摘要：本文介绍了“十三五”期间我国可再生能源的发展前景，分析了现阶段可再生能源发展存在的主要问题和问题产生的原因，提出了强化规划指导、优化开发模式和布局、推动清洁电能替代实现就近消纳、切实提高电力消纳保障能力、促进电力市场化改革等实现可再生能源可持续发展的对策建议。

关键词：可再生能源；规划；开发模式和布局；就近消纳；保障能力；市场化改革

我国可再生能源资源丰富，近年来发展成效显著，已成为全球可再生能源利用规模最大的国家，截至2015年底，可再生能源发电装机规模已突破5亿kW，发电量近1.4万亿kWh。考虑到2015年我国一次能源消费总量已达到43亿tce，非化石能源消费占比为12%，为实现2020年能源消费总量控制在50亿tce以内的目标（暂按48.5亿tce），“十三五”期间我国还需新增非化石能源2.1亿tce左右，除已开工并预计“十三五”期间投产的大型核电和水电项目外，风能、太阳能等可再生能源发展前景依然广阔。

1．我国可再生能源发展存在的主要问题和问题产生的原因

1.1可再生能源发展存在的主要问题

（1）可再生能源消纳能力不足

“十二五”时期以来，我国出现了严重的弃风和弃光问题，风电和太阳能发电平均利用小时数大幅下降，特别是2015年，风电利用小时数下降至1728h，全国弃风电量达到339亿kWh，比2014年增加213亿kWh，平均弃风率达15%，太阳能发电利用小时数下降至1133h，全国弃光电量近47亿kWh，平均弃光率近11%，而且弃风、弃光现象在2016年上半年有愈演愈烈的趋势。

（2）可再生能源开发模式及布局不尽合理

我国风电和太阳能发电长期以来一直以大基地集中开发模式为主，“十二五”期间，规划了九大风电基地，装机容量达到7900万kW以上，在青海、新疆、甘肃、内蒙古等地规划了大型光伏电站1000万kW，大规模可再生能源电力集中并网超出了当地电网承载能力和电力市场消纳能力；在布局上，风电主要分布在“三北”地区，太阳能发电分布在西部省区或高原地区，发电基地与东部电力负荷中心相距甚远。

（3）可再生能源补贴资金缺口巨大

可再生能源电价附加征收标准由先前的0.8分/kWh，到2013年提高到1.5分/kWh，到2016年提高到1.9分/kWh。但征收标准调整速度仍然滞后于可再生能源发展速度，补贴资金一直存在较大缺口，“寅吃卯粮”现象突出。截至2015年底，资金缺口达410亿元。

（4）可再生能源市场化步伐缓慢

可再生能源从规模下达、项目审批、上网电价、资金补贴到电力消纳均由政府主导，市场作用得不到充分发挥。这种做法虽然有利于国家总量控制和集中管理，但容易导致可再生能源发电企业过度依赖于国家的扶持政策。

1.2产生这些问题的原因

（1）电力消费增速和可再生能源装机增速此消彼长

“十二五”期间，我国全社会用电量由4.2万亿kWh增长到5.55万亿kWh，年均增长5.7%（其中2015年仅同比增长0.5%），比“十一五”时期回落5.4个百分点，低于“十二五”时期电力装机年均增速9.3%，更是远低于风电和太阳能发电装机的年均增速34.3%和178%。问题产生的主要原因，一方面是由于我国经济发展进入新常态，经济增速由高速转为中高速，带动电力消费增长减速换挡，电力供需形势由偏紧转向宽松；另一方面是由于我国对可再生能源的扶持政策促进了风电和太阳能发电的快速发展。

（2）电力系统调峰能力严重不足

我国风能和太阳能资源富集的北方地区电源结构以煤电为主，抽水蓄能、气电等调峰电源不足，调峰能力不强。部分地区热电联产机组和自备电厂比例较高，如黑龙江省热电机组占煤电机组比重达到65%，冬季供暖期实际运行的热电机组达到80%，自备电厂装机比重超过10%。由于热电机组供热期调峰能力一般仅为10%~20%，自备电厂中相当一部分机组不参与调峰，电力系统灵活调节电源比例偏低，导致系统调峰困难。此外，调峰等辅助服务的补偿和分摊机制尚不健全，电力辅助服务市场尚未建立，调峰机组因调峰成本无法获得足够补偿而缺乏参与调峰动力，很大程度上削弱了电力系统的消纳能力。

（3）可再生能源战略不清晰助推发展不理性

我国风能和太阳能等可再生能源开发往往坚持资源地优先，在布局上倾向于选择资源条件好、规模优势强、开发成本低的地区，而具备规模的资源地往往与电力负荷中心呈逆向分布，无法发挥远距离资源和成本优势。部分资源地区可再生能源电力与煤电打捆外送，客观上推动了这些地区煤电发展，不仅偏离了资源地区发展可再生能源的初衷，而且在受端省区市有优先发展和调度本地可再生能源的诉求，因而对打捆后以煤电为主的外来电积极性不高，其进一步抑制了可再生能源发展。可再生能源在布局和发展模式上的不理性，归根结底在于发展战略不清晰，以及规划和政策与市场脱节。

（4）市场化建设尚不成熟

我国市场经济体系已经基本建立，但总体市场化程度仍有待提高，特别是电力市场化建设正处于起步阶段，尚不具备完全放开可再生能源发电管理的市场条件。对于当前的可再生能源发电项目，在审批程序方面，由国家根据总量控制确定各省区市年度开发指导规模，在开发权获得上未形成充分竞争，在资源配置中市场作用缺失；在电价方面，尚不能反映实际电力供需情况，加之电力需求侧响应机制也未建立，电力用户缺乏使用高价低谷可再生能源电力的积极性；在补贴方面，未形成有效的市场化补贴方式，可再生能源对气候、环境的正外部性未得到充分补偿；在消纳方面，可再生能源配额制尚未实施，地方政府在可再生能源发展上的责任和义务不明确，缺乏保障可再生能源优先消纳的动力。

2．促进可再生能源健康有序发展的对策建议

我国正处于调整优化结构、加快转型升级的战略机遇期，随着2020年煤炭消费量达到峰值，可再生能源将逐渐成为我国能源增量的主体，因此，化解当前弃风弃光难题、实现可再生能源可持续快速发展是当务之急。

2.1强化规划的指导作用

在国家转变职能、进一步简政放权的大背景下，传统的项目审批和规模控制方式已经不能适应可再生能源市场化发展要求，而规划是重要的宏观调控手段，切实强化规划的指导作用，充分发挥规划的约束性、统筹性和导向性，对明确可再生能源发展方向、减少项目无序建设具有重要意义。建议采取“中长期战略+五年规划+滚动实施方案”的规划体系，明确可再生能源发展的战略方向和近期目标，及时对滚动实施方案进行调整，从规划源头做好电力平衡，全面推动从项目审批管理向规划调控管理转变。同时在规划指导下加强项目建设引导，合理确定建设时序，使用补贴、价格手段倒逼项目单位承担一定的市场风险，避免“重开发轻消纳”的短视行为。

2.2调整优化开发模式和布局

我国可再生能源开发模式和布局应坚持市场导向，逐步弱化可再生能源大基地的集中开发模式，大力发展分散式风电和分布式太阳能发电，推动可再生能源的“民间储备”，有条件的地区可积极发展风、光、水、储多能互补，提高系统出力稳定性。在布局上要摒弃传统资源地优先的思路，转以需求侧电力市场空间和综合落地成本为考量，风电开发可结合负荷近、电价高的市场优势逐渐向东南、沿海地区转移，太阳能发电以分布式开发为主，并与新型城镇化建设、农村扶贫工作有机结合，建设上应充分利用建筑物屋顶、鱼塘、大棚、滩涂等，最大程度减少占用土地资源。

2.3推动清洁电能替代实现就近消纳

在智能电网进一步发展成熟前，为实现可再生能源电力多发满发，充分发挥本地电网容量和调峰资源优势，避免远距离输电带来的电网安全和输电成本问题，以及推动本地产业发展，风电和太阳能发电等可再生能源电力应优先实现就近消纳。考虑到我国当前电力供应普遍过剩，电力就近消纳空间不足，扩大消纳范围的能力有限，积极推动电能替代尤其是清洁电能替代，不仅有利于促进电力消费快速增长、减少化石能源消费以及提高可再生能源电力就近消纳能力，而且对提升我国整体电气化水平，推动能源消费革命具有重要意义。清洁电能替代应坚持因地制宜原则，通过推广电采暖、电锅炉、风电制氢、电动汽车等电力工程和设施，实现电代煤、电代气、电代油。

2.4切实提高电力消纳保障能力

在现有条件下，要切实加强政策和措施保障，最大程度提高可再生能源消纳能力：一是加快对纯凝机组和热电机组进行调峰能力改造，进一步挖掘火电机组的调峰潜力，增强系统灵活性；二是严格控制新增煤电规模，在弃风弃光地区暂时限制风电和太阳能发电发展规模，释放可再生能源电力消纳空间；三是加强区域电网建设，完善网架结构，积极发展智能电网和微电网，提高电网调度运行对消纳可再生能源电力的适应性；四是在保证电网安全前提下，全力落实可再生能源优先上网和全额保障性收购政策，并加强监管和考核。

2.5促进电力市场化改革

随着我国电力体制改革的不断深化，在积极推动可再生能源电力中长期交易和大用户直购电工作基础上，对于弃风弃光严重地区，要探索建立电力现货交易市场，通过电力实际供需情况实时确定上网电价。按照“谁受益、谁承担”的原则，加快建立用户参与的辅助服务分担共享机制，全面调动调峰电源积极性，研究制定电力需求侧响应机制，引导用户侧错峰使用低谷廉价电力。逐步建立和完善可再生能源电力配额制度和绿色电力证书制度，使火电企业对可再生能源企业的正外部性进行补偿，减轻国家直接补贴资金压力，将有限的资金向分布式可再生能源倾斜。

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注：本文转载自《中国能源》。伍勇旭,杨光.关于我国可再生能源发展的政策思考[J].中国能源,2016,38(09):23-25.