中國儲能網(wǎng)訊：2012—2022年，我國非水可再生能源在十年間取得了舉世矚目的成就。風電、光伏發(fā)電的裝機規(guī)模不斷增加，發(fā)電量占比逐年提升。產(chǎn)業(yè)鏈蓬勃發(fā)展，技術(shù)水平不斷提高，風電、光伏發(fā)電加速進入平價時代。
十年間，可再生能源經(jīng)歷了從政策扶持到市場驅(qū)動的過程，從注重建設規(guī)模到“建與用”并重，從注重發(fā)電側(cè)激勵到用戶側(cè)綠電消費意識覺醒，市場機制在可再生能源發(fā)展中的作用越來越突出。
二氧化碳排放力爭2030年前達峰，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和的目標已經(jīng)明確。到2030年，風電、光伏發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標，發(fā)展可再生能源是必然選擇。
減碳在實現(xiàn)路徑上仍面臨諸多挑戰(zhàn)?！丁笆奈濉笨稍偕茉窗l(fā)展規(guī)劃》指出，我國可再生能源發(fā)展面臨既要大規(guī)模開發(fā)，又要高水平消納，更要保障電力安全可靠供應等多重任務，必須加大力度解決高比例消納、關(guān)鍵技術(shù)創(chuàng)新、穩(wěn)定性可靠性等關(guān)鍵問題，可再生能源高質(zhì)量發(fā)展的任務艱巨而繁重。
從政策扶持到市場驅(qū)動
2006年1月1日，《可再生能源法》正式施行，明確了國家支持可再生能源發(fā)展的政策方向。以《可再生能源法》為核心，相關(guān)主管部門推出了一系列激勵措施，初步建立起經(jīng)濟支持政策體系，其中最為重要的兩項制度是可再生能源發(fā)電全額保障性收購和電價補貼政策。
隨后，風電、光伏發(fā)電陸續(xù)開始實施標桿上網(wǎng)電價制度。2009年，國家發(fā)展改革委將全國資源區(qū)劃分為四類，規(guī)定各區(qū)風電上網(wǎng)標桿電價，標桿電價在0.51—0.61元/千瓦時之間。受歐美國家“反傾銷、反補貼”影響，國內(nèi)光伏制造行業(yè)面臨產(chǎn)能過剩出口受阻的情況，國家發(fā)展改革委于2011年對光伏發(fā)電實行標桿上網(wǎng)電價，電價在1—1.15元/千瓦時之間，以激發(fā)國內(nèi)光伏市場的需求。
風電、光伏發(fā)電的標桿上網(wǎng)電價包括兩部分，在當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價以內(nèi)的部分，由當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)結(jié)算；高出部分則由可再生能源發(fā)展基金予以補貼。
標桿上網(wǎng)電價明確了投資主體的預期收益，極大地激發(fā)了發(fā)電企業(yè)的投資熱情。根據(jù)《可再生能源“十二五”發(fā)展規(guī)劃》，到2015年，我國累計風電并網(wǎng)容量達到1億千瓦，太陽能發(fā)電達到2100萬千瓦。實際上，到2015年年底，風電、光伏發(fā)電裝機容量分別達到了1.29億千瓦、4318萬千瓦，均超過了規(guī)劃目標。
同時由于可再生能源發(fā)展規(guī)模超預期，補貼資金缺口不斷擴大?！笆濉逼陂g，90%以上的新增可再生能源發(fā)電項目補貼資金來源未落實，僅依靠電價補貼已經(jīng)難以支撐可再生能源的可持續(xù)發(fā)展。
以固定上網(wǎng)電價為核心的激勵政策難以為繼，可再生能源需要加速平價進程。2015年12月，國家發(fā)展改革委在《關(guān)于完善陸上風電光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價政策的通知》（發(fā)改價格〔2015〕3044號）中明確，將實行陸上風電、光伏電站上網(wǎng)標桿電價隨發(fā)展規(guī)模逐步降低的價格政策，并鼓勵通過招標等市場競爭方式確定項目上網(wǎng)電價。
“十三五”期間，國家發(fā)展改革委四次下調(diào)陸上風電標桿電價，六次下調(diào)光伏發(fā)電標桿上網(wǎng)電價（2019年后，風電、光伏發(fā)電標桿上網(wǎng)電價改為指導價）。2021年起，中央財政不再對新建集中式光伏電站和陸上風電進行補貼，實行平價上網(wǎng)，其上網(wǎng)電價執(zhí)行當?shù)厝济喊l(fā)電基準價。
新增可再生能源項目不再需要中央財政補貼，存量項目的補貼拖欠問題也有了解決方案。2022年8月，北京可再生能源發(fā)展結(jié)算服務有限公司、廣州可再生能源發(fā)展結(jié)算服務有限公司注冊成立，兩家公司將針對補貼資金缺口進行專項融資。解決可再生能源補貼拖欠，有利于減輕可再生能源發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營壓力，在無補貼時代輕裝上陣。
在平價階段，以電價補貼為核心的激勵政策退出，迫切需要建立全新的支持可再生能源發(fā)展的政策體系，可再生能源消納責任權(quán)重和綠色電力證書交易成為現(xiàn)實選擇。
2019年5月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》（發(fā)改能源〔2019〕807號），決定對各省級行政區(qū)域設定可再生能源電力消納責任權(quán)重，建立健全可再生能源電力消納保障機制。
具體而言，可再生能源電力消納責任權(quán)重明確了省級政府以及售電企業(yè)、電力用戶消納可再生能源的責任，對可再生能源的長期發(fā)展目標進行細化分解，對行業(yè)發(fā)展形成了穩(wěn)定的預期。
綠色電力證書交易則取代電價補貼，成為激勵可再生能源發(fā)電的支持工具。對承擔消納責任的市場主體設定非水電可再生能源配額指標，為了完成配額義務，市場主體需要購買綠色電力證書，通過綠色電力證書交易，可再生能源發(fā)電企業(yè)獲得環(huán)境和社會效益的溢價。
技術(shù)支撐供應鏈優(yōu)勢顯現(xiàn)
2012—2022年，非水可再生能源裝機規(guī)模大幅增長。截至2022年8月，風電、光伏發(fā)電裝機規(guī)模已經(jīng)達到6.9億千瓦，占全國發(fā)電裝機容量的比重由2012年的5.6%提升至27.9%，已經(jīng)成為新增電源的主體。
風電、光伏發(fā)電的大規(guī)模開發(fā)利用帶動了產(chǎn)業(yè)技術(shù)水平的提升。風電制造行業(yè)集中度不斷提升，整機制造商數(shù)量由鼎盛時期的近百家減少至十余家。2022年，有7家風電整機制造商位列全球風電整機制造商十強。
風電全產(chǎn)業(yè)鏈基本實現(xiàn)國產(chǎn)化，特別是在設計技術(shù)和制造技術(shù)方面處于國際領(lǐng)先水平，低風速風電技術(shù)走在國際前列。風機大型化趨勢明顯，到2021年，在新增裝機容量中，3—5兆瓦風電機組占比達到56.4%，5兆瓦及以上風電機組占比達到23.3%。
光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈完整，并具備國際競爭力。2021年，在光伏產(chǎn)業(yè)鏈主要環(huán)節(jié)中，中國的多晶硅、硅片、電池、組件產(chǎn)量占全球總產(chǎn)量的比重均超過70%，其中，光伏組件產(chǎn)量達到182吉瓦，連續(xù)15年居全球首位，多晶硅產(chǎn)量50.5萬噸，連續(xù)11年居全球首位。光伏發(fā)電新增裝機容量5493萬千瓦，連續(xù)9年居全球首位。
在產(chǎn)業(yè)技術(shù)方面，我國規(guī)?；a(chǎn)的P型PERC晶硅電池平均轉(zhuǎn)換效率達到23.1%，先進企業(yè)的轉(zhuǎn)換效率達到23.56%。
在技術(shù)進步和規(guī)模擴張的帶動下，風電和光伏發(fā)電的經(jīng)濟性進一步增強。2011年，中國投產(chǎn)風電工程項目單位千瓦造價為9732元/千瓦。到2021年，陸上風電機組（不含塔筒）中標價格在1700—2300元/千瓦，陸上集中式平原風電項目的單位千瓦造價已經(jīng)下降至5800元/千瓦。
隨著電池效率的提升和組件價格下降，光伏電站的單位千瓦投資也在走低。2012年，并網(wǎng)光伏電站平均單位千瓦投資在10000元左右，到2021年，光伏組件的價格已經(jīng)降至2元/瓦左右，地面光伏電站平均單位千瓦造價下降至4150元左右，分布式光伏在3740元左右。
十年間，風電、光伏發(fā)電成本大幅下降，在發(fā)電側(cè)具備了與煤電同臺競爭的經(jīng)濟性，同時形成了具有國際競爭力的完整產(chǎn)業(yè)鏈。
規(guī)模與消納并重
十年間，可再生能源的消納利用水平不斷提高，棄風棄光率逐年降低。自2019年以來，全國風電、光伏發(fā)電的平均利用率保持在96%以上，棄風棄光問題得到明顯改善。
國家能源局發(fā)布的《2021年度全國可再生能源電力發(fā)展監(jiān)測評價報告》顯示，2021年，全國風電、光伏發(fā)電量達到9815億千瓦時，占全部發(fā)電量的比重為11.7%。全國風電、光伏發(fā)電平均利用率分別為96.9%、98%。
在可再生能源快速增長階段，棄風棄光問題成為制約可再生能源的重要因素。2012年全國棄風電量約200億千瓦時，平均棄風率達到17%，是全國棄風最嚴重的一年。產(chǎn)生棄風棄光的主要原因在于，可再生能源的開發(fā)布局集中在西北地區(qū)，而電力消費集中在中東部。在標桿上網(wǎng)電價與保障性收購制度的激勵下，可再生能源的裝機規(guī)?？焖僭鲩L，但由于本地消納能力有限等多種因素，西北地區(qū)的大型風電、光伏發(fā)電基地普遍存在消納困難。
此后，國家能源局加強了對風電、光伏發(fā)電開發(fā)規(guī)模的管理，分別于2016年、2017年建立了風電和光伏發(fā)電投資監(jiān)測預警機制，對于預警結(jié)果為紅色的省份，國家能源局當年將不再下達年度開發(fā)建設規(guī)模，地方暫緩核準新的風電、光伏發(fā)電項目。
可再生能源跨省跨區(qū)交易也是改善棄風棄光的重要方式。北京電力交易中心的數(shù)據(jù)顯示，2019年，新能源省間交易電量為880億千瓦時，同比增長21.8%。2020年新能源省間交易電量為915億千瓦時，為新能源利用率貢獻了14個百分點，其中，天中、祁韶、靈紹、魯固、高嶺等跨區(qū)通道的新能源占比超過20%。
未來，可再生能源發(fā)展更加注重規(guī)模與消納協(xié)同。2022年1月，中共中央政治局就努力實現(xiàn)碳達峰碳中和目標進行第三十六次集體學習時提出，要加大力度規(guī)劃建設以大型風光電基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節(jié)能的煤電為支撐、以穩(wěn)定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系。
新能源供給消納體系包括供給和消納兩部分，在供給端共規(guī)劃了4.55億千瓦的風光大基地項目，在消納端更注重調(diào)峰電源和特高壓輸電線路建設，同時將大基地項目分為外送和本地消納兩類。
除此之外，市場對綠電的需求將成為推動可再生能源消納不可忽視的力量。2021年9月，國家發(fā)展改革委函復《綠色電力交易試點工作方案》（以下簡稱《方案》），同意國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司開展綠色電力交易試點。《方案》提出通過組織綠電交易，為用戶側(cè)購買和使用綠電提供了渠道，從而實現(xiàn)對綠電消費的引導和激勵。
