国家信息中心宏观政策动向课题组
一、加速扩大新能源国内市场应用规模势在必行
近几年，我国许多新能源设备主要依赖国际市场，国内市场需求非常有限，产业发展严重受制于人。例如，我国光伏电池产量的90%以上用于出口，国内光伏装机需求很低。随着近期世界经济的持续低迷及欧债危机蔓延，许多传统需求大国大幅削减新能源补贴，并对我国新能源产品实行制裁，贸易摩擦不断升级。同时，我国碳减排压力日趋加大，新能源产品产能过剩风险日益上升，在这种情况下，如果不加快开发国内市场，国内新能源产业将面临严重危机，减排任务也将难以完成。
第一，扩大新能源国内市场是能源结构转型的需要。近年来，随着我国经济的快速发展，能源消费也快速增长，总量不断扩大，以煤为主的能源消费结构使得碳排放居高不下，环境污染日益严重，资源约束日趋增强，能源安全风险凸显，传统的能源消费模式亟待转型。目前我国能源消费总量已占全球的18%，而且增速较快，2010年全球能源消费的增速为2%，而中国“十一五”期间的年均增速达5.9%。在“金砖五国”中，中国的能源消费和碳排放均高居榜首，其中能源消费量是排名第二的印度的3倍多，二氧化碳排放则是印度的4倍多。
包括风电、核电、太阳能、生物质能等在内的新能源，具有绿色、低碳、无污染、可再生的特性。大规模开发利用新能源，提升新能源比重，可有效弥补传统能源消费模式的缺陷，促进能源结构转型，实现经济的低碳和可持续发展。为此，中央提出了提高非化石能源比重和碳减排“两个目标”。从目前我国新能源发展状况看，与中央提出的目标差距巨大，亟须加速开发新能源国内市场，才能实现中央对能源结构转型的要求。截至2010年，我国累计光伏装机量800MW，占总装机容量的比重只有0.08%，几乎不值一提。风电和核电装机比重稍高，但国内市场开发程度也非常有限，截至2010年底，我国核电装机容量为1082.4万千瓦，风电并网运行容量为2957.55万千瓦，分别占总装机容量的1.12%和3.06%，装机比重远远低于欧美等发达国家。
第二，扩大新能源国内市场是保障产业安全的需要。新能源产业过高的外向度，不利于保障产业安全，国际市场稍有风吹草动，都对国内相关产业产生较大冲击。从目前情况看，未来国际市场需求前景不容乐观，企业扩大海外市场难度越来越大。
传统需求大国经济状况不佳，市场急速萎缩。我国光伏产业的主要出口市场在欧洲，由于欧债危机不断恶化，许多国家政府对新能源的财政支持力度不断减弱，给这个尚需政府大力扶持的新兴产业带来很大困难。德国2011年1-5月份光伏装机量比上年同期下滑37.4%，欧洲光伏组件需求急剧降低，价格跌幅超过50%。
全球经济低迷导致贸易保护主义升级。今年5月17日，美国商务部裁定对进口中国光伏电池及组件征收31.14%-249.96%不等的临时反倾销税；意大利通过补贴鼓励采购欧盟国家生产的光伏产品；印度和加拿大安大略省也规定光伏项目必须采购一定比例的当地产品。
国内企业可能向外转移产能。如果我国应对美国的贸易诉讼不力，来自美国的订单将会有较大的税率风险，对美光伏产品出口可能会萎缩，如果欧盟跟进，情况更甚。在这种情况下，国内光伏产业将向东南亚等地区转移，以规避贸易风险。
第三，扩大新能源国内市场是解决产能过剩的需要。2006年至今，在国家政策和市场热情的双重刺激下，我国新能源产业投资一直居高不下，部分产品已经出现产能过剩苗头。据不完全统计，全国156家电池组件企业2011年的太阳能电池产能已超过35GW，预计2012年产能在40GW以上，产量将超过24GW。2011年全球光伏装机量仅21GW，据欧洲光伏工业协会预测，受欧美债务危机和欧洲光伏补贴持续下调影响，预计2012年全球光伏市场增速放缓，全年装机量约24GW。当前我国的产能已可满足全球未来2-3年光伏市场需求，需求增长速度远不能跟上产能扩张的步伐。
截至2011年底，全国多晶硅产能已超过22万吨/年，而2012年世界预计需求不到10万吨。十二五期间，我国地方政府规划建设千亿光伏产业园区就达到20个，规划产值达到2万亿元，而据EPIA预计，2015年全球光伏装机约为45GW，按8元/瓦计，全球市场安装需求也仅为3600亿元。目前国内年均新增风电装机大约1500万千瓦左右，但产能已经超过3500万千瓦。在国内新能源设备供过于求、外需萎靡不振的形势下，加速启动国内市场已成为新能源行业解决产能过剩问题的良策。
二、发电成本过高是制约新能源市场扩张的关键因素
新能源市场应用不足、比重偏低的原因是多种多样的，包括新能源波动性和随机性大、并网难、成本高、政策不完善、技术尚未完全成熟等等，然而，应当看到，在制约新能源发展的诸多因素中，发电成本过高是一个关键性瓶颈制约因素。
首先，质量安全问题频发严重影响新能源市场需求。由于风电、光伏等新能源呈现随机性、间歇性和波动性的特点，与水电、火电等常规电源相比，目前还没有办法像常规电源一样对其进行计划安排和控制，大规模接入电网可能会产生谐波、逆流、网压过高等问题，对电网安全稳定运行带来新的问题和挑战，主要体现在：电网调峰调频压力增大、电压控制难度提高、电网安全稳定运行风险增加等。近期，甘肃酒泉、甘肃瓜州与河北张家口等地接连发生风电机组脱网事故。如2011年2月，发生在酒泉的一起“脱网”事故，导致附近16个风电场的598台风电机组脱网，损失出力84万千瓦，占事故前酒泉地区风电出力的54.4%。我国新能源整机制造企业和零部件制造企业产品质量控制手段较低，产品批量投产后，性能不够稳定，几乎所有整机制造企业的产品在试运行阶段和交付业主后均出现过质量问题。已安装运行的风电场，大部分采用的是非常简单的监测手段，自动监测的范围小，监测的指标简单，缺乏对信号的自动分析，大多依赖于人工巡检和故障后处理。
其次，“并网难”使得新能源市场扩张阻力增大。按照“建设大基地、融入大电网”的规划布局，我国规划在内蒙古、甘肃、河北、吉林、新疆、江苏等省区建设八个千万千瓦级风电基地。这些风电基地所在地区大多负荷较低，电网规模小，无法就地消纳，需要依托更高电压等级、大规模远距离输送，这就要求配套建设输变电设施，投资非常巨大。为了远距离输送风电光电，需要层层升高电压，配套新建从10千伏至750千伏之间各个电压等级全套输变电设施，才能将风电光电输送到上千公里甚至数千公里以外去使用。加之长距离线损和层层变损对输电经济性影响颇大，过网费进一步降低了经济竞争力。而我国电网建设现状与风电等新能源大规模发展的形势不相适应，主网架不强，跨地区输送存在制约，导致新能源发展出现了“并网难”、设备利用小时下降、能源浪费等问题。北方风电集中开发地区大都遭遇较严重的弃风限电问题，大部分风机在夜间低谷期弃风停运，东北一些地区冬季弃风限电比例已近50%；西北主要风场因数次脱网事故，目前限电竟高达70%-80%，风能资源最好的一些地区，设备年利用小时数还不到1400。2011年，并网风电发电量尽管同比增长48.16%，但设备利用小时数却比上年降低144小时，全国范围内平均风电弃风电量占比达20%，直接经济损失达近百亿元。太阳能也出现因无法并网而不得不“弃光”的苗头，2011年光伏发电的设备利用率也较上年有所下降，年利用小时数仅1700左右。
最后，发电成本过高是制约新能源市场扩张的关键因素。在市场经济条件下，企业和用户天然具有选择低价能源的倾向，如果具有绿色、低碳、无污染等环保优势的新能源成本能降到和传统能源不相上下，必将推动国家发改委和能源局对其的重视程度，在电网建设、补贴政策、上网电价的实际落实上会有很大进步，并网难问题也将逐步解决。
尽管与前几年相比，我国新能源成本已经大幅下降，然而在不考虑常规能源外部环境成本的情况下，除太阳能热水器外，绝大多数新能源电力成本仍然大大高于常规电力，缺乏市场竞争优势，如果国家不出台强有力的支持政策，新能源市场很难迅速扩大。目前我国光伏发电成本已降至1.1元/千瓦时，预计到2015年将下降到0.8元/千瓦时；目前1兆瓦的光热电站每千瓦时发电成本约为2元，10兆瓦的约为1.5元，50兆瓦可降至1.2元左右。其余新能源电力中，风电平均成本在0.5-0.65元/千瓦时，生物质发电成本在0.4-1元/千瓦时，核电成本在0.45元/千瓦时左右。而目前我国火电上网标杆电价一般在0.4元/千瓦时左右，价格最高的广东火电也只有0.5元左右，而水电上网电价还不到0.4元/千瓦时。可见，除了核电外，其余新能源发电成本均明显高于传统电源，并且还存在波动性大、出力不稳定、并网难等缺点，使得在调峰调频方面需要较多的其他电力来平衡，如抽水蓄能、燃气燃油电站配套等，这将给电网的调度增加负担，间接抬高了成本。
三、新能源发电成本有望逐渐接近传统化石能源
从新能源发电成本变化趋势看，尽管由于技术尚未完全成熟、关键设备仍需要依靠进口、设备利用小时低、配套政策不完善等因素的影响，新能源发电成本在短期内还没有大幅下降的可能，在与传统能源的竞争中暂时处于劣势。另一方面我们应当看到，中国在发展新能源方面有着自己的优势，随着技术的进步、规模的扩大、供应链的完善和政策扶持力度的进一步加大，为新能源的规模化、商业化、产业化发展铺平了道路。尤其是考虑到煤炭、石油、天然气等传统能源价格上涨因素及环保成本，预计再过5-10年，部分新能源电力成本将接近传统化石能源，市场竞争优势将逐步显现。
第一，“十二五”期间政策扶持力度将进一步加大。
制定切实可行的发展目标。《可再生能源发展“十二五”规划》提出，至2015年底，并网风电累计装机容量要达到1亿千瓦，年发电量要达到1900亿千瓦时。光伏发电装机要达到1400万千瓦，光热发电装机100万千瓦，太阳能热水器推广面积要达到4亿平方米。政策上还首次提出地热能、潮汐能和海洋能的发展目标。
进一步加大资金投入规模。即将出台的《新兴能源产业发展规划》在具体实施路径、发展规模以及重大政策举措等方面，对新能源的开发利用和传统能源的升级变革进行了部署，预计规划期累计直接增加投资5万亿元，每年增加产值1.5万亿元。
研究推出可再生能源配额制。“十二五”期间，国家将建立和实施可再生能源配额制，即按各地电力消费总量来规定可再生能源比例。《可再生能源电力配额管理办法(讨论稿)》2012年5月初已下发各地政府和相关企业，征求意见后即出台最终方案，《讨论稿》要求，对于总装机容量超过500万千瓦的发电企业，可再生能源发电占自身发电比例要达到11%，下一步国家发改委将把配额下发至各省份。
完善新能源价格补贴机制。《可再生能源发展“十二五”规划》提出，要通过市场竞争的机制，完善可再生能源产品的政策补贴机制，鼓励可再生能源发电企业与用电户的直接交易，全面落实完善可再生能源发电补贴政策及可再生能源集中供热、供气和液体燃料的价格及服务收费标准。
第二，新能源发电技术逐渐成熟。“十一五”期间，中国风电[0.20 1.00%]产业在机组适合中国低风速、低温、高海拔等特殊环境条件方面进行了大量的创新，兆瓦级风机、海上风机等科技难关被相继攻克，大容量机组开发方面已实现了与世界同步，关键零部件基本实现国产化，风电设备供应链日趋完善。科技部发布的《国家“十二五”科学和技术发展规划》指出：“十二五”期间，我国将重点发展5兆瓦以上风电机组整机及关键部件设计、核心装备部件制造、并网、电网调度等关键技术，形成从风况分析到风电机组、风电场、风电并网技术的系统布局，推动近海和陆上风力发电产业技术达到世界先进水平。光伏行业在硅锭制造技术、冶金级多晶硅、高效能电池片、SE、ESE、MWT等方面的技术已达国际先进水平。多晶硅生产技术持续进步，2012年，我国万吨级多晶硅生产线将投产，低能耗还原、冷氢化、高效提纯等关键技术环节进一步提高，副产物综合利用率进一步增强，先进企业的综合电耗将达到80千瓦时/千克、生产成本达到19美元/千克的国际先进水平。我国百万千瓦级压水堆核电站关键设备的设计制造已基本立足国内，通过大规模的技术改造，我国形成了世界一流的核电装备研发制造基地，可为未来二十年我国核电发展提供可靠的设备保障。国家能源局积极打造国家级研发平台，分两批设置了十个国家级核电研发中心，目前我们已全面掌握二代改进型压水堆核电技术，并实现了批量化、系列化发展，AP1000三代压水堆技术引进、消化吸收和示范工程建设稳步推进。
第三，原材料及设备制造成本将持续下降。作为新能源中技术最成熟、最具规模开发和商业化发展前景的发电方式，目前风能发电的技术已经较成熟，国内风电机组普遍采用当今世界主流技术，世界领先的3MW机和海上风电项目均在国内落户，同时风电市场化运作机制不仅吸引了大量资本进入风机制造领域，也使得风机厂商在技术、质量和成本控制上实现充分竞争，推动国内风电技术和管理水平快速提高，由于竞争激烈，风电整机价格大幅下滑，整机价格从2008年的6500元/千瓦，降到2009年的5400元/千瓦，再到2010年跌破4000元/千瓦，直至如今的低于3500元/千瓦，较三年前几乎腰斩。当前光伏组件价格大幅下降，2012年太阳能电池生产成本将进一步下降，多晶硅、硅片、电池片和组件环节加工成本分别有望降至19美元/千克、0.18美元/瓦、0.18美元/瓦和0.25美元/瓦，届时垂直一体化企业的组件成本将达到0.73美元/瓦，同比将下降27%。在降低成本的同时提高产品质量，部分企业已经做出10年的产品做工保证，产品性能保修期延长至25年，并保证组件功率输出在首次使用后每年的衰减在0.7%以下。随着薄膜电池的发展，光电发电成本会越来越低。欧美国家预计，15年至20年之后光伏发电成本将接近煤电成本，有望实现平价上网。
第四，国产化率和产业自给能力迅速提高。目前国内在运风力发电机组(不包括台湾地区)中，国产机组的市场份额已超过85%。随着国内风电市场的发展，国内有10余家风电设备制造企业实现了规模化生产，华锐、金风等7家制造企业已经跻身世界风电设备制造15强，其中华锐风电[6.05 -1.14% 股吧 研报]已经跃居世界第二。风电设备的国产化，带动了国内风电技术水平和运营质量的快速提升。目前国产单晶炉、多晶硅铸锭炉、开方机等设备逐步进入产业化，占据国内较大市场份额。晶硅太阳能电池专用设备除全自动印刷机和切割设备外基本实现了本土化并具备生产线“交钥匙”的能力。硅基薄膜电池生产设备初步形成小尺寸整线生产能力。多晶硅有望彻底摆脱依赖进口的局面，预计2012年我国投产的多晶硅企业将达到60家以上，产能超过16万吨，产量达到13万吨，可满足国内80%以上市场需求，形成约占世界市场40%的良好态势，多晶硅自给能力的迅速提高，将对我国光伏产业保持全球竞争优势提供有力支撑。
第五，新能源“并网难”瓶颈将逐步缓解。我国新能源资源大多位于“三北”地区，与负荷中心呈逆向分布，随着新能源装机规模连续数年翻番增长，“并网难”问题日益突出。解决“并网难”有三条路径：一是将新能源开发模式从原来的“集中开发”改为“分散式开发”，实现新能源的就近、就地利用；二是加强以特高压为骨干网架的坚强智能电网建设，实现新能源大规模开发、远距离输送和大范围消纳。三是通过建立后备能源的手段，比如将风电和具有储能优势的太阳能光热发电相结合，以避免电源的间歇性和随机性的问题。目前，国家正在以上三方面积极采取措施，解决新能源“并网难”问题。《国家“十二五”科学和技术发展规划》把风电并网列入“十二五”重点发展技术范畴。国家电网公司表示，将加快特高压电网建设，以扩大风电消纳范围，实现风电的大规模开发、远距离输送。国家能源局有关负责人表示：“总结风电发展经验，未来我国将不再一味发展大型风电基地，也鼓励分散式开发”。可以预计，随着这些规划和政策措施的逐步落实，困扰我国新能源发展的“并网难”瓶颈将逐步得以缓解。
四、多措并举进一步降低新能源电力成本
我国新能源产业要实现快速健康发展，加速市场扩张，进一步降低发电成本、提升市场竞争力是关键，这一方面需要国家政策的多方面扶持；另一方面，企业也应当通过加大关键技术研发力度来提高效率、降低成本。
完善政策补贴机制，提高新能源市场竞争力。目前新能源尚不具备市场竞争力，需要政策扶持才能生存发展，对新能源产业进行补贴是国际通行做法。新能源补贴政策的初衷在于降低发电成本、促进产业发展，补贴过高不利于新能源技术进步，而补贴过低则将挫伤投资者信心，不利于产业发展。因此，补贴标准必须适中，并应随新能源技术进步而动态调整，不断降低补贴幅度。补贴政策的实施，主要通过实行新能源上网电价招标的形式进行，以确保获得补贴的企业是最有竞争力的，促进优势企业提高市场份额，加大技术创新投入，为进一步降低成本创造条件。
加速技术进步，降低新能源发电成本。技术落后直接造成了价格无法下降、竞争力弱，从而制约了新能源产业市场的发展。应加大资金、人员方面的投入，加强产学研结合，支持关键共性技术研发，全面提升本土化新能源设备技术水平，以科技攻关或其他方式使有关企业在技术、设备、工艺等方面巩固或达到领先地位，力争在新能源核心技术领域取得重大进展，提升新能源发电系统的整体实力，通过技术进步不断提高效率、降低成本，把成本下降到可以商业化发电，平价上网，走到老百姓家中。
倡导“分散式”开发，降低新能源输配成本。分散式开发是指不通过变电站，直接将新能源电力升压后接入农网和低压电压。相比大规模集中开发，分散式开发可以降低新能源电力的远距离输送、变压、线损成本，分散电网的事故风险并缓解消纳瓶颈，适合电网结构好、土地面积有限的地区。目前，分散式开发已经在欧洲形成一定规模，但是我国仅在内蒙古有两台示范机组，潜力巨大。应支持资源不太丰富的地区，发展低风速风电场。推出新能源分布式开发的试点，实现部分新能源的就地开发和消纳，从而形成分散式开发与原有大规模基地开发“两条腿”走路的格局。
出台调峰用后备电源补偿政策，促进新能源并网和消纳。面对新能源的并网难题，可以通过建立后备能源的手段，比如将风电和具有储能优势的太阳能光热发电、抽水储能电站相结合，以避免电源的间歇性和随机性的问题。但当前电价的确定和电力调度的规则，没有充分体现电网安全运行过程中能发挥不同作用电力装机的价值，如调峰、备用等设备，其价值通过电网企业的电力调度间接实现，为给新能源发电出让发电小时数，降低了其他备用发电机组的出力，减少了自身的收益，国家应尽快研究出台合理的利益补偿机制，提高相关企业的积极性。
课题组负责人：范剑平
执笔：朱敏
一、加速扩大新能源国内市场应用规模势在必行
近几年，我国许多新能源设备主要依赖国际市场，国内市场需求非常有限，产业发展严重受制于人。例如，我国光伏电池产量的90%以上用于出口，国内光伏装机需求很低。随着近期世界经济的持续低迷及欧债危机蔓延，许多传统需求大国大幅削减新能源补贴，并对我国新能源产品实行制裁，贸易摩擦不断升级。同时，我国碳减排压力日趋加大，新能源产品产能过剩风险日益上升，在这种情况下，如果不加快开发国内市场，国内新能源产业将面临严重危机，减排任务也将难以完成。
第一，扩大新能源国内市场是能源结构转型的需要。近年来，随着我国经济的快速发展，能源消费也快速增长，总量不断扩大，以煤为主的能源消费结构使得碳排放居高不下，环境污染日益严重，资源约束日趋增强，能源安全风险凸显，传统的能源消费模式亟待转型。目前我国能源消费总量已占全球的18%，而且增速较快，2010年全球能源消费的增速为2%，而中国“十一五”期间的年均增速达5.9%。在“金砖五国”中，中国的能源消费和碳排放均高居榜首，其中能源消费量是排名第二的印度的3倍多，二氧化碳排放则是印度的4倍多。
包括风电、核电、太阳能、生物质能等在内的新能源，具有绿色、低碳、无污染、可再生的特性。大规模开发利用新能源，提升新能源比重，可有效弥补传统能源消费模式的缺陷，促进能源结构转型，实现经济的低碳和可持续发展。为此，中央提出了提高非化石能源比重和碳减排“两个目标”。从目前我国新能源发展状况看，与中央提出的目标差距巨大，亟须加速开发新能源国内市场，才能实现中央对能源结构转型的要求。截至2010年，我国累计光伏装机量800MW，占总装机容量的比重只有0.08%，几乎不值一提。风电和核电装机比重稍高，但国内市场开发程度也非常有限，截至2010年底，我国核电装机容量为1082.4万千瓦，风电并网运行容量为2957.55万千瓦，分别占总装机容量的1.12%和3.06%，装机比重远远低于欧美等发达国家。
第二，扩大新能源国内市场是保障产业安全的需要。新能源产业过高的外向度，不利于保障产业安全，国际市场稍有风吹草动，都对国内相关产业产生较大冲击。从目前情况看，未来国际市场需求前景不容乐观，企业扩大海外市场难度越来越大。
传统需求大国经济状况不佳，市场急速萎缩。我国光伏产业的主要出口市场在欧洲，由于欧债危机不断恶化，许多国家政府对新能源的财政支持力度不断减弱，给这个尚需政府大力扶持的新兴产业带来很大困难。德国2011年1-5月份光伏装机量比上年同期下滑37.4%，欧洲光伏组件需求急剧降低，价格跌幅超过50%。
全球经济低迷导致贸易保护主义升级。今年5月17日，美国商务部裁定对进口中国光伏电池及组件征收31.14%-249.96%不等的临时反倾销税；意大利通过补贴鼓励采购欧盟国家生产的光伏产品；印度和加拿大安大略省也规定光伏项目必须采购一定比例的当地产品。
国内企业可能向外转移产能。如果我国应对美国的贸易诉讼不力，来自美国的订单将会有较大的税率风险，对美光伏产品出口可能会萎缩，如果欧盟跟进，情况更甚。在这种情况下，国内光伏产业将向东南亚等地区转移，以规避贸易风险。
第三，扩大新能源国内市场是解决产能过剩的需要。2006年至今，在国家政策和市场热情的双重刺激下，我国新能源产业投资一直居高不下，部分产品已经出现产能过剩苗头。据不完全统计，全国156家电池组件企业2011年的太阳能电池产能已超过35GW，预计2012年产能在40GW以上，产量将超过24GW。2011年全球光伏装机量仅21GW，据欧洲光伏工业协会预测，受欧美债务危机和欧洲光伏补贴持续下调影响，预计2012年全球光伏市场增速放缓，全年装机量约24GW。当前我国的产能已可满足全球未来2-3年光伏市场需求，需求增长速度远不能跟上产能扩张的步伐。
截至2011年底，全国多晶硅产能已超过22万吨/年，而2012年世界预计需求不到10万吨。十二五期间，我国地方政府规划建设千亿光伏产业园区就达到20个，规划产值达到2万亿元，而据EPIA预计，2015年全球光伏装机约为45GW，按8元/瓦计，全球市场安装需求也仅为3600亿元。目前国内年均新增风电装机大约1500万千瓦左右，但产能已经超过3500万千瓦。在国内新能源设备供过于求、外需萎靡不振的形势下，加速启动国内市场已成为新能源行业解决产能过剩问题的良策。
二、发电成本过高是制约新能源市场扩张的关键因素
新能源市场应用不足、比重偏低的原因是多种多样的，包括新能源波动性和随机性大、并网难、成本高、政策不完善、技术尚未完全成熟等等，然而，应当看到，在制约新能源发展的诸多因素中，发电成本过高是一个关键性瓶颈制约因素。
首先，质量安全问题频发严重影响新能源市场需求。由于风电、光伏等新能源呈现随机性、间歇性和波动性的特点，与水电、火电等常规电源相比，目前还没有办法像常规电源一样对其进行计划安排和控制，大规模接入电网可能会产生谐波、逆流、网压过高等问题，对电网安全稳定运行带来新的问题和挑战，主要体现在：电网调峰调频压力增大、电压控制难度提高、电网安全稳定运行风险增加等。近期，甘肃酒泉、甘肃瓜州与河北张家口等地接连发生风电机组脱网事故。如2011年2月，发生在酒泉的一起“脱网”事故，导致附近16个风电场的598台风电机组脱网，损失出力84万千瓦，占事故前酒泉地区风电出力的54.4%。我国新能源整机制造企业和零部件制造企业产品质量控制手段较低，产品批量投产后，性能不够稳定，几乎所有整机制造企业的产品在试运行阶段和交付业主后均出现过质量问题。已安装运行的风电场，大部分采用的是非常简单的监测手段，自动监测的范围小，监测的指标简单，缺乏对信号的自动分析，大多依赖于人工巡检和故障后处理。
其次，“并网难”使得新能源市场扩张阻力增大。按照“建设大基地、融入大电网”的规划布局，我国规划在内蒙古、甘肃、河北、吉林、新疆、江苏等省区建设八个千万千瓦级风电基地。这些风电基地所在地区大多负荷较低，电网规模小，无法就地消纳，需要依托更高电压等级、大规模远距离输送，这就要求配套建设输变电设施，投资非常巨大。为了远距离输送风电光电，需要层层升高电压，配套新建从10千伏至750千伏之间各个电压等级全套输变电设施，才能将风电光电输送到上千公里甚至数千公里以外去使用。加之长距离线损和层层变损对输电经济性影响颇大，过网费进一步降低了经济竞争力。而我国电网建设现状与风电等新能源大规模发展的形势不相适应，主网架不强，跨地区输送存在制约，导致新能源发展出现了“并网难”、设备利用小时下降、能源浪费等问题。北方风电集中开发地区大都遭遇较严重的弃风限电问题，大部分风机在夜间低谷期弃风停运，东北一些地区冬季弃风限电比例已近50%；西北主要风场因数次脱网事故，目前限电竟高达70%-80%，风能资源最好的一些地区，设备年利用小时数还不到1400。2011年，并网风电发电量尽管同比增长48.16%，但设备利用小时数却比上年降低144小时，全国范围内平均风电弃风电量占比达20%，直接经济损失达近百亿元。太阳能也出现因无法并网而不得不“弃光”的苗头，2011年光伏发电的设备利用率也较上年有所下降，年利用小时数仅1700左右。
最后，发电成本过高是制约新能源市场扩张的关键因素。在市场经济条件下，企业和用户天然具有选择低价能源的倾向，如果具有绿色、低碳、无污染等环保优势的新能源成本能降到和传统能源不相上下，必将推动国家发改委和能源局对其的重视程度，在电网建设、补贴政策、上网电价的实际落实上会有很大进步，并网难问题也将逐步解决。
尽管与前几年相比，我国新能源成本已经大幅下降，然而在不考虑常规能源外部环境成本的情况下，除太阳能热水器外，绝大多数新能源电力成本仍然大大高于常规电力，缺乏市场竞争优势，如果国家不出台强有力的支持政策，新能源市场很难迅速扩大。目前我国光伏发电成本已降至1.1元/千瓦时，预计到2015年将下降到0.8元/千瓦时；目前1兆瓦的光热电站每千瓦时发电成本约为2元，10兆瓦的约为1.5元，50兆瓦可降至1.2元左右。其余新能源电力中，风电平均成本在0.5-0.65元/千瓦时，生物质发电成本在0.4-1元/千瓦时，核电成本在0.45元/千瓦时左右。而目前我国火电上网标杆电价一般在0.4元/千瓦时左右，价格最高的广东火电也只有0.5元左右，而水电上网电价还不到0.4元/千瓦时。可见，除了核电外，其余新能源发电成本均明显高于传统电源，并且还存在波动性大、出力不稳定、并网难等缺点，使得在调峰调频方面需要较多的其他电力来平衡，如抽水蓄能、燃气燃油电站配套等，这将给电网的调度增加负担，间接抬高了成本。
三、新能源发电成本有望逐渐接近传统化石能源
从新能源发电成本变化趋势看，尽管由于技术尚未完全成熟、关键设备仍需要依靠进口、设备利用小时低、配套政策不完善等因素的影响，新能源发电成本在短期内还没有大幅下降的可能，在与传统能源的竞争中暂时处于劣势。另一方面我们应当看到，中国在发展新能源方面有着自己的优势，随着技术的进步、规模的扩大、供应链的完善和政策扶持力度的进一步加大，为新能源的规模化、商业化、产业化发展铺平了道路。尤其是考虑到煤炭、石油、天然气等传统能源价格上涨因素及环保成本，预计再过5-10年，部分新能源电力成本将接近传统化石能源，市场竞争优势将逐步显现。
第一，“十二五”期间政策扶持力度将进一步加大。
制定切实可行的发展目标。《可再生能源发展“十二五”规划》提出，至2015年底，并网风电累计装机容量要达到1亿千瓦，年发电量要达到1900亿千瓦时。光伏发电装机要达到1400万千瓦，光热发电装机100万千瓦，太阳能热水器推广面积要达到4亿平方米。政策上还首次提出地热能、潮汐能和海洋能的发展目标。
进一步加大资金投入规模。即将出台的《新兴能源产业发展规划》在具体实施路径、发展规模以及重大政策举措等方面，对新能源的开发利用和传统能源的升级变革进行了部署，预计规划期累计直接增加投资5万亿元，每年增加产值1.5万亿元。
研究推出可再生能源配额制。“十二五”期间，国家将建立和实施可再生能源配额制，即按各地电力消费总量来规定可再生能源比例。《可再生能源电力配额管理办法(讨论稿)》2012年5月初已下发各地政府和相关企业，征求意见后即出台最终方案，《讨论稿》要求，对于总装机容量超过500万千瓦的发电企业，可再生能源发电占自身发电比例要达到11%，下一步国家发改委将把配额下发至各省份。
完善新能源价格补贴机制。《可再生能源发展“十二五”规划》提出，要通过市场竞争的机制，完善可再生能源产品的政策补贴机制，鼓励可再生能源发电企业与用电户的直接交易，全面落实完善可再生能源发电补贴政策及可再生能源集中供热、供气和液体燃料的价格及服务收费标准。
第二，新能源发电技术逐渐成熟。“十一五”期间，中国风电[0.20 1.00%]产业在机组适合中国低风速、低温、高海拔等特殊环境条件方面进行了大量的创新，兆瓦级风机、海上风机等科技难关被相继攻克，大容量机组开发方面已实现了与世界同步，关键零部件基本实现国产化，风电设备供应链日趋完善。科技部发布的《国家“十二五”科学和技术发展规划》指出：“十二五”期间，我国将重点发展5兆瓦以上风电机组整机及关键部件设计、核心装备部件制造、并网、电网调度等关键技术，形成从风况分析到风电机组、风电场、风电并网技术的系统布局，推动近海和陆上风力发电产业技术达到世界先进水平。光伏行业在硅锭制造技术、冶金级多晶硅、高效能电池片、SE、ESE、MWT等方面的技术已达国际先进水平。多晶硅生产技术持续进步，2012年，我国万吨级多晶硅生产线将投产，低能耗还原、冷氢化、高效提纯等关键技术环节进一步提高，副产物综合利用率进一步增强，先进企业的综合电耗将达到80千瓦时/千克、生产成本达到19美元/千克的国际先进水平。我国百万千瓦级压水堆核电站关键设备的设计制造已基本立足国内，通过大规模的技术改造，我国形成了世界一流的核电装备研发制造基地，可为未来二十年我国核电发展提供可靠的设备保障。国家能源局积极打造国家级研发平台，分两批设置了十个国家级核电研发中心，目前我们已全面掌握二代改进型压水堆核电技术，并实现了批量化、系列化发展，AP1000三代压水堆技术引进、消化吸收和示范工程建设稳步推进。
第三，原材料及设备制造成本将持续下降。作为新能源中技术最成熟、最具规模开发和商业化发展前景的发电方式，目前风能发电的技术已经较成熟，国内风电机组普遍采用当今世界主流技术，世界领先的3MW机和海上风电项目均在国内落户，同时风电市场化运作机制不仅吸引了大量资本进入风机制造领域，也使得风机厂商在技术、质量和成本控制上实现充分竞争，推动国内风电技术和管理水平快速提高，由于竞争激烈，风电整机价格大幅下滑，整机价格从2008年的6500元/千瓦，降到2009年的5400元/千瓦，再到2010年跌破4000元/千瓦，直至如今的低于3500元/千瓦，较三年前几乎腰斩。当前光伏组件价格大幅下降，2012年太阳能电池生产成本将进一步下降，多晶硅、硅片、电池片和组件环节加工成本分别有望降至19美元/千克、0.18美元/瓦、0.18美元/瓦和0.25美元/瓦，届时垂直一体化企业的组件成本将达到0.73美元/瓦，同比将下降27%。在降低成本的同时提高产品质量，部分企业已经做出10年的产品做工保证，产品性能保修期延长至25年，并保证组件功率输出在首次使用后每年的衰减在0.7%以下。随着薄膜电池的发展，光电发电成本会越来越低。欧美国家预计，15年至20年之后光伏发电成本将接近煤电成本，有望实现平价上网。
第四，国产化率和产业自给能力迅速提高。目前国内在运风力发电机组(不包括台湾地区)中，国产机组的市场份额已超过85%。随着国内风电市场的发展，国内有10余家风电设备制造企业实现了规模化生产，华锐、金风等7家制造企业已经跻身世界风电设备制造15强，其中华锐风电[6.05 -1.14% 股吧 研报]已经跃居世界第二。风电设备的国产化，带动了国内风电技术水平和运营质量的快速提升。目前国产单晶炉、多晶硅铸锭炉、开方机等设备逐步进入产业化，占据国内较大市场份额。晶硅太阳能电池专用设备除全自动印刷机和切割设备外基本实现了本土化并具备生产线“交钥匙”的能力。硅基薄膜电池生产设备初步形成小尺寸整线生产能力。多晶硅有望彻底摆脱依赖进口的局面，预计2012年我国投产的多晶硅企业将达到60家以上，产能超过16万吨，产量达到13万吨，可满足国内80%以上市场需求，形成约占世界市场40%的良好态势，多晶硅自给能力的迅速提高，将对我国光伏产业保持全球竞争优势提供有力支撑。
第五，新能源“并网难”瓶颈将逐步缓解。我国新能源资源大多位于“三北”地区，与负荷中心呈逆向分布，随着新能源装机规模连续数年翻番增长，“并网难”问题日益突出。解决“并网难”有三条路径：一是将新能源开发模式从原来的“集中开发”改为“分散式开发”，实现新能源的就近、就地利用；二是加强以特高压为骨干网架的坚强智能电网建设，实现新能源大规模开发、远距离输送和大范围消纳。三是通过建立后备能源的手段，比如将风电和具有储能优势的太阳能光热发电相结合，以避免电源的间歇性和随机性的问题。目前，国家正在以上三方面积极采取措施，解决新能源“并网难”问题。《国家“十二五”科学和技术发展规划》把风电并网列入“十二五”重点发展技术范畴。国家电网公司表示，将加快特高压电网建设，以扩大风电消纳范围，实现风电的大规模开发、远距离输送。国家能源局有关负责人表示：“总结风电发展经验，未来我国将不再一味发展大型风电基地，也鼓励分散式开发”。可以预计，随着这些规划和政策措施的逐步落实，困扰我国新能源发展的“并网难”瓶颈将逐步得以缓解。
四、多措并举进一步降低新能源电力成本
我国新能源产业要实现快速健康发展，加速市场扩张，进一步降低发电成本、提升市场竞争力是关键，这一方面需要国家政策的多方面扶持；另一方面，企业也应当通过加大关键技术研发力度来提高效率、降低成本。
完善政策补贴机制，提高新能源市场竞争力。目前新能源尚不具备市场竞争力，需要政策扶持才能生存发展，对新能源产业进行补贴是国际通行做法。新能源补贴政策的初衷在于降低发电成本、促进产业发展，补贴过高不利于新能源技术进步，而补贴过低则将挫伤投资者信心，不利于产业发展。因此，补贴标准必须适中，并应随新能源技术进步而动态调整，不断降低补贴幅度。补贴政策的实施，主要通过实行新能源上网电价招标的形式进行，以确保获得补贴的企业是最有竞争力的，促进优势企业提高市场份额，加大技术创新投入，为进一步降低成本创造条件。
加速技术进步，降低新能源发电成本。技术落后直接造成了价格无法下降、竞争力弱，从而制约了新能源产业市场的发展。应加大资金、人员方面的投入，加强产学研结合，支持关键共性技术研发，全面提升本土化新能源设备技术水平，以科技攻关或其他方式使有关企业在技术、设备、工艺等方面巩固或达到领先地位，力争在新能源核心技术领域取得重大进展，提升新能源发电系统的整体实力，通过技术进步不断提高效率、降低成本，把成本下降到可以商业化发电，平价上网，走到老百姓家中。
倡导“分散式”开发，降低新能源输配成本。分散式开发是指不通过变电站，直接将新能源电力升压后接入农网和低压电压。相比大规模集中开发，分散式开发可以降低新能源电力的远距离输送、变压、线损成本，分散电网的事故风险并缓解消纳瓶颈，适合电网结构好、土地面积有限的地区。目前，分散式开发已经在欧洲形成一定规模，但是我国仅在内蒙古有两台示范机组，潜力巨大。应支持资源不太丰富的地区，发展低风速风电场。推出新能源分布式开发的试点，实现部分新能源的就地开发和消纳，从而形成分散式开发与原有大规模基地开发“两条腿”走路的格局。
出台调峰用后备电源补偿政策，促进新能源并网和消纳。面对新能源的并网难题，可以通过建立后备能源的手段，比如将风电和具有储能优势的太阳能光热发电、抽水储能电站相结合，以避免电源的间歇性和随机性的问题。但当前电价的确定和电力调度的规则，没有充分体现电网安全运行过程中能发挥不同作用电力装机的价值，如调峰、备用等设备，其价值通过电网企业的电力调度间接实现，为给新能源发电出让发电小时数，降低了其他备用发电机组的出力，减少了自身的收益，国家应尽快研究出台合理的利益补偿机制，提高相关企业的积极性。
课题组负责人：范剑平
执笔：朱敏
