“十四五”可再生能源发电模式需要再思考

“经过‘十三五’这几年（2015—2019年），我国能源消费结构发生了大变化。”国家发展和改革委员会能源研究所高级顾问、中国宏观经济研究院研究员韩文科在11月20日举办的“十四五”能源电力转型发展论坛暨南方电网能源发展研究院2020年度研究成果发布会上说。

他列出了一组数据，2015年，我国煤炭消费比重为63.7%，2019年为57.6%，下降了6.1%。“十三五”之前，我国能源一次能源消费结构主要以煤为主，占比在65%以上。

我国能源加快向绿色低碳转型。会上发布的《中国能源供需报告（2020年）》（以下简称《供需报告》）指出，我国非化石能源消费提前达到“十三五”规划目标。预计2020-2021年，清洁能源发电量占比进一步提升。

光伏、风电等清洁能源发电占比持续上升，其大规模接入会给电力市场化交易带来新的挑战。《中国电力市场化改革报告（2020年）》（下称《市场化报告》）指出，为解决其不稳定性问题，需要引入更多灵活性电源。而这需要在电力市场中建立相应的机制来保障系统安全稳定运行。

会议同期，南网能源院还发布了《粤港澳大湾区电力发展报告（2020年）》、《中国电力行业投资发展报告（2020年）》等八份电力行业年度系列研究报告。

单位能耗下降速度减缓

《供需报告》根据2019年能源发展现状和2020年指标预测情况，对国家发改委、国家能源局发布的《能源发展“十三五”规划》发展目标完成情况进行了评估。

评估结果显示，能源消费总量和煤炭消费预计可以达标，电力消费超过预期。能源供给、能源安全预计可以达标。2019年，我国能源消费总量48.6亿吨标准煤（同比增长3.3%），比上限目标50亿吨标准煤低1.4亿吨标准煤，预计2020年消费总量可以达标。

能源供给方面，2019年，非化石能源装机比重40.8%，超过预期目标1.8个百分点，非化石能源发电量比重30.4%，与31%的目标值相差0.6个百分点，预计2020年可以达标。

能源消费结构方面，煤炭和非化石能源消费占比提前达标，天然气消费占比达标压力较大。天然气消费总量增长较为缓慢，2019年天然气消费占比8.2%，较2015年提高2.3个百分点，但距离10%的目标还有1.8个百分点。

能源效率达标有一定的压力。2019年国内单位生产总值能耗比2015年下降12.5%。根据2019年下降速率测算，2020年国内单位生产总值能耗预计较2015年下降14.8个百分点，与15%目标相差0.2个百分点。近年来单位产值能耗下降速度逐渐减慢，预计“十三五”能源效率达标承压。

《供需报告》建议，“十四五”时期能源发展需要关注能源供给、能源消费、能源技术、能源体制和价格机制四方面的问题。能源体制和价格机制方面，建设统一开放、层次分明、功能齐全、竞争有序的现代能源市场交易体系。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好地发挥政府作用。

预计2025年海上风电可平价上网

在韩文科看来，我国“十四五”能源发展的总体要求是坚持清洁低碳、安全高效，加快构建现代能源体系。电力系统将成为我国现代能源系统的核心。我国电力系统的发展方向是更加绿色、智能、高效和更有韧性。

根据《中国电力行业投资发展报告（2020年）》（以下简称《投资报告》），2019年电源投资结构中，风电投资额（11171亿元）占比跃升第一，达到40%；其次为水电（814亿元），达到28%；火电投资额（630亿元）占比从占绝对性的主导地位连续4年大幅下滑，2019年跌至历史最低，为21%；光伏投资（189亿元）连续第二年降低，占比6%。

从电源新增装机规模结构及发展来看，火电新增装机容量近4年来持续下降，但截至2019年，在各类电源中火电新增装机容量占比仍旧第一，为40%；光伏新增装机容量连续2年持续下降，风电新增装机连续2年持续增长，光伏、风电新增容量装机占比分别为26%、25%；水电和核电新增装机容量相对稳定，新增容量占比均为4%。

考虑到国补退出、陆上风电红色预警解除、风电增值税和所得税政策环境总体平稳向好，《投资报告》预计2020年和2021年风电在当前较高水平的投资强度下仍将有一定幅度的增长，2022年风电投资会有明显下降。海上风电方面，国补退出之后，大的发展趋势并不会发生转变。国补退出会加速海上风电平价上网进程，预计在2025年可以实现平价上网。

2019年，水电投资额仅次于风电。《投资报告》预计，未来常规水电的开发速度将持续放缓。但随着风电、光伏在能源供应体系中地位愈发上升，由抽水蓄能应对电力电力负荷变化将是最为安全有效的调峰手段，抽水蓄能电站投资有较大增长空间。

南网能源院有关人士在报告发布会上指出，近几年是水电投资的一个小高峰，2027年以后将快速跌落。

火电方面，2019年其盈利情况略有好转，但仍然处境艰难。《投资报告》指出，未来三年，在环保要求不断提升的大环境下，煤电投资强度将延续当前持续走低的发展态势。

随着煤电和大型水电装机容量增速减缓，核电作为清洁稳定高效的能源形势，将越来越多承担基荷作用，投资有较大发展空间。2019年，核电投资金额为335亿元。

光伏方面，《投资报告》指出，2020年是我国光伏电站和工商业分布光伏享受国补的最后一年，分布式光伏也有可能是最后一年，会迎来享受补贴锁定较高电价的抢装潮。未来三年，光伏发电投资在出现较大波动后企稳。

支撑新能源消纳的相关机制尚缺

2019年，全国包含水电在内的全部可再生能源电力实际消纳量为19938亿千瓦时，占全社会用电量比重为27.5%。构建清洁能源市场化交易是各省区促进清洁能源发展的重点举措。各省区基于自身资源禀赋，形成了各具特色的清洁能源市场化交易机制。如四川、蒙西、宁夏开展了“清洁能源+火电”的配额打捆外送交易，云南、甘肃、蒙西、青海等开展了“水火置换”的发电权交易。四川、蒙西、宁夏、云南还采用挂牌交易的方式组织清洁能源市场化交易。

《市场化报告》指出，能源转型发展背景下，进入电力市场的清洁能源规模不断扩大，为解决其不稳定性问题，势必需要引入更多灵活性电源，借助其调节功能保障电力市场的安全稳定；与此同时，传统能源尤其是煤电的市场空间将受到挤压，逐步转向主力电源与调节电源的双重定位。

近年来，国家发展改革委不断调整风电、光伏发电价格机制，减少补贴，推动新能源参与市场竞价。该报告预计，新能源发电指导价将继续下行，价格水平已逐步具备与传统能源竞争的能力，但为支撑新能源并网的辅助服务、储能等成本尚未形成合理的分摊机制，相关价格机制或许将成为未来新能源发展政策的重要突破口。

南网能源院能源战略与政策研究所所长陈政在报告发布会上指出，当前清洁能源市场化存在与传统能源系统协同运行难、低边际成本冲击、基金补贴缺口问题等。建议通过现货市场、辅助服务市场等充分发挥调节资源价值，建立相应调节容量补偿机制；探索建立容量市场、政府授权合同等新增电源投资激励机制，保障电力中长期供应安全；逐步完善碳排放权、排污权、绿证等市场建设，构建环境成本市场发现机制，推动外部成本内部化。