近年來，我國新能源發(fā)電規(guī)?？焖僭鲩L，新能源（風電和光伏）裝機容量從2013年0.92億千瓦增長到2017年的2.94億千瓦，占全國電源總裝機容量的17%。2017年新能源發(fā)電新增裝機容量6809萬千瓦，占全國電源新增裝機容量的52%。2018年上半年，在國家推進供給側結構性改革和化解煤電過剩產(chǎn)能等背景下，非化石能源發(fā)電新增裝機3827萬千瓦、占新增總裝機的73.5%，為歷年新高。

　　新能源的快速發(fā)展有利于我國調(diào)整能源結構、減少溫室氣體排放、保護環(huán)境，實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。大力發(fā)展新能源已成為國家推進能源轉(zhuǎn)型的核心內(nèi)容和應對氣候變化的重要措施，是改善能源結構、保障能源安全、推進生態(tài)文明建設的重要任務。

　　隨著新能源產(chǎn)業(yè)技術不斷進步、新能源裝機規(guī)模節(jié)節(jié)攀升，電網(wǎng)外送通道不足、市場化電量占比有待擴大、非技術成本制約新能源度電成本下降等因素，已成為能源供給側結構性改革下新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展亟待突破的瓶頸。為探尋新能源企業(yè)高質(zhì)量發(fā)展路徑，本刊特專訪魯能新能源（集團）有限公司總經(jīng)理徐進，詳細剖析目前我國新能源發(fā)展的內(nèi)生動力和現(xiàn)階段主要制約因素，以實現(xiàn)新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展為目標，實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)進步和企業(yè)發(fā)展“雙贏”。

　　我國新能源發(fā)展的動能與制約因素

　　發(fā)展清潔能源已成為國家推進能源轉(zhuǎn)型的核心內(nèi)容和應對氣候變化的重要途徑。習近平總書記在十九大報告明確指出推進綠色發(fā)展，壯大清潔能源產(chǎn)業(yè)，推進能源生產(chǎn)和消費革命，構建清潔低碳、安全高效的能源體系。

　　為實現(xiàn)2020、2030 年非化石能源占一次能源消費比重分別達到15%、20%的能源發(fā)展戰(zhàn)略目標，國家《能源生產(chǎn)和消費革命戰(zhàn)略（2016-2030）》提出，到2030年，非化石能源發(fā)電量占全部發(fā)電量的比重力爭達到50%。國家《可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》明確到2020年風電、太陽能最低發(fā)展目標分別為2.1億千瓦、1.1億千瓦（含500萬千瓦光熱發(fā)電）。國家《關于可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃實施的指導意見》進一步調(diào)增風電、光伏發(fā)展目標，明確各省區(qū)、各年度建設規(guī)模，2017-2020年平均每年新增指標約5000萬千瓦。

　　徐進認為，目前推動我國新能源產(chǎn)業(yè)不斷發(fā)展的動力，不僅包括可再生能源補貼等政策支持，還包括產(chǎn)業(yè)技術進步實現(xiàn)了新能源發(fā)電系統(tǒng)造價不斷下降，互聯(lián)網(wǎng)+智慧能源等創(chuàng)新模式也不斷激發(fā)了產(chǎn)業(yè)活力。但與此同時，非技術成本因素成為制約新能源尤其是光伏發(fā)電度電成本持續(xù)下降的“元兇”，極大地影響了新能源發(fā)電的經(jīng)濟性。

　　動能

　　資源潛力。一方面，我國風力資源豐富，根據(jù)全國900多個氣象站對陸地上離地10米高度資料進行估算，全國平均風功率密度為100瓦/平方米，風能資源總儲量約32.26億千瓦，可開發(fā)和利用的陸地上風能儲量有2.53億千瓦，近?？砷_發(fā)和利用的風能儲量有7.5億千瓦，共計約10億千瓦。另一方面，我國幅員遼闊，太陽能資源十分豐富，太陽能年輻射量在933-2330千瓦時/平方米，中值為1620千瓦時/平方米。據(jù)估算，中國陸地表面每年接受的太陽輻射能量約為1.47×108億千瓦時，相當于4.9萬億噸標準煤。

　　政策支持。結合行業(yè)發(fā)展需要，國家連續(xù)三次調(diào)整了可再生能源電價附加征收標準，上調(diào)至1.9分/千瓦時，為可再生能源提供資金保障。同時，出臺綠色電力證書核發(fā)及交易政策，多渠道解決電價補貼資金缺口問題。為支持可再生能源發(fā)展，國家研究制定減輕可再生能源企業(yè)稅費負擔政策，明令禁止地方政府亂收費、亂攤派，保障新能源企業(yè)權益。2016年，國家能源局《關于建立可再生能源開發(fā)利用目標引導制度的指導意見》，明確各行政區(qū)域的全社會用電量中非水電可再生能源電量比重指標，多重政策支持為新能源占比提升打下良好基礎。

　　系統(tǒng)造價下降。2018年，我國風電機組投標價下降至4000元以下，系統(tǒng)造價7000-8000元/千瓦。業(yè)內(nèi)普遍預計，2018年光伏發(fā)電系統(tǒng)投資成本可下降至6元/瓦以下，到2020年可下降至5.2元/瓦左右。如能有效降低土地、電網(wǎng)接入以及項目前期開發(fā)費用等非技術成本，至2020年電站系統(tǒng)投資可有望下降至5元/瓦以下。

　　產(chǎn)業(yè)技術進步。風電技術水平明顯提升，關鍵零部件基本國產(chǎn)化，5-6兆瓦大型風電設備已經(jīng)試運行，特別是低風速風電技術取得突破性進展，并廣泛應用于中東部和南方地區(qū)，陸上風電機組降至3700-3800元/千瓦。光伏電池技術創(chuàng)新能力大幅提升，創(chuàng)造了晶硅等新型電池技術轉(zhuǎn)換效率的世界紀錄。建立了具有國際競爭力的光伏發(fā)電全產(chǎn)業(yè)鏈，突破了多晶硅生產(chǎn)技術封鎖，光伏組件產(chǎn)量連續(xù)多年全球總產(chǎn)量第一，組件價格降至2.7-3.11元/瓦。

　　分布式能源。分散式風電主要集中在中東部山東、江蘇、廣東、湖南、湖北、福建等省份?！讹L電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》確定了2020年中東部和南方地區(qū)陸上風電新增并網(wǎng)裝機容量4200萬千瓦以上，累計并網(wǎng)裝機容量達到7000萬千瓦以上的發(fā)展目標。

　　創(chuàng)新應用模式。國家先后實施多能互補集成優(yōu)化、互聯(lián)網(wǎng)+智慧能源、新能源微電網(wǎng)等示范工程，推進風電清潔供暖、平價上網(wǎng)等示范項目，開展光伏“領跑者”、光伏扶貧、 “光伏+”（農(nóng)業(yè)、林業(yè)、牧業(yè)、漁業(yè)）等應用新能源創(chuàng)新應用模式不斷涌現(xiàn)。

　　制約

　　“對于新能源發(fā)電成本的挖掘，主要依賴關鍵設備成本和非技術成本的下降。其中風電主要依靠技術進步和設備選型，光伏發(fā)電主要影響因素是土地費用和稅費等。”徐進介紹，根據(jù)GE研究結果，更長更輕的葉片、一體化傳動鏈等技術突破將使2025年風電度電成本下降0.050-0.067元/千瓦時，微觀選址與風機選型的優(yōu)化設計將使度電成本下降0.031-0.070元/千瓦時。對于海上風電來說，水深和離岸距離是影響成本的重要因素。光伏發(fā)電單位容量造價在近中期仍有較大的下降潛力，主要是因為光伏組件、逆變器以及土地費用、稅費等非技術成本呈下降趨勢。其中，光伏組件成本下降主要取決于硅料成本的下降、組件轉(zhuǎn)換效率的提升、硅利用率的改善等。

　　徐進認為，新能源發(fā)展不但需要關注自身發(fā)電成本，也要關注系統(tǒng)成本。相比常規(guī)電源，新能源大規(guī)模并網(wǎng)必然增加系統(tǒng)的平衡成本和容量成本。風電等變動性電源出力波動，需要電力系統(tǒng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務，增加平衡成本。風電等變動性電源容量可信度低，需要提供備用容量，增加容量充裕性成本。參考IEA研究結果，當風電比例達到20%時，平衡成本和容量充裕性成本分別為1-7美元/兆瓦時和4-5美元/兆瓦時。

　　差別化用地政策執(zhí)行標準不一。2015年，國土資源部下發(fā)《關于支持新產(chǎn)業(yè)新業(yè)態(tài)發(fā)展促進大眾創(chuàng)業(yè)萬眾創(chuàng)新用地的意見》（國土資規(guī)〔2015〕5號），提出采取差別化用地政策支持新能源等新業(yè)態(tài)發(fā)展。光伏、風力發(fā)電等項目使用戈壁、荒漠、荒草地等未利用土地的，對不占壓土地、不改變地表形態(tài)的用地部分，可按原地類認定，不改變土地用途，在年度土地變更調(diào)查時作出標注，用地允許以租賃等方式取得，雙方簽訂好補償協(xié)議，用地報當?shù)乜h級國土資源部門備案。但是，在項目的實際開發(fā)過程中，大多數(shù)地區(qū)對占用未利用地、農(nóng)用地的光伏、風電項目辦理轉(zhuǎn)建設用地手續(xù)，大幅提高了新能源的建設成本。以20兆瓦的光伏電站為例，工業(yè)用地出讓按最低價標準約為4萬元/畝，光新增的土地成本就要超過2000萬，如果在建設用地費用高的地區(qū)成本更高。

　　對土地的界定標準不同，也給光伏、風電等新能源發(fā)電項目帶來困擾。土地資源涉及國土、地質(zhì)、水利、氣象、林業(yè)、旅游、交通、軍事等眾多部門，從土地規(guī)劃、用途管制等角度，土地還被劃分為基本農(nóng)田保護區(qū)、風景旅游用地區(qū)、生態(tài)環(huán)境安全控制區(qū)、重點森林保護區(qū)、自然與文化遺產(chǎn)保護區(qū)等特殊區(qū)域。新能源電力項目需要向各部門溝通確認土地性質(zhì)，還要從規(guī)劃、用途管制角度進行多次確認，使得項目投資開發(fā)周期延長，對于地類的界定標準不統(tǒng)一，增加了項目開發(fā)的不確定性。

　　光伏、風電等項目開發(fā)還面臨稅收等不確定因素的影響。根據(jù)《耕地占用稅暫行條例》，“人均耕地不超過1畝的，單位稅額為每平方米10元-50元”，即對于耕地占用稅具有5倍的調(diào)整空間。而根據(jù)《城鎮(zhèn)土地使用稅暫行條例》的規(guī)定，城鎮(zhèn)土地使用稅采用有幅度差別定額稅率：大城市1.5-30元，中等城市1.2-24元，小城市0.9-18元，縣城、建制鎮(zhèn)、工礦區(qū)0.6-12元，調(diào)整空間達到了20倍。由于地區(qū)間稅收執(zhí)行標準不統(tǒng)一，相關部門自由裁量權較大，造成新能源電力項目難以把控投資風險。

　　現(xiàn)行價格機制對降低成本和促進消納的作用不明顯。近年來新能源發(fā)電，尤其是光伏發(fā)電成本下降幅度較大，但政策調(diào)整滯后，標桿電價下調(diào)往往滯后于成本下降，加上以市場競爭方式確定的規(guī)模有限，從而使開發(fā)商自身降低成本的動力不足。此外，現(xiàn)行以標桿電價為主的價格機制僅對新能源開發(fā)商起激勵作用，而缺乏對常規(guī)電源補償調(diào)節(jié)促進消納的激勵措施。

　　缺乏對新能源引發(fā)的系統(tǒng)成本和對策研究，對相關方激勵不足。新能源具有隨機性、間歇性等特性，可信容量低，電力系統(tǒng)必須配備足夠的靈活性電源，從而帶來額外的平衡成本和容量充裕性成本等，目前對這些系統(tǒng)成本的研究不夠，缺少補償機制。目前我國正在探索建立相關的市場化機制，但進展不大。譬如，僅在西北地區(qū)開展了清潔能源替代自備電廠交易試點，輔助服務試點也僅限于東北、新疆、福建等地區(qū)。

　　多重因素影響清潔能源消納和占比提升

　　隨著新能源的快速規(guī)模性增長，盡管國家陸續(xù)出臺了解決“三棄”問題的相關政策和措施，棄風棄光率得到了明顯控制，但消納依然是制約新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的首要問題。一方面，在全社會用電量增速放緩的背景下，我國出現(xiàn)較為嚴重的電力裝機容量過剩，“供大于求”的現(xiàn)象普遍存在。另一方面，新能源項目建設周期短，西部地區(qū)新能源項目多、容量大，配套電網(wǎng)輸電線路建設周期長，部分項目受送出線路限制低負荷運行，存在棄風棄光限電問題。與此同時，一些棄風棄光嚴重的地區(qū)，地方政府仍有較強烈的發(fā)展訴求，在建待建項目規(guī)模遠超規(guī)劃目標。在省間壁壘依然存在的環(huán)境下，部分省區(qū)政府干預市場，明確限定外購電規(guī)模和交易價格水平，繼續(xù)推進跨省區(qū)市場化交易增長難度較大。

　　徐進向記者介紹，與全國形勢基本相符，魯能新能源2017年以來棄風、棄光得到明顯改善。2017年的棄風率較2016年下降了12.3%，棄光率下降3.4%，2018年1-4月份棄風率同比下降14.72%，棄光率下降10.1%，這些成績主要得益于以下幾方面因素：一方面，國家能源局和國網(wǎng)公司解決“三棄”問題政策給力、措施得當。目前國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域內(nèi)備用調(diào)峰已實現(xiàn)全網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)配，電力交易機制日趨成熟，跨省跨區(qū)特高壓線路輸送效率不斷提高，全國棄風、棄光持續(xù)改善。另一方面，新能源發(fā)電企業(yè)積極參與各種渠道電力交易，有利于提高機組利用小時數(shù)。參與市場化交易對發(fā)電企業(yè)的考核更加嚴格，對新能源短期和超短期功率預測準確率提出更高的要求。最后，新能源企業(yè)主動開展增強電網(wǎng)適應性技術改造，并從多能互補、就地消納等角度助推新能源消納水平的提升。魯能新能源公司投資開發(fā)的青海海西州多能互補示范項目預計在2018年全部建成，該項目將充發(fā)揮風電、光伏、光熱和儲能系統(tǒng)的內(nèi)在互補屬性，最大限度減少電網(wǎng)輸送容量和調(diào)峰需求，項目建成將展示新能源開發(fā)的全新模式。

　　政策支持、發(fā)展模式創(chuàng)新以及擴大新能源在電力市場中的交易規(guī)模，是實現(xiàn)新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展必不可少的要因。徐進建議，一是大力發(fā)展以新能源為主的多能互補能源基地建設，提升新能源接入電網(wǎng)的適應性。二是盡快完善和實行可再生能源電力配額考核制度及配套的綠色電力證書交易機制，為新能源平價上網(wǎng)和可持續(xù)發(fā)展奠定基礎。三是進一步完善全國電力交易市場，從根本上打破區(qū)域壁壘。四是繼續(xù)加大碳排放和污染物排放治理，壓減常規(guī)火電發(fā)電占有率，積極推廣清潔供暖等促進新能源消納的能源消費模式。

　　供給側結構性改革下新能源企業(yè)發(fā)展探路

　　“近年來，國家能源局逐漸減少常規(guī)風電、光伏規(guī)模，推出多能互補、互聯(lián)網(wǎng)+智慧能源、微電網(wǎng)、光伏領跑基地等創(chuàng)新示范項目。面對新形勢，魯能清潔能源產(chǎn)業(yè)必須優(yōu)化結構、創(chuàng)新模式，才能實現(xiàn)長遠發(fā)展。首先，在基地項目策劃階段即考慮多種能源結構友好互補，提高項目整體可靠性和電能質(zhì)量?！毙爝M介紹。

　　以青海多能互補項目為例，考慮電網(wǎng)接納能力、特高壓通道規(guī)劃等，利用風光熱儲互補特性，最大限度減少棄電，同時采用虛擬同步機技術，使清潔能源發(fā)電從運行機制及外特性上與火電相當。海上風電作為重點開發(fā)方向，電網(wǎng)接入是難點之一。以東臺項目為例，前期階段對海上升壓站建設方案、海纜選型與敷設方案等進行了專題論證，建成了國內(nèi)首個220千伏海上升壓站。鑒于風電、光伏大規(guī)模接入對主網(wǎng)影響較大，公司在配網(wǎng)相對堅強區(qū)域積極布局分散式風電、分布式光伏，開發(fā)風電+清潔供暖、光伏+農(nóng)牧漁業(yè)等項目，下一步還將開展微電網(wǎng)相關研究和試點工作，強化配電網(wǎng)網(wǎng)格化支撐。

　　“其次，清潔能源產(chǎn)業(yè)的長遠發(fā)展與技術創(chuàng)新突破息息相關。魯能清潔能源產(chǎn)業(yè)圍繞前沿技術領域，率先在行業(yè)推廣實施風電場低電壓穿越改造，參與國家‘863’課題《電網(wǎng)友好型風電場關鍵技術研究和示范》，積極開展海上復雜地質(zhì)環(huán)境施工、電能匯集輸送、大規(guī)模儲能等技術研究，為產(chǎn)業(yè)快速規(guī)模發(fā)展提供技術支持?！毙爝M介紹，未來，魯能新能源還將繼續(xù)推進多能互補協(xié)調(diào)控制、源網(wǎng)荷互動等研究成果示范應用，推廣應用綜合能源基地集中監(jiān)控、智能運維等技術，將科技創(chuàng)新打造為驅(qū)動突破發(fā)展，提升運營效益的新動力。

　　“最后，針對產(chǎn)業(yè)‘十三五’發(fā)展初期內(nèi)部專業(yè)支撐不足，供應商水平參差不齊，資源儲備少，信息閉塞等問題，魯能新能源圍繞建立‘兩個資源庫’和‘四個集中管控’著重強化提升?！毙爝M介紹，通過整合供應商資源，分三個批次建立涵蓋36類供方、約300家企業(yè)的戰(zhàn)略合作供方庫，組織實地考察，與龍頭企業(yè)簽訂戰(zhàn)略合作協(xié)議；通過供方庫建設，獲取了合作方提供的部分優(yōu)質(zhì)資源，信息互通能力得到加強，協(xié)同發(fā)展效應明顯提升；主動聯(lián)系上下游企業(yè)、第三方研究、咨詢機構等，建立覆蓋80家單位的約450名專家組的專家?guī)?，為產(chǎn)業(yè)專業(yè)評審、政策規(guī)劃、技術咨詢、人員培訓等提供保障；堅持可研、初設集中評審、物資集中采購、遠程集中監(jiān)控，評審質(zhì)量、通過率明顯改善，建設成本得到合理控制，開發(fā)效率持續(xù)提升，實時監(jiān)控經(jīng)營數(shù)據(jù)和設備狀態(tài)，逐步建成開發(fā)、建設、生產(chǎn)、經(jīng)營管理云中心、大數(shù)據(jù)平臺，運營效率穩(wěn)步提高。