国新能源上网电价主要依据成本水平，以政府分类定价为主。

1）风电上网电价

相对其他新能源，风电在中国的发电量最大，技术也相对较为成熟，风电电价制定大致可以分为五个阶段，各阶段期间的风电上网电价变动幅度比较大。

（1）初期示范阶段（1986—1993年）。这一时期的风电项目主要采用进口设备，主要用于研发和试运行阶段。上网电价参照当地燃煤电价，并不能反映发电项目的真实成本。由风力发电厂与电网公司签订购电协议后，报国家物价部门核准，电价水平在0.28元/（k W·h）左右。例如，20世纪90年代初期建成的达坂城风电场，上网电价不足0.3元/（k W·h）。

（2）产业化建立阶段（1994—2003年）。这一时期的风电产业在发电技术、设备安装、建造方面取得了较快进步。上网电价仍由风力发电厂与电网公司签订购电协议，各地价格主管部门批准后，报国家物价部门备案。但在国家“乘风计划”、“双加计划”等的扶持下，各地风电装机大增，发电技术逐渐成熟，风力发电厂之间展开了竞争。因此，这一时期的风电价格差别较大。最低的仍然是采用竞争电价。例如，中国节能投资公司建设的张北风电场上网电价为0.38元/（k W·h），与燃煤电厂的上网电价相当；而最高上网电价每千瓦时超过1元。例如，浙江的括苍山风电场上网电价高达每千瓦时1.2元[3]。

（3）规模化及国产化阶段（2003—2008年）。2003年，国家发展和改革委员会组织了第一期全国风电特许权项目招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式确定风电上网电价。2006 年，国家发展和改革委员会颁布《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格〔2006〕7号）文件，提出“风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定”。这一时期中国在风电电价政策属于招标电价和核准电价并存。风电场装机容量在50MW以下，以省内核准的形式确定上网电价。采用招标电价，由于授权开发的风电项目数量有限，而参与招标者数量众多，有些参与者为了能中标，不惜出不合理的低价，出现了恶性竞争现象。结果是大量的招标者在电厂后期运行中并不能获利。招标制定价一般为0.47～0.55元/（k W·h）。采用核准制电价，由于各地风电场的建设条件不同，地方经济发展程度不一，核准的电价差别较大，但一般采取当地脱硫燃煤电厂上网电价加上不超过0.25元/（k W·h）的电网补贴，范围大概是0.5～0.6元/（k W·h）。

（4）市场逐渐壮大阶段（2009—2015年）。从招标定价加政府核准并行制度过渡到标杆电价机制。2009年7月底，国家发展和改革委员会发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，对风力发电上网电价政策进行了完善。文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。四类风电标杆价区水平分别为0.51元/（k W·h）、0.54元/（k W·h）、0.58元/（k W·h）和0.61元/（k W·h）。四类标杆上网电价为各地区最低限价，实际电价由风力发电企业与电网公司签订购电协议确定（资料来源：《中国风电及电价发展研究报告》）。电网公司不可能出较高的上网电价，这种固定电价制度实际为风电发电成本超过火电提供了补贴。然而这种定价方式可能刺激风力发电企业盲目建厂、投产，而忽视降低发电成本。

（5）规范有序发展阶段（2016年—至今）。2016年年底，国家发展和改革委员会提出降低光伏发电和陆上风电标杆上网电价鼓励通过招标等市场化方式确定新能源电价。

2）其他新能源上网定价

相比风电，太阳能发电、海洋能发电和地热能发电项目上网电价实行政府定价，其电价标准由国务院价格主管部门按照合理成本加合理利润的原则制定。

2009年以前，政府准许的光伏上网电价为4.0～9.05元/（k W·h）。2009年，政府定价逐步向招标制转移。2009年，第一批中标的甘肃敦煌10MW的光伏项目上网电价为1.09元/（k W·h）。2010年，北欧、南欧和中东地区大型地面光伏电站发电成本已分别降至0.29欧元/（k W·h）、0.15欧元/（k W·h）和0.12欧元/（k W·h）[4]，预计2020年欧洲光伏发电成本将下降至0.07～0.17欧元/（k W·h）（欧洲广伏产业协会，2011）。

2010年，发展和改革委员会提出三类光伏定价方案：第一类，对非招标太阳能光伏发电项目实行全国统一的标杆上网电价。按照社会平均投资和运营成本，参考太阳能光伏电站招标价格和太阳能资源状况，2011年上网电价统一核定为1.15元/（k W·h）或1元/（k W·h）。第二类，通过特许权招标确定的太阳能光伏发电项目上网电价为中标价格，中标价格不得高于太阳能光伏发电标杆电价。第三类，享受中央财政资金补贴的太阳能光伏发电项目，上网电量按当地脱硫燃煤机组标杆上网电价执行。2013年，我国的光伏发电上网电价采用分资源区定价法。根据各地太阳能资源条件和建设成本，全国分为三类太阳能资源区，三类资源区标杆上网电价分别为每千瓦时0.9元、0.95元和1元。对分布式光伏发电实行按照发电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元。

生物能定价是在各地的煤电标杆电价基础上外加0.25元/（k W·h）［这是2008年的数据， 2009年修订为0.35元/（k W·h）］的固定补贴；为鼓励创新，这个固定补贴在项目运行15年后每年减少2%。但在当时的技术条件和产业规模条件下，较高的设备成本和发电燃料价格决定了这一定价难以足够维系发电厂的运行。于是到2010年，发展和改革委员会将生物质直燃发电的上网电价提高到0.75元/（k W·h）（J. Ma 2011）。

2016年，国家根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况，降低2017年1月1日之后新建光伏发电和2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价，光伏发电、陆上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。明显可再生能源发电方面的补贴力度趋于下降。

2014年以来，各类不同能源发电的上网电价，光伏和生物质发电的上网电价最高，水电最低，其他新能源发电上网电价约为水电上网电价的2.7倍。尽管从2004年以来风电上网电价有所下降，但也高于火电。可见，与传统常规能源相比，目前新能源发电的上网电价并不具有优势。

[1]这里的新能源计算包括风电、太阳能、地热海洋等。

[2] 包括风能、地热、太阳能、生物质能和垃圾发电，不计算全国电力供应，按热当量转换，假设现代热电站的能量转化率为38%。

[3]资料来源：《中国风电及电价发展研究报告》。

[4]中国新能源网．中国光伏发电能否“左右逢源”[EB/OL]. http://www.newenergy.org.cn/html/0118/881141939.htm［l 2011-08-08］．