世界自然基金會（WWF）：中國綠色電力消費能力提升專題研究報告[44頁].pdf

1、中國綠色電力消費能力 提升專題研究報告 推動政策改進 完善市場交易 打造綠色電力消費聯盟 關于中國綠色電力消費能力提升專題研究報告 守護青山綠水是我們共同的執念。在數千年能源品種的 迭代下，清潔能源以其獨有魅力走向前臺，成為推動人類文 明發展進步的驅動力。在政策支持與投資驅動下，中國新能 源產業經過十余年規?；l展，已是重要的戰略資源。國內 新能源產業的崛起，不斷為全球能源治理貢獻著中國智慧。 2019 年底，中國以風光為主的新能源裝機合計超過 4 億千瓦， 貢獻綠色電力 6300 億千瓦時。瑕瑜互見，中國新能源同時面 臨并網消納能力不足、市場交易機制欠缺、綠證交易落地難等 問題，綠電消費水平

2、提升受到諸多內外因素制約。本報告系統 研究中國新能源發展歷程、電改下的新機遇、發展瓶頸，借鑒 國際經驗，并從改進新能源政策、優化綠電市場交易路徑、提 高綠電消費理念等三個方面提出相關建議，推動中國綠色電力 消費能力提升。 關于世界自然基金會 (WWF) 世界自然基金會 (WWF) 是在全球享有盛譽的、最大的獨 立性非政府環保組織之一。自 1961 年在瑞士成立以來，已經 在全世界擁有 500 多萬的支持者和一個在 100 多個國家和 地 區活躍著的全球網絡。從本土到全球，WWF 用基于科學的獨 特工作方式，提供滿足人 與自然需求的創新解決方案。WWF 的使命是遏止地球自然環境的惡化，創造人類與

3、自然 和諧相處 的美好未來。 關于 WWF 企業可再生能源應用倡議 2019 年 , WWF 中國基于全球網絡的成功經驗發起了企業 可再生能源應用倡議，目標是大幅度提升中國企業投資、采購、 應用綠 色電力的比例，并基于該項目形成了中國可再生能源買 家聯盟。倡 議將通過建立囊括電力需求方、電力供給方、電網 等多個利益相關 方在內的社群，了解可再生能源應用面臨的機 遇與挑戰，并通過工 作坊、研究、報告等方式傳遞企業需求， 倡導綠色電力更廣泛的政 策支持及應用。買家聯盟亦將發揮其 作用，促進可再生能源采購成 本的降低，形成公平、公開、公 正且有利于可再生能源大規模應用 的市場環境，并開展相應市 場基

4、礎設施的建設和研究。 關于領航智庫研究中心 北京領航智庫專注于能源行業研究十余年，依托豐富的產 業和專家資源開展研究咨詢、投融資服務。智庫研究團隊具有 金融、能源、財會專業背景，傾力為能源企業、機構投資決策 服務。 版權信息 版權所有 : 世界自然基金會 ( 瑞士 ) 北京代表處 主編 : 領航智庫研究中心、世界自然基金會 ( 瑞士 ) 北京代表處 撰寫 : 王秀強、吳越、王佳麗 校對 : 王筱汐、冀婉怡 1 報告摘要 能源政策是國內新能源產業的崛起主要驅動力。 “十一五” 以來，我國以風光為主的新能源產業實現了從小到大、由 弱到強的跨越式發展，風電、光伏、生物質裝機規模已位 居全球首位，風電

5、成為國內僅次于火電和水電的第三大主 力電源。在政策的引導下，我國風電從標桿上網電價時代 向平價上網時代轉變；未來光伏發展基調已定， 即擺脫補貼、 平價上網；我國對生物質發電的管理轉向宏觀規劃，審批 權進一步下放。 新一輪電力體制改革為新能源行業并網消納創造制度紅利。 新電改按照 “管住中間、 放開兩頭” 的體制架構， 明確了 “三 放開、一獨立、三強化”的總體思路，并建立新能源優先 并網消納、鼓勵新能源參與市場交易、創新隔墻售電交易 機制，為新能源消納創造了制度紅利。 國內綠電消費能力提升面臨多重挑戰。新能源市場消費規 模提升面臨調峰能力不足、輔助服務機制不健全、售電市 場不成熟、綠色交易證書

6、機制不完善、綠色電力消費理念 相對滯后等問題。 電力市場化交易是新能源電站提高發電資產利用效率的主 要方式。在電力市場不斷完善的過程中，新國內新能源區 域內、跨區交易，以及新能源發電權交易、電力現貨、中 長期交易等市場不斷完善，提高了新能源在終端消費市場 的占有率，目前新能源市場交易的比例逐年增加。 可再生能源配額是提高綠電消費的主要措施。借鑒美國、 及英國、日本、澳大利亞、印度等 20 多個國家經驗，配額 制是促進新能源發展主要政策，同期輔之以綠色證書交易 制度，發揮市場在綠電消費中的作用。 電力用戶可以通過建立綠色電力消費聯盟參與市場交易。 在電力市場交易中，存在用戶和發電交易信息不暢、渠

7、道 不暢通等問題，電力用戶可以探索建立綠色電力消費聯盟 方式，有效參與市場競爭，提高綠色電力消費比例。 相關建議：從政策改進、市場交易、用戶消費方式等三個 方面提高綠色電力消費能力，這包括完善新能源補貼退出 節奏、優先新能源并網消納、提高用戶綠色電力消費認知、 改進電網調度方式、組建綠色電力消費聯盟等措施。 2中國綠色電力消費能力提升專題研究報告 一、國內新能源產業十年發展及政策演變 （一）國內風電正步入第三個成長周期 （二）技術進步驅動國內光伏產業大發展 （三）政策引領下國內生物質發電行業引領全球 二、新一輪電力體制改革背景下綠電消納契機 （一）新一輪電力體制改革政策內涵 （二）電力體制改革

8、下新能源并網消納機制創新 三、國內新能源電力市場交易現狀和機遇 （一）國內電力市場化改革現狀 （二）新能源電力市場交易現狀和新機遇 四、綠電消費能力提升面臨八個方面障礙 （一）綠電波動性及價格劣勢 （二）電力系統調峰能力不足制約新能源消納 （三）綠色電力市場交易制度缺失 （四）跨省跨區電力交易障礙 （五）配售電市場成熟度低 （六）輔助服務機制缺失 （七）電力需求側管理制度不健全 （八）新能源配額制及綠證落地難 （九）綠電消費觀念相對滯后 （十）政府激勵和懲罰機制不足 五、國外綠電交易機制和案例 （一）美國綠色電力市場形成強制、自愿交易兩個市場 （二）歐盟綠色電力消納與機制 5 5 8 10 1

9、2 12 15 16 16 19 21 21 22 22 22 23 23 23 24 25 25 26 26 28 報告目錄 3 六、綠電消納能力提升解決方案 （一）進一步推動新能源電力市場交易 （二）提高電力需求側管理能力 （三）推動跨省跨區綠電交易 （四）推動配額和綠證交易落地 （五）創新風光儲充一體化模式 （六）加速推進電能替代 （七）創新電力金融解決方案 七、綠電交易的經濟價值及效用 （一）2020 年綠電市場交易預計創造 180 億元經濟價值 （二）綠電交易降低工商業用戶用能成本 （三）綠電交易是可再生能源“配額”考核的重要實現路徑 八、綠電消費能力提升政策建議 （一）完善新能源補

10、貼、配額等政策制度 （二）提高綠色電力市場化交易規模和能力 （三）改變用戶綠色電力消費認知和用能方式 報告目錄 29 29 30 30 30 32 32 32 33 33 34 36 38 38 38 39 4中國綠色電力消費能力提升專題研究報告 圖表 1： 國內風電累計裝機規模不斷創新高 圖表 2： 風電行業經過正進入第三個成長周期 圖表 3： 2006 年開始國家能源管理部門出臺多項風電管理政策 圖表 4： 紅六省風電新增并網裝機占比在 2016-2017 年出現斷崖式下跌 圖表 5： 國內風電標桿上網電價逐年下調 圖表 6： 2017 年國內光伏新增裝機超過 5000 萬千瓦創新高 圖表

11、 7： 中國光伏裝機容量在政策支持下躍居全球第一 圖表 8： 2017 年國內光伏并網裝機規模完成 2020 年目標 圖表 9： 近十年多晶硅出廠價格下幅 90% 圖表 10： 光伏標桿上網電價及度電補貼一路下調 圖表 11： 電價政策是驅動生物質發電裝機規模增長的主要動力 圖表 12： 垃圾發電裝機規模后來居上 圖表 13： 電改 9 號文延續 5 號文目標，但在方針方式上有不同 圖表 14： 新一電改明確“三放開、一獨立、三強化”總體思路 圖表 15： 新電改明確電價、電力市場改革等七大重點任務 圖表 16： 新電改配套政策主要集中于輸配價改、電力市場及售電側改革 圖表 17： 新電改以電

12、力市場建設和電價市場化為核心 圖表 18： 廣州和山西等 8 ?。▍^、市）電力交易中心以股份制形式組建 圖表 19： 國內電力現貨市場建設試點工作不斷推進 圖表 20： 全國增量配電業務改革試點已達 404 個 圖表 21： 河南省增量配電業務改革試點數量居全國之首 圖表 22： 國內輸配電價改革實現省域全覆蓋 圖表 23： 全國電力市場化交易規模突破 2 萬億千瓦時 圖表 24： 2018 年大型發電集團各類電源市場交易情況 圖表 25： 2019 年 1 季度大型發電集團各類電源市場交易情況 圖表 26： 2017-2019 年一季度風電市場交易電價 圖表 27： 2017-2019 年一

13、季度光伏市場交易電價 圖表 28： 青海、云南、寧夏、甘肅風電上網電量市場化率超過 40% 圖表 29： 云南、青海、新疆、甘肅、寧夏光伏上網電量市場化率超過 30% 圖表 30： 風電、光伏、生物質標桿上網價格高于煤電 圖表 31： 西北五省歷年棄風率 圖表 32：西北五省歷年棄光率 圖表 33： 截至 2019 年初江蘇省售電公司主動退市數量居全國首位 圖表 34： 2019 年河北山東等六省區電力供需形勢緊張 圖表 35： 綠證自愿認購不活躍 圖表 36： 光伏綠證交易遇冷 圖表 37： 一般綠色證書交易系統示意圖 圖表 38： 美國已形成強制和自愿交易兩種市場 圖表 39： 配額制主要

14、交易主體包括發電商、配電公司及電力用戶 圖表 40： 美國自愿市場主要采購方式 圖表 41： 美國與歐盟綠證交易機制對比 圖表 42： 河北省風電綠證累計交易量遠超其他?。▍^、市） 圖表 43： 配額制政策發展過程 圖表 44： 2016-2018 年國網和南網電能替代量不斷增加 圖表 45： 從全行業維度測算綠電交易經濟價值 圖表 46： 廣東 2018 年銷售電價構成（元 / 千千瓦時） 圖表 47： 廣東惠州某數據中心綠電交易經濟性測算 5 6 6 7 7 8 9 9 9 10 10 11 12 13 13 14 15 16 17 17 18 18 18 19 19 20 20 20 2

15、0 21 22 22 23 24 24 25 26 26 27 27 28 30 31 32 34 34 35 圖表目錄 5 （一）國內風電正步入第三個 成長周期 2007 年是國內風電規?；l展的起點，風電行業完成兩 個完整成長周期后，正在步入第三個成長周期。當前行業成 長的驅動力風源于：（1）限電改善，“三北”風電大基地開 發解禁；（2）資源費等非技術成本下降，風電工程造價趨于 合理； （3）中東部建設節奏回歸正軌，分散式風電貢獻增量； （4）風電競價、平價在政策調整下風電行業開發進程加速。 回顧國內風電發展的歷程，從國內第一個并網的風電場 開始。1986 年 5 月，我國第一座示范性風電

16、場馬蘭風電場在 山東榮成并網發電，揭開了國內風電發展的大幕。2003 年開 始實施的風電特許權招標政策，為風電的規?；l展奠定了 基礎。 風電作為新能源，在發展伊始對政策的依賴性很強。 “十一五”時期，我國實行“以風電場的規?；ㄔO帶動風 電產業化發展”的指導方針，這一時期的激勵政策包括產業 規劃、上網電價、補貼等。 2006 年 1 月 1 日，中華人民共和國可再生能源法正 式實施，法律規定可再生能源上網電量全額收購，以及在銷 售電價中征收可再生能源電價附加。2007 年我國正式開始征 收可再生能源電價附加，征收標準為 0.2 分 / 千瓦時。 2007 年 8 月，可再生能源中長期發展規劃

17、出臺，將 風電列為六大重點發展領域之一。次年 3 月，可再生能源 發展“十一五”規劃提出以風電場的規?；ㄔO帶動風電 產業化發展。這是國內風電規?；l展的開始。 2009 年 7 月，國家發改委發布關于完善風力發電上 網電價政策的通知，對風電實行固定標桿電價政策。全國 四類風能資源區陸上風電標桿上網電價分別為每千瓦時 0.51 元、0.54 元、0.58 元和 0.61 元。 借助法律和政策的東風，“十一五”時期，我國風電新 增裝機連續五年翻番，2010 年風電累計裝機達 44.7GW，首 次躍居世界第一；當年還啟動了首批海上風電特許權招標， 海上風電元年大幕開啟。 國內新能源產業十年 發展及

18、政策演變 我國重點開發并形成產業的新能源主要包括風能、太陽能、生物質能、地熱能等。 “十一五”以來， 我國以風光為主的新能源產業實現了從小到大、由弱到強的跨越式發展，風電、光伏、生物質裝機規 模已位居全球首位，風電成為國內僅次于火電和水電的第三大主力電源。 回顧我國新能源十年發展歷程，政策對于新能源產業的崛起和高速發展起到了至關重要的推動作 用，是影響產業發展節奏的主要因素。 12 25.81 44.73 62.36 75.32 91.41 114.61 145.36 168.73 188.39 211.39 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 0 50 100

19、 150 200 250 20082009201020112012201320142015201620172018 風電累計裝機（GW） 風電增速（%） 圖表 1：國內風電累計裝機規模不斷創新高資料來源：國家能源局，領航智庫 一、 6中國綠色電力消費能力提升專題研究報告 “十二五”前期，風電開發速度加快。為繞開國家發改 委審批，地方頻繁出現“4.95 萬千瓦”怪象，導致風電電源 和配套建設脫節， 風電上網難、 消納難， 一度被稱為 “垃圾電” 。 2011 年多起大規模風機脫網事故更引發了電網對風電安全性 的擔憂。隨著自 2010 年起全國范圍內棄風限電問題的加劇， 2012 年棄風率高至年度

20、最高點 17.12%，風電裝機增速降至 歷史最低點，行業從高增長步入蕭條期。 為引導風電行業有序發展，國家多次出臺激勵政策，內 容涉及風電并網消納、上網電價、補貼、特高壓建設等方面。 2012 年 6 月，關于加強風電并網和消納工作有關要求的通 知發布，要求保障風電并網和消納。同時，可再生能源電 價附加征收標準在 2012 年和 2013 年兩次上調，用以彌補不 斷增加的補貼資金缺口。 2014 年，國家能源局將跨區電力外送通道作為當年工作 重點之一，下發了關于加快推進大氣污染防治行動計劃 12 條 重點輸電通道建設的通知，特高壓建設全面提速，為新能源 外送和并網消納創造了良好的條件。同期，風

21、電棄風率也明 顯改善，風電行業從發展的低谷重新進入上升通道。 當年，國家發改委明確 2017 年以前（不含 2017 年） 投運的近海風電和潮間帶風電項目上網電價分別為每千瓦時 0.85 元和 0.75 元，并決定自 2015 年 1 月 1 日起下調 I-III 類 資源區風電標桿上網電價。受以上多種因素影響，風電行業 實現了新增裝機在 2013-2015 年連續增長和棄風率在 2013- 2014 年連續下降。 2015 年底，國家發改委決定實行陸上風電上網標桿電價 隨發展規模逐步降低的價格政策，確定 2016 年和 2018 年標 桿電價分別為每千瓦時 0.47 元、0.50 元、0.5

22、4 元、0.60 元， 和 0.44 元、0.47 元、0.51 元、0.58 元，行業迎來搶裝潮。 12 25.81 44.73 62.36 75.32 91.41 114.61 145.36 168.73 188.39 211.39 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 0 50 100 150 200 250 20082009201020112012201320142015201620172018 風電累計裝機（GW） 風電增速（%） 圖表 2：風電行業經過正進入第三個成長周期資料來源：國家能源局，領航智庫 圖表 3：2006 年開始國家能源管理部門出臺多項

23、風電管理政策 資料來源：國家發改委，領航智庫 2007 年 可再生能源法 正式實施 可再生能源電價 附加基金征收 可再生能源中長期 發展規劃出臺 發改委明確 風電標桿電價政策 棄風限電率創下新高 特高壓通道建設 有利于風電并網消納 發改委下調風電電價， 行業搶裝 2015 年 2014 年 2012 年 2006 年 1 月 2009 年 7 月 2007 年 8 月 7 2016 年 12 月，國家發改委再次下調陸上風電標桿上網 電價，明確 2018 年 1 月 1 日之后，一類至四類資源區新核 準建設陸上風電標桿上網電價分別為每千瓦時 0.40 元、0.45 元、0.49 元、0.57 元

24、，海上風電電價不變。 2017 年開始，隨著國內政策對風電支持力度的不斷加碼， 棄風限電不斷改善，風電紅色預警限制逐步解除。國家能源 局于2018年將內蒙古和黑龍江從紅色預警區域調整為橙色， 將寧夏調整為綠色，“紅六省”變成了“紅三省”，為 2019 年風電新增裝機提供了空間。 2018 年，風電產業迎來復蘇，發展滯后的分散式風電開 始重啟，海上風電更是以總裝機容量 445 萬千瓦、在建 647 萬千瓦的成績使我國成為僅次于英國和德國的世界第三大海 上風電國家。 隨著風電規模日益增加，棄風限電情況改善，度電成本 也不斷下降。2018 年，國家能源局下發關于 2018 年度風 電建設管理有關要求

25、的通知，試行風電項目競爭配置指導 方案。這意味著，我國風電從標桿上網電價時代向競爭電價 和平價電價上網時代轉變。 2019 年，國家密集出臺政策，推動風電建設由補貼向競 價、平價上網過渡。4 月 12 日，國家發改委、能源局發文， 積極推進風電無補貼平價上網，鼓勵平價上網項目和低價上 網項目通過綠證交易獲得合理收益補償。5 月 20 日，2019 年第一批 56 個風電平價上網項目發布，裝機 4.51GW。 2019 年 5 月 24 日，國家發改委發文將陸上和海上風電 標桿上網電價改為指導價并逐年下調。通知還規定，自 2021 年起，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再 補貼。風電

26、平價上網已在路上。 總之，從“十一五”到“十三五”時期，國家對風電的 指導方針經歷了從推動風電規?；ㄔO （重點建設風電基地） 到加快開發風電（集中與分散并重），再到全面協調推進風 電開發（大型風電基地 + 分散式 + 海上風電）的變化，風電 發展思路從集中到分散，從內陸到海上，政策導向則是補貼 退坡和風電平價上網。 步入“十三五”時期，經過 2015 年的行業“搶裝”，風 電新增裝機在 2016 年大幅下滑，棄風率也達到年度次高點 17%。國家能源局于 2016 年 7 月研究建立了風電投資監測 預警機制，預警結果為紅色的地區，當年不下達年度開發建 設規模，地方暫緩核準新項目。當年，新疆、甘

27、肅、寧夏、 吉林、黑龍江等五省被核定為紅色預警省份；次年，內蒙古 也被列入紅色預警省份，紅六省新增裝機同比大幅下滑，拖 累了行業增速。 圖表 4：紅六省風電新增并網裝機占比在 2016-2017 年出現斷崖式下跌資料來源：中電聯，領航智庫 圖表 5：國內風電標桿上網電價逐年下調 資料來源：國家發改委，領航智庫 4.49 9.84 19.83 4.81 1.59 4.13 31.00% 49.70% 60.10% 24.90% 10.60% 20.10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 0 5 10 15 20 25 201320142015201620172018

28、 紅六省新增并網裝機（GW） 占比 0.51 0.49 0.47 0.4 0.34 0.29 0.54 0.52 0.5 0.45 0.39 0.34 0.58 0.56 0.54 0.49 0.43 0.38 0.61 0.61 0.6 0.57 0.52 0.47 0.85 0.85 0.85 0.85 0.8 0.75 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 20092015201620182019指導價2020指導價 類資源區 類資源區 類資源區 類資源區 近海 8中國綠色電力消費能力提升專題研究報告 （二）技術進步驅動國內光伏 產業大發展 我國光伏發電經歷了漫

29、長的積累期， 截至2019年9月底， 國內光伏發電累計裝機 1.90 億千瓦。2019 年前三季度，全 國光伏新增裝機 1599 萬千瓦，其中，光伏電站 773 萬千瓦； 分布式光伏 826 萬千瓦；光伏發電 1715 億千瓦時，同比增 長 28.1%。 光伏在國內的探索略早于風電行業。1984 年，第一座離 網光伏電站在甘肅蘭州建成發電，2005 年 8 月，我國第一座 并網光伏電站在西藏羊八井投產發電。 光伏作為新興行業，在起步時得到了政策的大力扶持。 2007 年 8 月，可再生能源中長期發展規劃出臺，將太 陽能列為六大重點發展領域之一，要求加快推進太陽能發電 的產業化發展，并提出了到

30、2020 年太陽能發電總容量達到 1.8GW 的目標。 政策利好使光伏產業出現了前所未有的投資熱潮， 2007 年，我國太陽能電池產量躍升至 1088MW，成為全球 太陽能電池的第一大生產國。然而，當年國內光伏裝機僅有 100MW，加上原材料和產品“兩頭在外”問題嚴重，為行業 發展埋下了巨大隱患。2008 年，在國際金融危機的沖擊下， 我國光伏產業遭遇寒冬，組件出口銳減。對此，我國及時啟 動了國內市場，通過建設大型光伏電站和分布式電站，穩定 和支持光伏行業的發展。 為了推動太陽能發電尤其是分布式光伏電站在國內的應 用和普及，我國于 2009 年 3 月出臺政策，對太陽能光電建 筑應用進行每瓦

31、20 元的補助；7 月又開始實施“金太陽示范 工程”，以事前裝機補貼方式加快分布式發展。這種補貼方 式也為后期騙補埋下伏筆。 2011 年，歐美對我國光伏行業啟動“雙反”政策，光伏 行業頓時陷入寒冬。同時，“金太陽工程”騙補、電站以次 充好等問題頻發。2011 年 7 月，國家發改委首次提出對非招 標太陽能光伏發電項目實行全國統一的標桿上網電價每千瓦 時 1.15 元，擬將事前補貼改為事后補貼。 2013 年，我國決定“金太陽工程”不再進行新增申請 審批，并發布關于促進光伏產業健康發展的若干意見， 對分布式光伏發電實行按照電量補貼的政策。該意見還提 出，2013-2015 年年均新增光伏發電裝

32、機容量 1000 萬千瓦 左右，到 2015 年總裝機容量達到 3500 萬千瓦以上。相較于 “十二五”2100 萬千瓦的目標，增加了 1400 萬千瓦。 2013 年 8 月 , 國家發改委將全國分為三類太陽能資源區， 明確相應的標桿上網電價分別為每千瓦時 0.90 元、0.95 元和 1.0 元 , 并對分布式光伏發電每千瓦時補貼 0.42 元。這意味著， 我國光伏補貼從“金太陽工程”事前補貼正式調整為度電補貼。 9月份,國家又對光伏發電實行了增值稅即征即退50%的政策。 受益于電價及補貼，我國光伏應用市場于 2013 年啟動并 迅速發展，光伏發電呈現東中西部共同發展的格局。2014 年

33、全國光伏新增裝機 1060 萬千瓦。其中，中東部地區新增裝 機容量達 560 萬千瓦，占全國的 53%。 然而伴隨著高裝機而來的，是甘肅、新疆等西北光伏大 省逐漸顯現且愈演愈烈的棄光現象。由于電網建設跟不上光 伏發電大規模建設節奏，并網難、消納難的光伏發電逐漸成 為了“垃圾電”。對此，國家出臺一系列政策，改善棄光限電。 從 2014 年開始，國家多次下調集中式電站上網電價，并 對 “自發自用， 余量上網” 的分布式光伏進行明顯的政策傾斜， 保持 2013-2017 年分布式電站 0.42 元 /kWh 的度電補貼五年 不變。 2015 年底，國家發改委發文決定實行光伏發電上網標桿 電價隨發展規

34、模逐步降低的價格政策，確定 2016 年標桿電 價為每千瓦時0.80元、 0.88元和0.98元， 分別下調0.1元、 0.07 元和 0.02 元。類地區電價的大幅下調引發了一輪以集中式 電站為主的“搶裝潮”。 2016 年 3 月，可再生能源發電全額保障性收購管理辦 法發布，將可再生能源發電電量分為保障性收購電量和市 場交易電量， 明確規定分布式光伏項目暫時不參與市場競爭， 上網電量由電網公司全額收購。這意味著，國家嘗試推動分 布式進入市場化交易。 同年 12 月，國家發改委發文，將 2017 年 1 月 1 日之后 類 - 類資源區新建光伏電站的標桿上網電價分別下調至 每千瓦時 0.65

35、 元、0.75 元、0.85 元，并明確今后光伏標桿 電價根據成本變化情況每年調整一次。 圖表 6：2017 年國內光伏新增裝機超過 5000 萬千瓦創新高資料來源：國家能源局，領航智庫 12.12 8.55 13.74 30.31 33.62 23.3 0.8 2.05 1.39 4.23 19.44 20.96 0 10 20 30 40 50 60 201320142015201620172018 光伏電站新增裝機（GW） 分布式光伏新增裝機（GW） 9 在 多 項 政 策 的促 進 下，2016 年 光 伏 新 增 裝機容量 34.54GW，累計裝機容量 77.42GW，均為全球第一。

36、光伏 發電開始從西北地區向中東部地區轉移，分布式光伏發電裝 機容量發展提速，2016 年新增裝機容量 4.23GW，同比增長 200%。2017 年，光伏發電從西北向中東部轉移的進程加快， 西北五省新增光伏裝機在全國的占比從 2016 年的 28.2% 銳 減至 2017 年的 11.7%。 2017 年在又一輪“630”搶裝潮的帶動下，我國光伏發 電裝機和發電量實現了雙雙增長。當年新增裝機 53GW，累 計裝機 130GW，已提前完成 2020 年 1.1 億千瓦（110GW） 的發展規劃目標。 經過十年發展，光伏組件、系統成本大幅下降，光伏上 網電價已經逐步具備與傳統火電相競爭的能力。但棄

37、光限電 和補貼缺口問題，仍然是制約光伏產業健康可持續發展的重 要因素。為提高發展質量，加快補貼退坡，2018 年 5 月 31 日，國家發改委、財政部、國家能源局聯合印發關于 2018 年光伏發電有關事項的通知（“531”新政），對 2018 年 光伏進行補貼退坡、規模限制。該通知的出臺有助于緩解光 伏補貼缺口和棄光限電等問題，推動光伏產業向高質量發展 轉變，但短時間內也給光伏產業帶來重創。 圖表 7：中國光伏裝機容量在政策支持下躍居全球第一資料來源：國家發改委，領航智庫 圖表 8：2017 年國內光伏并網裝機規模完成 2020 年目標資料來源：國家能源局，領航智庫 圖表 9：近十年多晶硅出廠

38、價格下幅 90% 資料來源：Wind，領航智庫 2007 年 8 月 2008 年 可再生能源 中長期發展規 劃出臺 金融危機下 光伏行業 遭遇寒冬 國家實施 金太陽工程 實施補貼 歐美雙反光伏 再次陷入困境 光伏啟動內需 國務院發文 支持光伏 明確光伏標桿 電價政策 發改委先后調 整上網電價 減少補貼 2016 年2013 年2013 年2011 年2009 年 16.32 23.38 37.12 67.1 100.59 123.84 3.1 4.67 6.06 10.32 29.66 50.61 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 201320142

39、015201620172018 光伏電站累計裝機（GW） 分布式光伏累計裝機（GW） 16.32 23.38 37.12 67.1 100.59 123.84 3.1 4.67 6.06 10.32 29.66 50.61 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 201320142015201620172018 光伏電站累計裝機（GW） 分布式光伏累計裝機（GW） 800.00 700.00 600.00 500.00 400.00 300.00 200.00 100.00 0.00 2010-08-23 2011-08-23 2012-08-23 2013

40、-08-23 2014-08-23 2015-08-23 2016-08-23 2017-08-23 2018-08-23 四川永祥多晶硅出廠價 （含稅， 元/千克）大全新能源多晶硅出廠價 （含稅， 元/千克） 10中國綠色電力消費能力提升專題研究報告 為推動光伏行業健康發展，2018 年 9 月以來，國家密集 發布政策，鼓勵推進光伏發電平價上網，將 5 月 31 日（含） 之前備案開工且 6 月 30 日（含）之前并網的戶用光伏納入 國家補貼，對 2017 年光伏發電領跑基地給予 3 個 150 萬千 瓦建設規模獎勵激勵，提出到 2020 年棄光率低于 5%。 2019 年，國家加大力度推行

41、光伏補貼退坡、平價上網。 4 月 28 日，國家發改委將三類資源區集中式電站標桿上網電 價改為指導價，分別為每千瓦時 0.4 元、0.45 元和 0.55 元。 5 月 20 日，2019 年第一批 168 個光伏發電平價上網項目發 布，裝機容量 14.78GW。5 月 30 日，國家能源局發布關 于 2019 年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知，要 求積極推進平價上網項目建設。在政策的引導下，未來光伏 發展基調已定，即擺脫補貼、平價上網。 （三）政策引領下國內生物質 發電行業引領全球 生物質能與風能、太陽能同屬新能源。生物質發電是生 物質能開發利用的最主要形式，包括農林生物質直燃發電、

42、垃圾發電和沼氣發電三種。2003 年國家先后核準批復河北晉 州、山東單縣和江蘇如東 3 個秸稈發電示范項目，生物質發 電產業開始起步。 我國對生物質發電產業的政策傾斜始于“十一五”初期。 2006 年 1 月，國家發改委印發可再生能源發電價格和費用 分攤管理試行辦法，針對政府定價的生物質發電項目推出 了脫硫燃煤機組標桿上網電價加補貼電價的電價標準，補貼 電價標準為 0.25 元 / 千瓦時，補貼時間為從投產之日起持續 15 年。2008 年 3 月，國家發改委又對秸稈直燃發電項目按 上網電量給予每千瓦時 0.1 元的臨時補貼，促進了生物質發 電產業規模的增長。 2007 年 8 月，可再生能源

43、中長期發展規劃出臺，將 生物質能列為六大重點發展領域之一，要求加快推進生物質 發電的產業化發展，重點發展生物質發電、沼氣、生物質固 體成型燃料和生物液體燃料。 電價與補貼方面，國家發改委于 2010 年 7 月對農林生 物質發電項目實行每千瓦時 0.75 元的統一標桿上網電價，于 2012 年 3 月對垃圾焚燒發電項目執行每千瓦時 0.65 元的統 一標桿電價。同月發布的可再生能源電價附加補助資金管 理暫行辦法將生物質能發電劃進可再生能源電價附加補貼 的范圍內。 “十二五”時期，國家通過規劃產業發展目標推動生物 質發電項目發展。2014 年 3 月，能源行業加強大氣污染防 治工作方案印發，提出

44、重點推動生物質熱電聯產，到 2017 年實現生物質發電裝機 11GW，該目標已順利完成。 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2019 2018（531前） 2018（531后） 1.15 1 1 1 1 0.98 0.85 0.75 0.7 0.55 0.42 0.42 0.42 0.42 0.42 0.37 0.32 0.18 0.1 0.3 0.5 0.7 0.9 1.1 I 類資源區 II 類資源區 III 類資源區 分布式補貼 5.82 8.5 9.4 10.3 12.3 14.8 17.8 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 2

45、012201320142015201620172018 圖表 10：光伏標桿上網電價及度電補貼一路下調資料來源：國家能源局，領航智庫 圖表 11：電價政策是驅動生物質發電裝機規模增長的主要動力 資料來源：國家能源局，領航智庫（單位：GW） 11 2015 年初，國家發改委印發關于加強和規范生物質發 電項目管理有關要求的通知，要求加強和規范生物質發電項 目管理，明確農林生物質發電非供熱項目由省級政府核準，農 林生物質熱電聯產項目和城鎮生活垃圾焚燒發電項目由地方政 府核準，將生物質發電項目審批權下放到了地方。 在政策的引導和扶持下，我國生物質發電項目呈現出快速 發展態勢。然而，受限于單位造價及項目

46、成本較高，生物質發 電產業雖然裝機規模有了大幅提高，但發展得并不像風電和 光伏發電那樣迅猛?！笆濉蹦┢?，生物質發電累計裝機 10.30GW，僅相當于風電的 33%、光伏的 23.9%。其中，農 林生物質直燃發電占據一半份額，約 0.53GW，其次是垃圾焚 燒發電 0.47GW，沼氣發電僅有約 0.3GW。 “十三五”時期，我國對生物質發電的管理轉向宏觀規 劃。2016 年 10 月生物質能發展“十三五”規劃提出， 到 2020 年生物質能基本實現商業化和規?；?，生物質發 電總裝機容量達到 15GW，其中農林生物質直燃發電 7GW， 城鎮生活垃圾焚燒發電 7.5GW，沼氣發電 0.6GW

47、；年發電量 900 億千瓦時。 2017 年 7 月 28 日，生物質發電“十三五”規劃布局方 案明確 2020 年我國生物質發電規?？傆媽⑦_ 23.34GW，比 “十三五”規劃目標 15GW 增加了 55.6%，其中農林生物質 發電 510 個，總規模 13.12GW，垃圾焚燒發電 529 個，總規 模 10.22GW。該方案延續了生物質能“十三五”規劃的思路， 要求大力推進農林生物質熱電聯產。 2017 年 11 月，國家能源局和環境保護部開始開展燃煤耦 合生物質發電技改試點工作，次月，國家發改委和能源局發 布關于促進生物質能供熱發展指導意見的通知，提出到 2020 年生物質熱電聯產裝機容

48、量超過 12GW，到 2035 年超 過 25GW。 同時，審批權進一步下放。2017 年底，國家發改委廢止 了過時的關于生物質發電項目建設管理的通知（發改能源 20101803 號），不再對生物質發電規劃、項目選址和規模 等具體事項逐一進行要求。 在多重因素的利好下，2017 年生物質發電新增裝機 2.74GW，累計裝機達到 14.88GW，同比增長 22.6%；全年發 電量 794 億千瓦時，同比增長 22.7%。生物質發電成為繼風 電、光伏之后的第三大可再生能源產業，裝機占比從 2016 年 的 2.1% 提升到 2.27%，發電量占比從 2016 年的 4.2% 提升 到 4.68%。

49、 2018年， 我國以試點方式推動生物質發電產業發展。 年初， 國家能源局開展“百個城鎮”生物質熱電聯產縣域清潔供熱示 范項目建設，示范項目共 136 個，裝機 3.8GW。6 月，國家 能源局聯合生態環境部，確定了 84 個燃煤耦合生物質發電技 改試點項目，涉及全國 23 個?。▍^、市）。 在政策的引導下，2018 年，我國生物質發電在全國遍地 開花，全國已投產項目 902 個，同比增加 158 個，生物質發 電累計裝機達到 17.81GW，同比增長 20.7%，我國已成為全 球生物質發電裝機第一大國。2019 年上半年，生物質發電裝 機繼續穩步增長，新增裝機 2.14GW，累計裝機 19.95GW， 同比增長 22.1%；發電量 529 億千瓦時，同比增長 21.3%。 產業延續了 2017 年以來的地域集中分布特征，山東、浙江、 江蘇和安徽四個省份牢牢占據生物質裝機排名前四位。 5 5.3 6.5 7 8.1 4