2017年新能源和可再生能源發展現狀及趨勢研究（下）

／中電能源情報研究中心 封紅麗／

2017年新能源和可再生能源發展現狀及趨勢研究（下）

／中電能源情報研究中心 封紅麗／

四、風電

（一）風電裝機持續大幅提高，風電投資理性回落

2016年，全國風電保持健康發展勢頭。根據中電聯數據，2016年全年新增風電裝機1873萬千瓦，并網裝機累計容量達到1.49億千瓦，同比增長13.2%，占全部發電裝機容量的9%，風電發電量2410億千瓦時，同比增長30.1%，占全部發電量的4%。2016年，全國風電平均利用小時數1742小時，同比增加18小時，全年棄風電量497億千瓦時，西北、東北等地區棄風情況仍然突出。

2016年，風電投資大幅下降，為896億元，較上年同期減少304億元，較上年同期下降25.3%，五年來首次出現下降。下降的地區為西部和東北地區，同比分別下降49.7%和46.8%，而東、中部地區同比分別增長35.1%和13.1%，東、中部地區風電投資比重比上年大幅提高22.0個百分點；全年新增并網風電裝機東、中部比重過半，較前幾年明顯提高。風電投資和投產減少，布局優化，反映出國家及時調整風電發展思路，企業投資逐步回歸理性，更加重視質量和效益。

表8 2010～2016年風電發展情況

此外，我國海上風電資源豐富，海岸線長度超過1.8萬公里，海上可開發和利用的風能規模為7.5億千瓦，是陸上風到26%；西南地區占比維持不變。2016年，我國新增并網容量較多的地區是云南325萬千瓦、河北166萬千瓦、江蘇149萬千瓦、內蒙古132萬千瓦和寧夏120萬千瓦，而天津、西藏、海南未有新增裝機。

廣東省是我國海上風電資源大省，淺水區5～30米水深海上風電估算可開發容量約1315萬千瓦，近海深水區30～50米水深海上風電估算可開發容量約7500萬千瓦。依據廣東省海上風電工程規劃能資源量的3倍，開發前景廣闊。2016年我國海上風電新增裝機154臺，新增裝機容量59萬千瓦，同比增長64%。

（二）西北、東北風電新增裝機減少，東中部新增裝機占半數

2016年，全國累計風電并網裝機容量排在前列的分別為內蒙古2557萬千瓦、新疆1776萬千瓦、甘肅1277萬千瓦、河北1188萬千瓦、寧夏942萬千瓦、山東839萬千瓦，其中超過500萬千瓦的地區共12個，約占全國風電并網裝機量的83%。風電重點開發區域由限電嚴重的“三北地區”逐漸轉向華南、西南、華東地區，此類地區海拔高、建設條件復雜，導致風電建安成本顯著高于北方草原、丘陵地區。此外，因土地資源緊張、開發難度增大，征地成本、前期費用也呈逐年上升的趨勢。

與2015年相比，2016年我國華北地區和華東地區以及中南地區占比均出現了增長，其中華東地區占比由13%增長到20%，中南地區占比由9%增長到13%；西北地區和東北地區均出現減少，其中西北地區占比由38%下降報告成果，規劃可開發裝機容量約1071萬千瓦。

圖11 2016年各省風電累計并網裝機容量及新增裝機容量

（三）風力發電量西北最高，利用小時數西南地區較高

2016年，風電發電量超過100億千瓦時的地區有9個，其發電量合計約占全國的72%。分地區看，風電發電量較高的地區分別為內蒙古464億千瓦時、新疆220億千瓦時、河北219億千瓦時、云南148億千瓦時和山東147億千瓦時。風電平均利用小時數較高的地區是福建2503小時、廣西2365小時、四川2247小時和云南2223小時。

（四）“三北”地區棄風問題進一步惡化

風電棄風電量繼續大幅增加，全國棄風電量從2015年的339億千瓦時，增加至2016年的497億千瓦時，是2014年的4倍，棄風率上升至約17%。

2016年，棄風現象發生在新疆、甘肅、內蒙古、吉林、黑龍江、遼寧、寧夏等11個地區，陜西首次出現棄風現象。甘肅、新疆、內蒙古、吉林和黑龍江五個地區，3年棄風量就接近800億千瓦時，相當于天津市2015年全年的用電量。其中，甘肅省的棄風率更是從2014的11%飆升到2016年的43%，棄風電量104億千瓦時；新疆棄風率38%，較上年同期增加6個百分點，棄風電量137億千瓦時；吉林棄風率30%、棄風電量29億千瓦時；內蒙古棄風率21%，同比增加3個百分點，棄風電量124億千瓦時。這主要緣于當地消納能力不足，外送能力有限，而裝機規模增幅較大。

圖13 2011～2016年全國棄風情況

圖14 2016年各省棄風情況

為此，國家能源局2017年2月發布2017年風電投資監測預警結果顯示，內蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆（含兵團）六省（區）不得核準建設新的風電項目，并要采取有效措施著力解決棄風問題。

五、太陽能發電

（一）太陽能發電供應寬松，設備利用小時下降

2016年，我國太陽能新增和累計裝機容量均為全球第一。中電聯數據顯示，2016年我國光伏發電新增裝機容量3459萬千瓦，同比增長151%，累計裝機容量7742萬千瓦，同比增長82%。其中，光伏電站累計裝機容量6710萬千瓦，分布式累計裝機容量1032萬千瓦；全年發電量662億千瓦時，同比增長72%，占我國全年總發電量的1.1%；但太陽能發電量出現明顯下降，6000千瓦及以上電廠太陽能發電設備為1125小時，同比下降8%，西北地區部分省份棄光情況較為突出。

（二）西北四省裝機量高，太陽能發電向中東部轉移

受光伏發電上網電價限期下調等政策影響，2016年新增太陽能發電裝機3454萬千瓦，裝機的空間分布有往中東部轉移的現象，但整體仍呈現不均。

以累計裝機量來看，新疆、甘肅、青海、內蒙古為前四大省份，裝機量均超過650萬千瓦；其中，新疆的累計裝機量更是高達862萬千瓦。江蘇省的累計裝機量為第五高，達546萬千瓦，其中有173萬千瓦是分布式光伏；這也是前五大省份中唯一位于中東部的省份。

2016年，全國新增太陽能發電裝機中，西北地區為974萬千瓦，占全國的28%，西北以外地區為2480萬千瓦，占全國的72%。全國新增裝機量最多的是新疆，新增了329萬千瓦；中東部地區新增裝機容量超過100萬千瓦的省份達9個，分別是山東322萬千瓦、河南244萬千瓦、安徽225萬千瓦、河北203萬千瓦、江西185萬千瓦、山西183萬千瓦、浙江175萬千瓦、湖北138萬千瓦、江蘇123萬千瓦。

（三）分布式光伏發電裝機容量發展提速

分布式光伏發電裝機容量發展明顯提速，根據國家能源局數據，2016年新增的3454萬千瓦光伏裝機當中，有424萬千瓦為分布式系統，較2015年增長200%。

表9 2010～2016年太陽能發電發展情況

中東部也是分布式光伏增長比例較高的區域。2016年分布式光伏新增裝機量最高的前五省依次為：浙江87萬千瓦、山東75萬千瓦、江蘇53萬千瓦、安徽47萬千瓦、江西31萬千瓦。

（四）西北地區棄光問題尚未緩解

棄光主要發生在西北地區，棄光電量由2015年的49億千瓦時增加至2016年的70億千瓦時，棄光率提高了6個百分點。新疆、青海全年棄光電量增量較大，主要在于當地消納能力不足，而裝機規模增幅較大。

六、相關政策

（一）可再生能源配額制指導意見出臺

2016年2月29日，國家能源局發布《關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》，明確根據各地區可再生能源資源狀況和能源消費水平，依據全國可再生能源開發利用中長期總量目標，制定各省（區、市）能源消費總量中的可再生能源比重目標和全社會用電量中的非水電可再生能源電量比重指標，并予公布。鼓勵各省（區、市）能源主管部門制定本地區更高的可再生能源利用目標。具體如下。

2016年3月24日，國家發展改革委印發了《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》，要求電網企業優先執行可再生能源發電計劃和可再生能源電力交易合同，保障風能、太陽能、生物質能等可再生能源發電享有最高優先調度等級，不得要求可再生能源項目向優先級較低的發電項目支付費用的方式實現優先發電。該辦法的出臺不僅對我國的風電消納難題提供了解決辦法，還對我國可再生能源產業的持續發展起到了積極作用。而對于風電行業來說，該政策就像一場及時雨，如果能夠得到貫徹實施，將一舉掃除棄風限電的陰云。

（二）可再生能源消納獲密集政策支持

圖15 2016年各省太陽能發電累計裝機容量和新增裝機容量

圖16 2016年各省（區）新增光伏裝機和分布式光伏裝機容量

圖17 2016年部分地區棄光情況

表10 2020年全國各省可再生能源配額制目標（不含水能）

國家發展改革委、國家能源局等政府主管部門高度重視風光消納問題，為促進可再生能源消納，制定了各種政策措施。

2016年2月5日，國家能源局發布《關于做好“三北”地區可再生能源消納工作的通知》，明確提出華北、東北、西北地區做好風電、光伏發電等可再生能源消納。該政策的出臺拉開了國家整治新能源行業隱疾的序幕，吹響了風電行業向“棄風限電”頑疾宣戰的號角。

3月，國家能源局發布了《關于做好2016年度風電消納工作有關要求的通知》，明確提出各派出機構推動建立可再生能源消納的跨省跨區電力交易機制和輔助服務共享機制；要求電網企業要切實承擔可再生能源發電全額保障性收購的實施責任，進一步優化電網調度運行方式，深入挖掘系統調峰潛力，充分發揮大電網聯網效益和跨省調峰相互支援能力，確保2016年度風電棄風限電趨勢得到根本扭轉；針對電力供應嚴重過剩且棄風嚴重的地區，2016年度暫不安排新增常規風電項目建設規模；積極開拓風電供暖等風電消納方式。

3月10日，國家能源局發布《關于推動電儲能參與“三北”地區調峰輔助服務工作的通知（征求意見稿）》，明確提出著力解決“三北”地區電力系統調峰問題，充分發揮電儲能技術在調峰方面的作用，促進輔助服務分擔共享新機制建立，減少棄風、棄光，滿足民生供熱需求。鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助提供商等投資電儲能設施。充電功率在10兆瓦以下、持續充電時間在4小時以上的電儲能設施，可以參與發電側輔助調頻服務。

3月17日，國家能源局下達《2016年全國風電開發建設方案的通知》，明確為保持風電開發建設節奏，促進風電產業持續健康發展，2016年全國風電開發建設總規模3.83萬千瓦。考慮到2015年吉林、黑龍江、內蒙古、甘肅、寧夏、新疆（含兵團）等省（區）棄風限電情況，暫不安排新增項目建設規模，待上述省（區）棄風限電問題有效緩解后另行研究制定。該方案未給棄風限電嚴重的“三北地區”安排新項目，同時引導風電建設開發向消納情況比較好的中東部地區轉移。這從建設規劃層面促使中國風電進行理性開發，引導棄風限電地區重視新能源消納問題。

2016年4月5日，國家發展改革委辦公廳發布《關于同意甘肅省、內蒙古自治區、吉林省開展可再生能源就近消納試點方案的復函》，明確甘肅省、內蒙古自治區、吉林省三省的可再生能源就近消納試點方案。該三省將在擴大可再生能源外送的基礎上，完善可再生能源消納市場機制，優先安排可再生能源參與直接交易。

5月27日，國家發展改革委、能源局發布《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》，詳細規定了光伏發電、風電重點地區的最低保障收購小時數，光伏發電、風電的重點地區根據目前存在問題的嚴重性被分為一類和二類，各地的保障性收購小時標準不同，其中光伏發電最高門檻為1500小時，最低1300小時；風電最高為2000小時，最低1800小時。如果當使用情況低于這個數量時，政府必須出手購電。該政策不但發布了風電、光伏發電最低保障收購年利用小時數，還對地方有關部門提出了具體要求，對可再生能源發電全額保障性收購管理辦法的落實與實行起到了積極作用。

6月17日，國家能源局發布《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償（市場）機制試點工作的通知》，決定開展電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償（市場）機制試點，挖掘“三北”地區電力系統接納可再生能源的潛力，同時滿足民生供熱需求。鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業等投資建設電儲能設施。

7月22日，國家發展改革委、國家能源局發布《可再生能源調峰機組優先發電試行辦法》。《通知》要求在全國范圍內通過企業自愿、電網和發電企業雙方約定的方式確定部分機組為可再生能源調峰。

（三）系列新能源標桿上網電價調整

2016年10月，國家發展改革委發布《關于調整新能源標桿上網電價的通知》（征求意見稿），確定了繼續實行新能源標桿上網電價退坡機制、適當降低分布式光伏補貼標準、明確海上風電標桿上網電價、調整新建生物質發電等項目補貼方式、鼓勵招標等市場化方式確定新能源電價等六方面內容。

12月，國家發展改革委印發《關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知》，確定降低2017年1月1日后新建光伏發電和2018年1月1日之后新核準建設的陸上風電標桿上網電價，明確了海上風電標桿上網電價，鼓勵通過招標等市場化方式確定新能源電價。

此前在同年9月2日，國家發展改革委發布《關于太陽能熱發電標桿上網電價政策的通知》，核定太陽能熱發電標桿上網電價為每千瓦時1.15元，并明確上述電價僅適用于國家能源局2016年組織實施的示范項目。

（四）海上風電管理意見出臺

2016年11月，國家海洋局發布《關于進一步規范海上風電用海管理的意見》。意見指出要充分發揮海洋空間規劃控制性作用，優化海上風電場選址，原則上應在離岸距離不少于10公里、灘涂寬度超過10公里時海域水深不得少于10米的海域布局；堅持集約節約用海，嚴格控制用海面積，單個海上風電場外緣邊線包絡海域面積原則上每10萬千瓦控制在16平方公里左右。

表11 新建光伏發電和新核準建設陸上風電標桿上網電價情況

（五）光伏扶貧政策扶持力度加大

2016年3月23日，國家發展改革委、國務院扶貧辦、國家能源局、國家開發銀行、中國農業發展銀行，五部門聯合下發了《關于實施光伏發電扶貧工作的意見》，要求各地區應將光伏扶貧作為資產收益扶貧的重要方式。明確提出在2020年之前，重點在前期開展試點的、光照條件較好的16個省的471個縣的約3.5萬個建檔立卡貧困村，以整村推進的方式，保障200萬建檔立卡無勞動能力貧困戶（包括殘疾人）每年每戶增加收入3000元以上。其他光照條件好的貧困地區可按照精準扶貧的要求，因地制宜推進實施。

5月5日，國家能源局、國務院扶貧辦聯合印發《光伏扶貧實施方案編制大綱的通知》。此次聯合發文的目的是為了進一步指導地方編制光伏扶貧實施方案，推進光伏扶貧工程建設，保障光伏扶貧項目有效措施。

7月25日，財政部、國家稅務總局印發《關于繼續執行光伏發電增值稅政策的通知》指出，自2016年1月1日至2018年12月31日，對納稅人銷售自產的利用太陽能生產的電力產品，實行增值稅即征即退50%的政策。

隨后，各地方政府，如浙江、河北、安徽、山東、山西、陜西、黑龍江、湖北、西藏、寧夏、云南等地陸續發布光伏扶貧政策，并取得了階段性成果。

（六）重點水電大省出臺水電相關管理意見

2016年7月，云南省政府印發《關于加強中小水電開發利用管理的意見》，強調原則上不再開發建設25萬千瓦以下的中小水電站，已建成的中小水電站也不再擴容，為該省中小水電建設13年的快速發展進程按下了休止符。

9月，四川省政府通過了《關于進一步加強和規范水電建設管理的意見》，明確“十三五”期間，除國家管理的主要河流外，暫停省內其他河流水電規劃審批，未編制河流水電規劃或與河流水電規劃不符的水電項目，不得審批核準建設，同時暫停徑流式中型水電項目核準，全面停止小型水電項目開發。

（七）《核安全法（草案）》審核通過

2016年10月31日，全國人大常委會一審通過了《核安全法（草案）》。《草案》分別對核電發展監督檢查、法律責任，核設施、核材料安全，核事故應急準備與響應等領域進行明確。

（八）新能源及可再生能源“十三五”規劃出臺

2016年11月29日，國家能源局發布《風電發展“十三五”規劃》，提出到2020年底，我國風電累計并網裝機容量要確保達到2.1億千瓦以上，風電年發電量確保達到4200億千瓦時，約占全國總發電量的6%。

2016年12月5日，國家能源局發布《生物質能發展“十三五”規劃》，指出到2020年，生物質能基本實現商業化和規模化利用。

2016年12月10日，國家發展改革委發布《可再生能源發展“十三五”規劃》，提出“十三五”期間，我國在可再生能源領域的新增投資將達到2.5萬億元，比“十二五”期間增長近39%。到2020年，全部可再生能源年利用量將達7.3億噸標準煤。

2016年12月16日，國家能源局正式印發《太陽能發展“十三五”規劃》。《規劃》提出，到2020年底，太陽能發電裝機達到1.1億千瓦以上。

七、發展趨勢

（一）非化石能源占比將進一步提高

預計2017年全國基建新增發電裝機1.1億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機6000萬千瓦左右。在建項目將大概率于2023年底之前商運，預計2017年底全國發電裝機容量將達到17.5億千瓦，其中非化石能源發電6.6億千瓦、占總裝機比重將上升至38%左右。

（二）水電發展趨緩，抽水蓄能將繼續保持穩定增長

《水電發展“十三五”規劃》顯示，2020年我國水電總裝機容量達到3.8億千瓦，其中常規水電3.4億千瓦，抽水蓄能4000萬千瓦，年發電量1.25萬億千瓦時，折合標煤約3.75億噸，在非化石能源消費中的比重保持在50%以上。預計2025年全國水電裝機容量達到4.7億千瓦，其中常規水電3.8億千瓦，抽水蓄能約9000萬千瓦；年發電量1.4萬億千瓦時。

“十二五”末，四川跨省跨區電力交換能力已達到2850萬千瓦，位居全國省級電網第一，但對比四川超過8000萬千瓦的電力裝機和近3000萬千瓦左右的省內負荷，外送能力依然不足。“十三五”期間，四川僅獲批一條川渝電網500千伏第三通道工程，最大可增加約200萬千瓦外送能力，但同期四川預計增加2000萬千瓦電力裝機。因此，“十三五”四川省棄水面或將繼續擴大。

（三）核電裝機容量將保持持續增長

隨著在建項目陸續投產，未來6年國內核電裝機容量將保持持續增長。預計三門、海陽、臺山三地的首臺機組將大概率于2017年上半年并網發電，而次臺機組也將大概率于2017、2018年陸續商運，這6臺機組裝機容量合計8.5吉瓦，占目前在建三代機組總容量的63.81%。預計2017～2022年，國內每年至少商運2臺核電機組，年均投運裝機容量為3.68吉瓦，較2005～2013年時段大幅提高。2017、2018年商運容量較大，分別為6.59吉瓦和6.51吉瓦，至2022年底國內在運核電機組總容量將達到56.80吉瓦，為2016年底的1.7倍。預計國內2016～2022年核能發電量復合增速仍能維持在14%左右。預計在核電上網政策保持不變的情況下，2016～2018年國內核電運營行業收入復合增速為24%。

（四）風電并網裝機容量繼續穩定增長

受2016年風電標桿上網電價下調政策影響，2017年風電行業將主要集中在搶“路條”和圈占資源上。當年新核準的風電項目開工時間可能會推遲，即開發商基于資本投入規模調整，可能會選擇將開工期推后一年。因此，考慮各地區的風電開發潛力以及已核準項目建設進度，預計2017年風電并網容量繼續穩定增長，當年新增并網規模2000～2500萬千瓦，同比基本持平，主要集中在中東部和南部地區。累計并網裝機規模將突破1.7億千瓦，年發電量或將突破2800億千瓦時，比2016年增長18%。

（五）光伏新增裝機量約為25吉瓦，由量變向質變過渡

2017年，在領跑者項目、光伏扶貧和分布式項目帶動下，國內光伏市場仍有較大發展空間，巴黎氣候協議已經生效，也將推動光伏發展。但考慮到中國經濟下行壓力較大，電力需求放緩，棄風、棄光高居不下，我國政府下調對光伏的補貼力度等因素，2017年新增裝機規模相比2016年將有所減少，預計2017年我國光伏新增裝機量為25吉瓦左右。目前，光伏產業已經完全實現了規模化發展，并且發展速度非常快，考慮到中國正在嘗試以招標來制定補貼電價，競價上網是未來發展的必然趨勢，勢必推動高效產品產業化。同時，領跑者計劃的實施，有利于通過市場化競爭引導光伏技術進步和產業升級，從而倒逼光伏企業在保持產量的基礎上，更加注重產品的質量提升。

（六）分布式光伏增長潛力巨大

2017年，我國光伏電站開發將會基于各區域的區位優勢、資源優勢、產業優勢和科技優勢，繼續與農業、養殖業、礦業、水務、交通、生態治理跨界融合，呈現多元化發展趨勢，提高電站綜合收益。隨著優質電站建設土地資源出現稀缺，不占用指標的分布式光伏市場將出現激烈的競爭，分布式光伏呈現“全國搶屋頂”發展態勢，分布式裝機規模預計將不斷擴大，2017年預計將會有10吉瓦的規模。同時，隨著2017年光伏上網電價方案正式確定，電力配售點領域的改革，如直購電、區域售電牌照的發放，也為分布式光伏帶來新的發展機遇。根據“十三五”規劃綱要，我國將大力推進屋頂分布式光伏發電。到2020年，建成100個分布式光伏應用示范區，園區內80%的新建建筑屋頂、50%的已有建筑屋頂安裝光伏發電。由此可見，今后我國分布式光伏增長潛力無限，并有望持續推動我國光伏產業穩步發展。

（七）風電光伏電價將進一步下調

由于風電項目建設時間相對較長、短期消納問題突出，加之風電投資商更加理性，2017年或集中在搶核準（路條），風電裝機量維持相對平穩。其次，更重要的是風電標桿電價下調，將倒逼技術進步，促進風電成本下行，有望促進實現風電“十三五”規劃的目標——在2020年實現風電與煤電價格相當。