更新理念 创新机制

《可再生能源发展“十三五”规划》提出，到2020年，我国水电将新增装机约达6000万千瓦，新增投资约5000亿元；我国新增风电装机约8000万千瓦，新增投资约7000亿元；我国新增各类太阳能发电装机约7000万千瓦，新增投资约1万亿元。在此基础上，加上生物质发电投资、太阳能热水器、沼气、地热能利用等，我国“十三五”期间可再生能源或将新增投资2.5万亿元。比“十二五”期间增长近39%。这些指标关系到我国2020年能否实现非化石能源占一次能源消费比重15%的战略目标。如何实现这些目标，需要集思广益，群策群力。

一、我国可再生能源应用规模已位居全球首位

随着可再生能源技术的进步及应用规模的扩大，可再生能源发电的成本显著降低。风电设备和光伏组件价格近5年分别下降了约20%和60%。

到2015年底，全国水电装机为3.2亿千瓦，风电、光伏并网装机分别为1.29亿千瓦、4318万千瓦，太阳能热利用面积超过4.0亿平方米，应用规模都位居全球首位。全部可再生能源发电量1.38万亿千瓦时，约占全社会用电量的25%，其中非水可再生能源发电量占5%。生物质能继续向多元化发展，各类生物质能年利用量约3500万吨标准煤。

我国可再生能源技术装备水平也已显著提升。风电关键零部件基本国产化，晶硅等新型电池技术转换效率的世界纪录。建立了具有国际竞争力的光伏发电全产业链，突破了多晶硅生产技术封锁，多晶硅产量已占全球总产量的40%左右，光伏组件产量达到全球总产量的70%左右。技术进步及生产规模扩大使“十二五”时期光伏组件价格下降了60%以上。

二、我国可再生能源产业发展仍然面临挑战

我国发展可再生能源产业发展也面临一些问题。一是现有的电力运行机制不适应可再生能源规模化发展需要；二是可再生能源对政策的依赖度较高；三是可再生能源未能得到有效利用。

当前，弃水、弃风、弃光等现象非常严重。2016年前十个月，全国弃水、弃风、弃光电量达到了980亿千瓦时。2016年上半年全国“弃风率”达到21%，超过了2013年的17%，达到历史最高值。三北地区七个省区达到或者接近20%，新疆和甘肃甚至达到了47%和45%。

虽然我国风电装机容量已经位居世界第一位，但在全国电源结构中的占比仍然比较低。

产生这些问题的原因是：

第一，发展动力不足。只关注短期利益，局部利益的行为会严重影响我国应对气候变化的国际承诺目标的实现，也会导致我们错失这次能源转型的先机。

第二，补贴资金捉襟见肘，拖欠严重。到2015年底，可再生能源补贴资金累计缺口400多亿元。补贴资金长期拖欠，不仅影响可再生能源投资的积极性，还会严重损害政府的信誉和信用。

第三，限电问题突出，可再生能源发电的全额保障性收购政策难以落实。2016年上半年，全国弃风电量达到323亿千瓦时，同比增加148亿千瓦时，接近2015年全年的弃风电量，平均弃风率为21%，“三北”地区的平均弃风率更是逼近30%。弃风弃光限电已经成为制约我国可再生能源产业健康持续发展的最大绊脚石，并有愈演愈烈之势。

三、应对挑战的政策支撑

第一，建立目标引导和强制性市场份额制度。建立一套可再生能源目标引导和强制性市场份额制度势在必行，从顶层设计着手化解问题，为可再生能源长远发展奠定政策基础。《规划》中明确：“把扩大可再生能源的利用规模、提高可再生能源在能源消费中的比重，作为各地区能源发展的重要约束性指标，形成优先开发利用可再生能源的能源发展共识，积极推动各类可再生能源多元发展。”

第二，建立绿色证书交易机制。《规划》提出“建立全国统一的可再生能源绿色证书交易机制，进一步完善新能源电力的补贴机制”。按照电改的方向，电价会逐步取消政府定价，形成以市场为基础的价格形成机制，现在政府制定的火电标杆电价会逐步取消。

第三，落实可再生能源发电全额保障性收购制度。在通过计划方式优先安排一部分保障性发电量，保障可再生能源项目合理收益的同时，超出保障性范围的发电量方可参与市场交易。

四、解决热点与难点问题的对策建议

（一）解决风电消纳难题的对策建议

风电消纳难题已经成为制约我国风电产业健康发展的最大瓶颈。在分析风电消纳问题时，应从系统性、全面性的视角将电力系统的电源侧、电网侧、用电侧进行全盘统筹考虑，通过整个电力系统综合协调和资源优化配置，从全局的角度来审视和解决风电发展面临的挑战，即分析系统消纳能力。

当前存在的风电消纳问题反映了我国风电发展总体战略不清晰，缺少促进产业发展的一揽子政策。我国急需在进一步明确总体战略思路的基础上，通过协调各方利益，加快制定包括科学规划、合理定价、电网建设、交易制度建立等在内的促进风电产业发展的一揽子政策。

要加强风电交易市场化发展的相关技术手段的研发。支持可再生能源信用证识别与标记技术，结合智能电网建设，试点能源标签制度，为实施信用证制度做好基础。金融部门和商品交易所研究探索可再生能源信用证的交易、结算与期货制度的相关信息管理技术。

要创新机制，严格通过市场竞争机制来优化资源配置。要把目前的差价补贴逐步转变为定额补贴。要调整完善电价补贴和资金筹集机制，坚持“用较少补贴资金实现最合理的清洁能源发电规模”的基本原则。面对补贴缺口，要调整完善各类电源和电网电价补贴机制，拓宽资金来源渠道，并推广绿电交易机制，采取多种手段，多方面、多渠道筹集可再生能源发展基金。

要加快电网建设，保障新能源并网和输送。要构建西、东部同步电网，通过加强电网互联互通，扩大市场规模，实现新能源在更大范围内消纳。

要创新风电生产和消纳模式，大力研发推广使用新型风机、提高风电场建设质量，推进海上风电和低风速地区风场建设。

要优化电源结构和电网布局。科学安排风电资源开发时序和建设进度，保证风电项目与送出工程的协调推进。坚持集中开发与分布式发展相结合，在开发大型风电基地通过高压网远距离送出的同时，积极建设中小型风电项目接入配电网就地消纳。

要推进电力市场化改革。允许发电企业、用户、民营资本等组织和个人投资运营专为风电等可再生能源发电项目接入的微电网系统。

建立健全风电交易机制。制定优先保证包括风电等可再生能源全额收购的市场机制和激励政策，实行绿色配额交易制度，风电配额可以在电网之间进行交易，对化石能源发电业务实行碳税和资源税，增加对风电等可再生能源补助资金来源。

完善风电电价和补贴政策。风电上网电价实行政府指导价，在保证投资回报率的基础上，按招标形成的价格确定，专为风电等可再生能源发电项目接入电网系统产生的工程投资和运行维护费用，应按社会成本加合理利润和税金的定价原则进行足额补助，对为风电调峰的电源给予市场化的辅助服务补助。

（二）加快海上风电产业发展的对策建议

根据“十三五”规划，到2020年，国内海上风电装机容量的目标为1000万千瓦。然而，“十二五”期间我国制定的500万千瓦装机量的目标并未实现，而且差距比较大。截至2015年底，国内核准的海上风电项目达到482万千瓦，不过已建成的海上风电项目装机容量仅为75万千瓦。

加快海上风电发展，首先要努力降低成本。降低成本主要应当依靠技术创新。

要加强大型风电机组性能研究与应用。要掌握并提升大容量机组控制一体化、荷载优化、整体耦合、基础经济安全等关键技术和制造水平；扶持并参与8～10MW级海上风电机组的技术引进、消化吸收、开发与示范，在扶持国内风电机组制造业的同时，不断提高风电机组的可靠性，引领我国大容量海上风电机组跨越式应用和发展。

要创新基础设计及优化关键技术。目前的单桩、群桩混凝土承台，重力式等基础型式将越来越不能满足深水远岸风电建设要求。根据欧洲海上风电的发展经验，浅水主要采用单桩基础，但随着单机容量增大（已开始考虑使用7MW～8MW风机机组），由于基础型式受海床地质条件和水深的约束比较大，水太深时容易出现较大的弯曲变形。从建设成本和施工难度方面，该基础形式将不适合深水。国内浅水多采用群桩混凝土承台和无过渡段单桩基础形式，但由于国内海上风场海床覆盖层以深厚的软土地基为主，如果考虑成本因素，单桩基础适用的水深会比欧洲更浅。随着未来海上风场水深的增加，可以考虑水深适应性更好的桁架式基础和浮式基础。

要加快更大容量机组、更大直径风机的开发力度。要健全产业体系，包括价格政策、市场规模，持续稳定增长的海上风电市场，是产业能够延续下去的关键。要加强产业上下游的通力合作，确立建设标准。

（三）加快屋顶光伏发展的对策建议

虽然屋顶光伏发电具有很好的发展前景，但是在发展过程中仍然存在着很多的挑战。一是屋顶资源方面的挑战。要选择结构好，产权清晰，而且要达到25年的很难；二是设备选型方面的挑战。如果把故障按照设备来分，20%~30%的比例来自于光伏的组件。三是运维方面的挑战。项目设计和施工的精细度方面存在许多问题，技术储备、施工经验、团队力量还跟不上，设备的保护、日常的维护，树荫遮挡、防火安全等方面也存在问题；四是国家补贴不能及时到位，补贴滞后现象仍然严重；五是投入资本问题很难解决。金融机构虽然陆续出台了一系列金融方面的支持政策，但是真正做屋顶分布式光伏扶持的金融项目很少。

分布式能源时代即将到来。屋顶光伏发电能发挥光伏发电的优势和特性，不受规模的限制，又没有限电的影响，而且补贴额度又比较高，补贴的发放也相对及时。所以屋顶光伏已经越来越受到行业的重视。光伏产业发展正进入加快发展的机遇期。

当光伏人把目光从边远的西部大沙漠移到内陆地区的屋顶时，光伏时代将真正到来，那个时候的分布式能源时代、移动能源时代也就真正到来了。

加快屋顶光伏发电产业的发展，一要创新投资模式。要彻底解决当前第三方投资分布式光伏产生的生产关系复杂的问题，需要依靠屋顶业主自己投资的模式来化解；二要创新供给模式。分布式光伏与太阳能能量分散的特点十分匹配，就地采集，就地消纳，实现供给端与消费端的良好平衡。在经济性前提下，应该尽可能使用高效的产品。单晶的高效、集约、美观等特性深受分布式喜爱，再加上单晶是产业化效率最高的光伏产品，而且单晶是唯一经过30年户外气候条件验证的材料，这样的产品用在屋顶上放心。单晶还有一个天然的优势，就是与建筑完美结合；三要创新管理模式。要通过智能监控系统对电站的感知更加精细化、快速、及时管理，对发电数据、电站运行健康度等进行监控分析，对系统进行故障自动预警提醒甚至主动处理一些故障；通过基于云技术的海量数据采集存储与挖掘，实现智能分析、效益评估、及时纠错、统筹设计，为电站持续优化、技改提供依据；通过智能终端随时掌控能源管理运行，‘软硬’并举，实现集多电站集中运营分析、单电站运行管理于一体的指挥决策、实时反应、协调运作智慧系统。四要创新运营模式。要提供融资、保险、智慧化运维等增值服务，实现电站收益最大化；五要创新生产工艺。通过集成创新，提高产品的转化效率，使每瓦的成本降低；六要创新储能技术。为了使分布式光伏的效益最大化，就需要增加储能，把白天的富余电量存起来晚上用。

（四）光伏产业走出去的对策建议

光伏走出去面临新挑战。自2012年以来，欧盟、美国、加拿大、澳大利亚纷纷向我国砸下“双反大棒”，我国光伏企业在国际市场上一时间陷入了多路“围追堵截”的困局。

据日前欧盟委员会发布的公告称，由于宁波华顺太阳能科技有限公司和江苏赛拉弗光伏系统有限公司违反价格承诺相关条款，因此决定自公告发布之日起在对华光伏双反案中取消上述2家中国企业的价格承诺，并对其征收反倾销税和反补贴税。

在此基础上，根据欧盟对华光伏双反案原审终裁，宁波华顺太阳能科技有限公司的反倾销税和反补贴税分别为36.2%和11.5%，江苏赛拉弗光伏系统有限公司的反倾销税和反补贴税分别为41.3%和6.4%。在欧盟单方面撕毁与中国光伏企业达成的价格承诺的大背景下，这种不对等愈发强烈。

至此，加之此前那些因遭到欧盟警告，随后自愿退出的乐叶光伏、西安隆基、东营光伏、阿特斯、中盛光电、昱辉阳光、天合光能、正信光伏等8家中国光伏组件企业，相继“被退出”中欧光伏价格承诺协议的中国光伏企业总数已达到22家。

走出去的市场结构正在逐步优化。近年来，我国光伏产业在原料、工艺、技术、设备等方面都得到长足发展，光伏产品的市场结构不断优化。以前，我国90%的光伏产品需要出口，其中30%出口至美国，70%出口至欧洲；现在，光伏产品的产能只有一半用于出口，其中，18%~19%销售到北美，13%~14%销售至欧盟，其他近60%集中在亚洲地区销售。不仅如此，在经营方面，我国光伏企业也从单纯地向国外卖组件，发展到做EPC、投资运营电站并重。这些都是在“双反”背景下取得的业绩。

价格战是走出去的潜在风险。目前，在国外市场，我国光伏企业依然面临因无序竞争而导致价格大幅下滑的情况。中国企业之间的低价冲击，是造成后续、现有光伏项目停滞的重要原因。在国外打价格战，受伤的都是我们自己。因此，我国光伏企业海外开拓项目时，应该以大局为重和联盟思维，抱起团来走出去。

光伏企业走出去，要想持续盈利，还需要制造业、投资商抱起团来一起走出去。在产能合作方面，我们也希望国内企业不只是转移产能，也适当创新性地转移一些技术。我们希望产能合作实现共赢，尤其在中等发达国家，可以考虑在建厂的同时，也能提高当地的技术能力。

技术创新是走出去的核心竞争力。近年来，随着我国光伏技术得到巨大提升，我国光伏品牌在国外市场已取代了众多国际品牌。一定程度讲，这引起了多个国外市场对我国实施“双反”，但越是“双反”，光伏企业越要注重技术创新，这样才能持续保持国际竞争优势。

任何能够实现度电成本的降低的技术创新，都应该得到鼓励。无论对单晶还是多晶，单纯从效率考量都是不公平的，因为两者本身就有一定的差异性。例如，若按效率定义，薄膜厂家将难以生存了。应该以度电成本而不是效率来定义技术标准，应该鼓励能够实现度电成本降低的任何技术创新。

发展中国家是“走出去”的新蓝海。在“一带一路”的战略框架中，“电力通道建设”是其中的重要组成部分。“一带一路”沿线部分国家光照资源丰富，尤其是近年来，东南亚、印度、中东、中亚、非洲等地区或国家的光伏电站装机正出现爆发性增长的市场前景，无疑给中国的光伏产业带来新机遇。

伴随着各国政府对“可再生能源替代化石能源”的呼吁，如今已有多个国家制定了可再生能源发展目标。泰国计划到2021年可再生能源比重达到25％。印度计划到2020年实现20吉瓦的太阳能发电规模。在东非和南部非洲的一些国家，计划到2030年将可再生能源的比重提高到40％。

目前，在一些发展中国家中，仍有部分地区还没有通电，如巴基斯坦目前尚有7％的无电人口，有较大的光伏产品市场。类似的情况在印度、印尼、乌兹别克斯坦等多个亚洲国家存在。此外，再加上发展中国家电力设施原本就不完善，电力缺口大，相对于发达国家，新能源装备更替传统能源装备的成本较低，具有广阔的发展空间。

光伏行业“走出去”步伐将进一步加快，除了在传统市场并购现有产能外，部分企业正积极前往马来西亚、泰国、越南、土耳其、印度、巴西等地新建工厂，以规避欧美“双反”和靠近终端市场。新兴发展中国家已成为中国光伏企业“走出去”的新蓝海。