未来5年中国可再生能源电力行业预测分析

影响因素分析

一、有利因素

(一)政府采取多项办法促进新能源消纳

政府为促进新能源消纳，一方面要加大可再生能源本地的消纳力度，另一方面要扩大跨区交易规模。国家能源局要求，新疆、甘肃、山西、内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、河北等地结合北方地区清洁取暖工作，尽快扩大风电清洁取暖规模，通过风电企业与电供暖企业及各类电取暖用户进行电力市场化交易，实现符合清洁低碳发展方向的风电取暖。有关省级能源管理部门要指导地方政府组织风电、电供暖企业，在电网企业及电力交易机构平台支持下建立风电供暖合作机制。新疆、甘肃、内蒙古等限电严重地区要督促自备电厂企业参与系统调峰运行，消纳可再生能源，通过合法合规的电力直接交易或置换发电，扩大企业自备电厂消纳可再生能源电量。四川、云南、广西要通过多种途径推进本地电能替代，提升本地消纳可再生能源能力。

同时，国家能源局还强调，各区域电网要加强省间互济和跨省备用共享，统一调用区域内的调峰资源，协同消纳可再生能源电力。电网企业要挖掘哈密—郑州、宁夏—浙江、酒泉—湖南等跨省跨区输电通道输送能力，并优先输送可再生能源电力。有关能源监管机构要对跨省跨区电力外送通道中可再生能源占比情况按年度进行监测评价。国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司等要会同电力交易机构，扩大跨省跨区电力现货交易消纳可再生能源电力。具备消纳可再生能源电力的东中部地方政府和电网企业要把本地区减少燃煤量与消纳区外输入可再生能源电力相结合，主动与跨省跨区电力输送通道的送端地区政府及电网企业对接，将本地区腾出的电力市场空间优先用于扩大可再生能源消纳利用。

(二)政府将加快电力市场化改革步伐

为了更好地发展可再生能源产业，政府明确表态，要完善市场机制，坚持市场化改革方向，进一步完善可再生能源电力绿色证书交易机制，推进实行可再生能源电力配额制，加快建设电力市场体系，完善市场交易规则，强化市场监管，实现新能源和可再生能源发展从靠政府到靠市场的转变。

二、不利因素

(一)财政补贴依赖大

现在可再生能源补贴存在两个主要问题，一个是补贴资金存在缺口，可再生能源电价附加征收额度不够，满足不了可再生能源的发展需求，2015年，可再生能源补贴资金缺口达300亿元以上。另一个就是补贴拖欠时间长，发放的程序复杂。首先电网方面得统计可再生能源的发电量有多少，补贴金额有多大，然后上报财政部，财政部逐一核实后再发下来，这一折腾就是一年半载，导致补贴资金一边是收不上来，另一边是发不下去，给可再生能源企业带来现金流上的压力。

(二)电力系统的调节性能不够

我国以传统能源火力发电为主的电力系统，对于明显具有不稳定特征的风电、光伏发电的并网要求很不适应。可再生能源发电装机达到50%以上的地区，传统火电成为调峰的灵活性改造技术尚需进一步研究，可再生能源发电与其它电源互相协调发展的技术管理体系尚未建立，大规模并网仍存在技术障碍，全额保障性收购政策难以有效落实。

(三)体制机制亟待完善

目前，相应的宏观政策没有衔接好，包括能源本身的产业政策和财税、金融、土地、环保政策，协调不够。无论是天然气还是电，调峰矛盾是重大的矛盾，现在没有很好的补偿机制。价格上，除了没有很好的市场化以外，政府定价还是固定单一的定价，相对僵化，不够灵活。

可再生能源发电装机容量预测

2016年，我国可再生能源发电装机容量为5.7亿千瓦。我们预计，2018年我国可再生能源发电装机容量将达到6.2亿千瓦，未来五年(2018-2022)年均复合增长率约为3.57%，2022年将达到7.1亿千瓦。

可再生能源电力消纳量预测

2016年，我国可再生能源电力消纳量为15,058亿千瓦时。我们预计，2018年我国可再生能源电力消纳量将达到1.76万亿千瓦时，未来五年(2018-2022)年均复合增长率约为9.96%，2022年将达到2.57万亿千瓦时。