中国“十四五”新能源发展研判及需要关注的问题.doc

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1、中国“十四五”新能源发展研判及需要关注的问题摘要：新能源发电即将步入平价上网时代，近中期仍将快速发展，在全网总装机中的占比将继续提高，其发展应放到整个能源电力行业发展的框架内进行统筹考虑。结合中国新能源发电成本和接入电力系统引起的利用成本趋势研判，分析未来平价上网和平价利用情况，研究“十四五”中国新能源发展总体情况以及需要关注的4个关键问题，提出实现高比例新能源与电力系统协调发展的政策建议。关键词:新能源发展,度电成本,利用成本,平价上网,电网安全0 引言新能源的快速发展对推动中国能源变革、践行应对气候变化承诺发挥了重要作用 1 。截至2019 年 9 月底，中国光伏发电累计装机 1.9 亿

2、kW，风电累计装机 1.98 亿 kW，新能源装机占比已超过 20%，在电力系统中的地位悄然变化，正在向电能增量主力供应者过渡 2-5 。着眼未来，从履行国际义务看，中国政府承诺到 2030 年非化石能源占终端能源消费比重达 20%；从自身竞争力来看，风光发电成本仍将持续下降，即将步入平价上网时代 6-7 。因此，“十四五”期间新能源仍将继续快速发展，装机和发电量占比仍将持续提高，新能源发展应放到整个能源电力行业发展的框架内进行统筹考虑。本文分析中国新能源发电经济性变化历程及趋势，对“十四五”新能源发展情况进行研判，对新能源科学发展需要关注的关键问题进行研究，并提出有关政策建议。1 新能源发电

3、经济性分析1.1 近年来新能源成本变化情况1.1.1 全球新能源成本变化情况近 10 年来，主要受关键设备价格下降影响，全球新能源发电成本持续下降，陆上风电成本最低，光伏发电下降最快，如图 1 所示。2018 年下半年，全球陆上风电平均度电成本（levelized costof energy，LCOE）约为 0.052 美元/（kWh）（折合人民币 0.340 元/（kWh），比 2010 年下降44%； 海 上 风 电 平 均 度 电 成 本 0.115 美 元 /（kWh）（折合人民币 0.759 元/（kWh），比2010 年下降 32%；全球光伏发电平均度电成本为0.060 美 元 /

4、（ kWh） （ 折 合 人 民 币 0.396 元 /（kWh），比 2010 年下降 80% 8 。图 1 20092018 年全球风电和光伏平均度电成本Fig. 1 LCOE of global wind and PV generation from2009 to 2018引入竞争机制有效促进了新能源发电价格的下降。目前全球至少已有 100 个国家采用竞价方式确定上网电价，2018 年光伏发电和风电竞价项目装机容量分别为 3 200 万 kW 和 1 500 万 kW 9-10 。2019 年 6 月，全球光伏发电项目中标电价创历史新低，巴西 202 MW Milagres 项目电价为

5、1.697 5 美分/（kWh），折合人民币 0.12 元/（kWh） 11】1.1.2 中国新能源成本变化情况随着光伏发电的技术进步和产业升级，以及市场更趋成熟，中国光伏发电成本持续下降，如图 2 所示。2018 年中国光伏组件平均为 1.8 元/W，光伏电站造价约为 4.2 元/W，相较 10 年前下降了90% 12 。相较集中式光伏电站，虽然分布式光伏发电组件和逆变器的单位容量成本更高，但是由于前期立项、土地费用等非技术成本较低，总体造价反而略低于集中式光伏电站。随着中国风电全产业链逐步实现国产化，风电机组设计和制造技术的不断改进，发电效率持续提升，风电场造价和度电成本总体呈现逐年下降趋

6、势，如图 3 所示。近年来中国东中部地区新增风电规模占比上升，抬高了土地和建设成本，但得益于风电机组价格的继续下降，2018 年陆上风电造价约为 7 500 元/kW，同比下降 6%，度电成本为 0.38 元/（kWh），略高于全球平均度电成本 13-15 。相较大型风电场，分散式风电单机容量相对小、机组单位容量价格高，前期和配套费用没有明显下降，使得分散式风电单位容量造价要比大型风电场高 10% 以上。近年来，海上风电机组设计、运输和安装的创新以及集群规模化的建设，推动海上风电造价快速下降。与陆上风电相比，海上风电具有平均风速大、利用小时数高、市场消纳空间大、适合大规模开发等优点。目前中国在

7、建海上风电项目单位容量造价 14 00019 000 元/kW，约为陆上风电的 2 倍。近期国内第一个海上风电竞价项目（奉贤海上风电项目）有关数据显示，单位容量投资15 70017 000 元/kW，申报电价 0.650.76 元/（kWh），明显低于国家给定的指导价 0.8 元/（kWh）。非技术成本已成为影响光伏发电和陆上风电度电成本的重要因素，光伏发电、陆上风电和海上风电初投资中非技术成本占比分别为 18%、9% 和 2% 12-15 。新能源发电成本包括风电机组/光伏组件、电力线路、涉网装置、设备运维等技术成本，以及前期立项、土地使用费、融资成本、补贴拖欠、弃风弃光等非技术成本。立项成

8、本为0.20.9 元/W，补贴拖欠通常在 3 年以上，民企长期贷款利率通常在 10%12%，2018 年全国新能源平均弃电比例约为 5%。1.2 中国新能源成本未来趋势2019 年初以来，作者对多家行业协会、研究机构、权威人士和项目业主开展访谈调研，结果表明，未来一段时期光伏发电和海上风电的建设成本仍有一定下降空间，陆上风电下降空间不大，预计 2020 年中国光伏电站、陆上风电和海上风 电 的 单 位 容 量 造 价 分 别 为 3 800、 6 900 和14 000 元/kW，2025 年有望降到 2 500、6 000 和12 000 元/ kW，不同地区光伏发电和陆上风电造价分别如表

9、1 和表 2 所示。（ 1 ） 分 布 式 光 伏 发 电 度 电 成 本 。 根 据2018 年各省分布式光伏项目平均利用小时数，按照自用电量占比 80%、结算价格为销售目录电价85 折进行测算，2020 年分布式光伏度电成本基本在 0.380.60 元/（kWh）之间，大部分省份（区域）可实现用户侧平价上网（除重庆、山西、贵州等少数省份外），如图 4 所示。图 4 中，终端等效电价为分布式光伏的平均收益，绿柱表示平价地区。（2）光伏电站度电成本。在考虑目前燃煤脱硫标杆电价水平不变、未来部分省份（区域）弃光好转、光伏发电利用小时数有所提高等边界条件下，对 2025 年各省（区域）光伏电站度电

10、成本进行测算，基本在 0.230.40 元/（kWh）之间，绝大部分省份（区域）可实现发电侧平价上网（除重庆和贵州之外），如图 5所示。（3）陆上风电度电成本。在考虑目前燃煤脱硫标杆电价水平不变、未来部分省份（区域）弃风好转、风电利用小时数有所提高等边界条件下，对 2025 年各省陆上风电度电成本进行测算，基本在 0.240.40 元/（kWh）之间，大部分省份（区域）陆上风电可实现发电侧平价上网（除重庆、天津、山西等省份（区域）之外），如图 6所示。另外，根据测算，2025 年江苏、广东的海上风电接近平价上网。1.3 平价上网不代表平价利用新能源发电总体上即将进入平价上网时代，自身度电成本低

11、于燃煤标杆电价，但从终端用户来说，平价上网的新能源传导至用户需额外增加其他利用成本，平价上网不等于平价利用。换言之，平价利用不但包含自身发电成本，还需要考量带来的利用成本，包括接入送出产生的输配电成本，以及为保障系统安全增加的系统成本（又包括平衡成本和容量成本）。根据 IEA 研究 16 ，随着风电等波动性电源在电力系统中所占比例的提高，尤其是超过一定比例以后，额外增加的利用成本将呈现明显上升。装机容量占比在 5%30% 之间，平均输配电成本为15 美元/（MWh），折合人民币 0.1 元/（kWh）；装机容量占比在 10%20% 之间，平衡成本和容量充裕性成本分别为 17 美元/（MWh）和

12、 45 美元/（MWh），折合人民币 0.0360.085 元/（kWh）。根据 IEA 研究提出的系统成本，取折中值0.061 元/（kWh）、东部省份不考虑输电成本进行分析，比对各省光伏发电、陆上风电度电成本与燃煤标杆电价之差，2025 年，广东、福建、辽宁等少数省份可以实现平价利用，如图 7 所示。但是，考虑到中国为大陆季风性气候、风电保证出力相比欧美要低、新能源发电预测精度尚有差距、煤电比重高等因素，中国新能源并网带来的系统成本要比欧美更高，达到平价利用的省份实际上还要少一些。2 “十四五”新能源发展研判“十四五”期间风电和光伏将进入平价上网时代，不再依赖补贴支持，中国新能源发电装机规

13、模将继续快速扩大，基于电力系统整体的安全性和经济性考量，新能源发展应遵循如下原则：（1）以保障系统安全为前提。深化高比例新能源接入对电力系统运行影响的机理认识，通过技术和管理手段，多措并举，保障电力系统安全。（2）将就地、就近利用作为重点。优先在用电负荷附近开发新能源，减少远距离输送消纳。（3）充分发挥市场配置资源的作用。统筹中长期和现货市场、省间和省内市场，通过市场手段促进新能源发展与消纳。（4）友好接入，与其他电源相协调。提升新能源并网友好性，统筹规划抽蓄、火电机组灵活性改造、需求侧响应、电化学储能等灵活性资源，确保电网调节能力与系统备用充足。（5）持续健全年度预警机制。加强新能源项目新增

14、规模管理，深化年度投资预警和监管制度。（6）多能互补、多网协同。电源侧发挥风光水的出力互补作用，负荷侧高效运用电热冷气的协同特性。综合分析国家能源转型要求、清洁能源消纳目标以及新能源成本快速下降等因素，预计“十四五”期间，全国年度新增光伏装机容量有望超过 4 000 万 kW， 年 度 新 增 风 电 装 机 有 望 达 到2 500 万 kW，到 2025 年，全国新能源总装机规模在 7.5 亿8.0 亿 kW，占全国电源总装机的 26%28%，发电量占比约为 12%。2025 年全国电源装机结构如图 8 所示。根据“十四五”期间不同地区风电、光伏的度电成本，以及考虑到 2020 年之后西北

15、部地区电力消纳得到较大缓解，初步判断：（1）东中部地区集中式新能源的装机规模将持续增大，主要是东南部地区陆上风电和东部海上风电。（2）光伏发电项目仍会延续集中式和分布式光伏相结合的开发方式，随着领跑者基地、部分外送通道配套电源、部分存量电站和平价示范项目的陆续投产，集中式光伏电站有可能出现新一轮发展热潮。（3）陆上风电向“三北”地区和东南部地区发展，分散式风电实现较快增长。“三北”地区消纳条件的进一步改善将吸引陆上风电开发建设，制约分散式风电发展的装备技术、成本和管理机制等问题有望逐步解决，推动分散式风电发展。（4）海上风电发展将进一步提速，主要在东南沿海地区。根据江苏、广东、浙江、福建、上海

16、等国家或地方政府已批复的海上风电发展规划进行测算，预计到 2025 年中国海上风电累计装机容量将达到 3 000 万 kW 左右，80% 的装机集中在江苏、广东、福建等省份，江苏、广东有望建成千万千瓦级海上风电基地。3 新能源科学发展需要关注的问题及建议“十四五”期间新能源仍将保持快速发展，无论是集中式开发还是分布式开发，对电力系统安全运行的挑战应受到更广泛的关注，并要解决好新能源发电项目规模管控和新能源电力消纳保障机制落实两方面问题。3.1 高比例新能源并网带来的电力系统安全问题随着新能源的快速发展，大量替代常规机组，导致系统抗扰动能力降低，电网调节能力不足，给电网安全运行带来挑战。同时也需要重点关注的是，随着电力电子设备大量接入电网，电力系统电力电子化特征