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2016年我国非化石能源发展形势及2017年展望
作者:能源所  时间:2017-03-28

 2016年我国非化石能源发展形势及2017年展望

虎,康晓文

(国家发展和改革委员会能源研究所,北京  100038)

摘要:本文分析了“十二五”时期以来我国非化石能源发展总体形势,重点描述了2016年非化石能源发展情况和面临的主要问题,对2017年发展形势做了展望,提出了相关促进非化石能源发展的政策措施建议。

关键词:非化石能源;形势;展望;弃风;绿证

中图分类号:F426文献标识码:A文章编号:1003-2355-(2017)03-0033-06

Doi: 10.3969/j.issn.1003-2355.2017.03.006

 

Abstract: This paper summarizes the situation of non-fossil fuel sector in China since the 12th Five-Year-Plan, and puts its focuses on the non-fossil fuel status of year 2016. By analyzing the challenges of non-fossil fuels are facing, this paper looks into the future of Chinas non-fossil fuel in year 2017, and puts forward the policy recommendations.

Key words: Non-fossil Fuel; Status; Perspective; Wind Curtailment; Green Certificate

收稿日期: 2017-03-06

作者简介:高虎,博士,研究员,能源研究所能源经济与发展战略研究中心主任,主要从事可再生能源的政策、战略和规划研究。

 

非化石能源包括可再生能源及核电,是重要的清洁能源。我国已确定了到2020年和2030年非化石能源在一次能源消费比重中要分别达到15%和20%的发展目标,非化石能源近年来取得了长足进步。2016年,我国非化石能源占一次能源的消费比重比2015年提高了1.3个百分点,达到了13.3%的历史新高。

12016年我国非化石能源的能源贡献量测算

根据国家能源局和中电联统计数据,到2016年底,全国水电装机3.32亿kW,发电量11807亿kWh,同比增加6%,折合约3.6亿tce;风电装机1.49亿kW,发电量2410亿kWh,同比增加30%,折合约7400万tce;核电装机3364万kW,发电量2132亿kWh,同比增加26%,折合约6600万tce;光伏发电装机7742万kW,年发电量662亿kWh,同比增加74%,折合2000万tce;生物质能发电装机约1200万kW,年发电量650亿kWh,折合2000万tce。以上纳入电力统计体系的非化石能源贡献量共计折合约5.4亿tce。此外,生物燃料乙醇和生物柴油等液体燃料利用量没有出现明显变化,按照2015年230万t实物消费量测算,折合290万tce。以上全部商品化非化石能源利用量约为5.41亿tce,在全国能源消费总量中占12.4%,与2011年相比,上升了约5个百分点。根据国家相关统计初步数据,再考虑太阳能热利用等一部分非商品化的可再生能源,全部非化石能源在能源消费中的比重达到13.3%。

在全部商品化可再生能源中,水电在全国能源消费中的比重约为8.2%,风电与核电分别占1.7%和1.5%,光伏发电占0.5%,包括生物质能发电、生物液体燃料在内,生物质能约占0.5%。

2“十二五”以来我国非化石能源发展特点分析

2.1水电仍是非化石能源的主力,但比重不断下降

水电是我国非化石能源的支柱,也一直是我国的第二大电源。“十二五”初期,水电在全国发电量中的比重不到15%。到2016年底,这一比重达到19.4%,比2011年提高了近5个百分点。2013年,我国新增了近3000万kW的水电装机,是建国以来水电投产装机规模最大的一年,但此后水电装机规模逐年下降。2016年,我国新增了水电装机1174万kW,包括抽水蓄能在内的水电总装机达到3.32亿kW,发电量达到1.18万亿kWh,连续三年超过万亿千瓦时。由于风电、核电等其它非化石能源发展迅速,水电在全部非化石能源中的比例不断下降,从“十二五”初期最高的80%左右,降至2016年的66%左右。

2.2风电维持我国第三大电源地位,发展布局向中东部和南方地区转移

“十二五”是我国风电不断创造纪录的时期。2011年我国风电累计装机容量首次超过了美国,领先全球。2012年,风电发电量超越核电,成为我国火电、水电之后的第三大电源。2015年,全国风电新增装机超过3000万kW,超过了北美和欧洲新增总量之和。2016年,全国新增风电装机1930万kW,同比下降超过35%,但考虑到我国几乎暂停了“三北”地区的风电建设,在内蒙、东三省以及甘肃、宁夏、新疆资源丰富地区的新增风电装机只占全国新增风电装机的30%,显示出我国风电开发的重心已向中东部和南方转移。

在2016年公布的全国风电开发建设方案中,明确提出上述省区弃风问题比较严重,暂不安排新增项目建设规模,待弃风限电问题有效缓解后另行研究制定,进一步明确了弃风限电比例超过20%的地区不安排新建设项目的要求。在公布的3083万kW的总量中,河南、湖南、贵州等都超过了200万kW,这些过去被认为是资源贫乏、潜力有限的中东部和南方省份成为我国当前风电建设的主战场。从最近几年风电技术的发展来看,这一战略布局的转移,也是建立在低风速风机技术快速进步的基础上的,通过加强微观选址、增加叶片长度和优化控制策略等综合方式,目前风电的可开发资源已从过去的6m/s拓展到5m/s,显著扩大了可开发利用风能区域。

  到2016年底,全国风电装机总容量达到1.49亿kW,全年风电发电量2410亿kWh,超过了全国24个省2016年当年的全社会用电量,比北京、上海两市全社会用电量之和还要高。风电在全国总发电量中的比重达到3.9%,比2015年提高了0.6个百分点。风电在规模化发展的同时,已成为我国重要的替代电源。

2.3光伏发电装机大幅增加,“领跑者”项目推动光伏价格快速下降

自2011年我国公布光伏发电价格以来,国内光伏发电市场正式启动。2013年国务院出台了促进光伏产业健康发展的若干意见,我国又相继出台了分区域光伏发电电价,光伏发电市场快速发展,连续三年新增装机量超过1000万kW,2015年成为全球最大的新增和累积光伏发电市场。2015年底,国家出台了降低光伏发电上网价格的通知,部分核准项目在2016年6月30日前建成将仍享受降价前的价格。这导致2016年出现了光伏电站抢装潮,当年新增装机容量3454万kW,仅次于火电新增装机规模,累计装机容量7742万kW。光伏全年发电量662亿kWh,在我国全年总发电量中的比重也达到了1%。

从光伏发电布局看,出现了与风电类似的从西北地区向中东部转移的趋势。全国新增光伏发电装机中,西北地区仅占全国新增总量的28%。此外,光伏电站累计装机容量6710万kW,分布式累计装机容量1032万kW。值得注意的是,2016年全国分布式新增装机容量424万kW,同比出现了较大规模的增长,这一方面是投资者因限电问题回避西部地面电站项目的自然选择,另一方面也反映出电力体制改革快速推进,特别是售电侧改革步伐加快,使得分布式光伏发电市场更加被看好。

2016年国家推行“光伏领跑者”计划,在内蒙、山东、安徽、山西等地采煤塌陷区建设单体规模较大的地面光伏电站,采用的先进技术产品多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的光电转换效率分别达到16.5%和17%以上,比普通产品效率高1个百分点左右,总计规模550万kW。招标结果显示,中标光伏发电项目价格大幅低于国家制定的当地标杆电价,如山西阳泉的中标价格低至0.61元/kWh,内蒙包头的中标价格最低0.53元/kWh,内蒙乌海的中标价格最低仅0.45元/kWh,这些价格都大大低于国家制定的一类资源区0.80元/kWh的上网价格,反映出光伏发电技术进步带来的成本下降大大超过了预期,也直接推动了国家进一步下调了光伏发电标杆价格。

2.4核电装机规模稳步增长,但并网受限问题开始突出

2016年,我国新投产了辽宁红沿河、福建宁德、福建福清、广东阳江、海南昌江、广西防城港等共7台机组,合计720万kW,连续两年超过700万kW,我国核电建设步入投产高峰期。截至2016年底,我国投运商业化运行的机组35台,装机规模3364万kW,在运装机规模居世界第四,在建规模居世界第一。2016年全国核电发电量2132亿kWh,在全国总发电量中的比重达到3.5%,同比提高0.5个百分点。

目前,核电发展也开始面临发电受限等突出问题。由于一些地区电力供应全面过剩,核电出力也常常被迫受限;加之市场化改革进程加速,市场交易电量比重提高,常规火电的成本优势凸显,核电竞争力不足,被挤占了大量基荷运行空间。2016年,我国核电运行小时数仅7042 h,连续三年下降,比2013年已下降了850 h。据三大核电公司初步统计,2016年我国核电弃核电量超过400亿kWh,红沿河2号、3号机组利用率都低于60%;宁德2号、3号及福清2号等7台机组利用率均低于77%。核电限制出力使得我国清洁能源资产投入无法有效得到回报。值得指出的是,我国核电投资呈现不断下降趋势,从2012年的784亿元,降至2016年的506亿元。目前投运的核电均是福岛事故前审批的机组,2016年我国没有新审批核电项目,未来核电投运的规模及增长速度均将逐步下降。 

2.5非化石能源在我国新增发电装机中的比重日益增加,成为我国优化电源结构的主力

2016年,全国新增非化石能源发电装机合计7220万kW,占全国新增发电装机的60%,连续四年超过一半以上,我国发电电源结构继续优化。非化石能源2016年发电量合计超过1.7万亿kWh,新增近2000亿kWh,相当于两个三峡水电站的全年发电量。非化石能源在全部发电量中的比重,从2015年的26.9%,增加到2016年的28.4%。总的来看,非化石能源已成为我国电力系统转型的主要力量。

2.6出台可再生能源目标引导制度及保障性收购政策,建立量化的考核机制

2016年,国家出台了若干指导和促进可再生能源发展的重大政策,主要包括以下三个方面。

一是建立了可再生能源开发利用目标引导制度,提出了各省(区、市)能源消费总量中的可再生能源比重目标和全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标,并要对权益火电发电装机容量超过500万kW发电投资企业的可再生能源电力投资和生产情况按年度进行监测评价。2016年,国家第一次公布了全国可再生能源电力发展监测评价报告,对各省区市可再生能源开发利用及电力消纳情况进行了通报。虽然文件没有明确各省区市非水电可再生能源电力消纳量比重指标完成与否后的奖励或惩罚措施,但该政策是国家第一次对非化石能源比重指标要求做了定量分解,明确了各地发展和消纳可再生能源的量化要求,因而也建立了衡量各省区市可再生能源消纳潜力的量化标准和依据。

二是风电、光伏发电全额保障性收购管理制度。2016年初,国家发布了可再生能源发电全额保障性收购管理办法,提出可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分,此后又核定了部分存在弃风、弃光地区风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数。这项制度明确了相关市场主体落实保障性收购应承担的责任和义务,为落实法律要求提供了可量化的基准,也为电力系统调度运行明确了“优先发电调度”的基准边界,是落实法律及电力体制改革最新要求的一项重要制度设计,将来也必是解决弃风弃光等新能源消纳问题的重要制度
依据。

三是可再生能源绿色证书制度。在建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见中,明确提出要完善促进可再生能源开发利用的体制机制,并建立可再生能源电力绿色证书交易机制,绿色证书将作为各供(售)电企业完成非水电可再生能源发电比重指标情况的核算凭证。随着电力体制改革不断推进,既有的发电计划管理及政府定价模式将逐步改变,绿色证书交易的市场制度环境逐步改善,绿证也会成为风电等可再生能源项目资金来源的一个渠道。

3我国非化石能源发展面临的主要挑战

3.1重点地区清洁能源上网受限问题没有根本扭转

虽然非化石能源发电量及比重逐年增加,但2016年发电上网受限问题仍旧非常突出,全年约1500亿kWh的非化石能源电量无法有效利用而被白白浪费,约占全国总发电量的2.5%,反映出困扰清洁能源消纳的问题没有得到根本解决。但从消纳困难区域分布看,发电上网受限主要集中在局部地区,如水电集中在云南、四川,初步统计两省弃水电量超过500亿kWh;全国弃风电量497kWh,集中在新疆、甘肃、内蒙,三省总弃风电量都超过了100亿kWh,弃风率也都超过了30%;总弃光电量约70亿kWh,集中在甘肃、新疆、青海和内蒙四省区;核电受限集中在辽宁、福建。由于布局逐步优化,风电开发布局逐步从“三北”地区向中东部和南方地区转移,弃风严重地区已被禁止新核准项目。“三北”地区风电发电量占比从2015的64%降为2016年的60.3%,全国风电平均利用小时数也同比增加了14 h,说明在“三北”地区消纳问题没有得到充分解决的情况下,全国整体风电消纳形势有所缓解。

3.2新能源补贴形势愈加严峻,标杆电价大幅下调

随着可再生能源应用规模的不断扩大,困扰可再生能源发展的资金补贴问题日益突出。虽然在2015年底国家上调了可再生能源电价附加的标准,但由于增加规模大,历史欠账问题仍没有得到根本解决。初步估算,2016年全年新能源补贴缺口超过600亿元,考虑“降成本”的宏观形势要求,“可再生能源电价附加”在2015年底上调0.4分/kWh后,短期内再次增加的难度非常大。因而,2016年底,国家再次下调了风电、光伏发电的上网电价,一类资源区2018年的风电上网电价降至0.4元/kWh,比2009年颁布的电价降低了20%;2017年光伏发电上网电价在2015年颁布的价格基础上,再次下降了19%。与2015年相比,光伏组件平均价格下降了10%以上,国家开展的“领跑者”计划项目招标,屡屡创下超过预期的低价,都显示出了光伏发电技术进步和成本下调的巨大潜力。

2016年国家公布的《可再生能源发展“十三五”规划》提出,到2020年,风电项目电价可与当地燃煤发电电价同平台竞争,光伏发电项目电价可与电网销售电价相当,向行业传递出了强烈的促进成本降低的信号,即一定要进一步通过科技创新和技术进步,加快成本下降步伐,尽早使行业摆脱对政策补贴的依赖。

42017年非化石能源发展形势判断和政策建议

4.12017年非化石能源发展形势判断

一是新能源发电新增装机比重继续增大,项目布局进一步优化。我国经济发展进入新常态后,电力供需形势持续宽松,部分地区已呈现明显的电力过剩局面。随着国家对防范煤电过剩风险力度不断加大,煤电建设步伐将明显放缓,新增电力投资将持续向清洁电力领域倾斜,新能源发电装机比重将继续增大。此外,虽然价格调整方案再次设置了年中下调电价窗口期,但综合考虑补贴限制、消纳困难等因素,2016年出现的光伏发电抢装潮预计难以在2017年再现。同时,国家加快在中东部及南方地区布局低风速风电,以及大力倡导分布式光伏发电发展,2017年新能源的建设重点将明显向中东部地区转移。

二是弃风、弃光矛盾会有所缓解,但短期内在重点区域内难以根本消除。当前,国家为解决“三北”地区的新能源消纳问题,在积极开展火电灵活性改造、加强电网连接、推行辅助服务市场试点、实施电能替代等提高电力系统灵活性的综合措施。国民经济“十三五”规划纲要提出,要推行节能低碳电力调度,各地开展的电力体制改革试点,也都在探索各种促进新能源消纳的市场机制和模式。再考虑国家在新能源布局上的调整,预计在新能源发电量继续增加的基础上,2017年新能源的整体消纳矛盾将会得到进一步缓解。但由于有效调节各类电源之间利益冲突的市场运行机制尚未建立,因此短期内资源丰富地区的电力供应过剩形势难以发生显著改变,预计2017年重点地区大规模弃风、弃光现象难以根本消除。

4.2政策建议

首先是加快落实可再生能源目标引导制度的政策要求。随着审批权下放等行政管理制度改革不断推进,地方政府在项目布局、运行、用能等领域的综合管理能力不断增强。要避免“一边大量烧煤”、“另一边清洁电力白白浪费”这一不合理现象的产生,首先就要明确地方政府在促进可再生能源发展和消纳方面的责任,量化考核要求,切实引导各方的行政管理资源向统一的方向施展。

二是加快建立适应可再生能源特征的调度运行机制。要落实可再生能源保障性收购要求,在制定发电计划和电量交易方案时,充分预留风电和光伏发电保障性收购的电量空间,同时逐步建立增加电力系统灵活性的辅助服务等市场机制。

三是加快推进绿色证书交易等市场化政策。随着电力体制改革步伐加快,未来交易电量比重不断扩大,应通过实施可再生能源配额指标要求,建立强制性的市场需求,利用绿色证书交易等市场化的方式降低中央财政补贴资金需求,同时进一步促进可再生能源的市场消纳。

四是对化石能源的外部性成本进行合理评估。长期来看,必须对化石能源的资源稀缺性以及开发利用的生态环境外部性成本加以量化,才能为非化石能源建立合理公平的市场竞争环境。

参考文献:

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[5]西南水电弃水创新高[N].中国能源报,2017-01-11.

[6]贺禹等多名全国政协委员联名提案:保障核电按基荷运行,落实低碳绿色发展战略[EB/OL]. http://www.cgnpc.com.cn/n471046/n471126/n471156/c1314983/content.html.

 

 

本文发表于《中国能源》2017年第3