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我国可再生能源发展现状及对策研究
【内容摘要】可再生能源是能源体系的重要组成部分，是有利于人与自然和谐发展的能源资源。
2017年，《政府工作报告》提出抓紧解决机制和技术问题，优先保障清洁能源发电上网，有效缓解弃水、弃风、弃光状况。
国家发改委、国家能源局发布了《解决弃水弃风弃光问题实施方案》和《关于促进西南地区水电消纳的通知》。通过各地区和有关单位的共同努力，可再生能源装机规模和利用水平均取得重大进展，同时消纳问题亦有所缓解，显示出巨大的发展潜力和美好前景。
【关键词】可再生能源 人与自然和谐发展
一、2017年我国可再生能源发展的现状分析
（一）可再生能源发电装机规模持续扩大
截至2017年底，我国可再生能源发电装机达到6.5亿千瓦，同比增长14%。可再生能源发电装机约占全部电力装机的36.6%，同比上升2.1个百分点，可再生能源的清洁能源替代作用日益凸显。具体来说，全国水电装机3.41亿千瓦，同比增长2.7%。水电新增装机约900万千瓦，新增装机较多的省份是四川（458万千瓦）、江苏（150万千瓦）和云南（98万千瓦），占全部新增装机的78.5%。全国风电装机1.64亿千瓦，同比增长10.5%。风电新增装机1503万千瓦，新增装机布局进一步优化，山东、河南、陕西、山西新增装机均超过100万千瓦。
全国光伏发电装机1.3亿千瓦（光伏电站10059万千瓦和分布式光伏2966万千瓦），同比增长68.7%。新增装机5306万千瓦（光伏电站3362万千瓦和分布式光伏1944万千瓦）。新增装机由西北地区向中东部地区转移的趋势明显，华东地区新增装机1467万千瓦，同比增加1.7倍；华中地区新增装机为1064万千瓦，同比增长70%；西北地区新增装机622万千瓦，同比下降36%。全国生物质发电装机1488万千瓦，同比增长22.6%。生物质发电新增装机274万千瓦，新增装机较多的省份是山东、浙江、广东和安徽，分别为37万千瓦、36万千瓦、33万千瓦和24万千瓦。
（二）可再生能源利用水平不断提高
2017年我国可再生能源发电量1.7万亿千瓦时，同比增长1500亿千瓦时。可再生能源发电量占全部发电量的26.4%，同比上升0.7个百分点。具体来说，全国水电发电量11945亿千瓦时，同比增长1.7%。弃水电量515亿千瓦时，在来水好于上年的情况下，水能利用率达到96%左右。全国风电发电量3057亿千瓦时，同比增长26.3%。弃风电量419亿千瓦时，同比减少78亿千瓦时，弃风率12%，同比下降5.2个百分点，实现弃风电量和弃风率“双降”。全国光伏发电量1182亿千瓦时，同比增长78.6%。弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%，同比下降4.3个百分点。全年生物质发电量794亿千瓦时，同比增长22.7%，继续保持稳步增长势头。生物质年发电量排名前四位的省份是山东、江苏、浙江和安徽，分别为107亿千瓦时、91亿千瓦时、83亿千瓦时和70亿千瓦时。
（三）可再生能源消纳压力依然不容忽视
2017年以来，虽然在各地区和有关单位的共同努力下，全国可再生能源消纳问题有所缓解，但离可再生能源健康发展的要求还有比较大的差距，特别是部分地区形势仍然严峻，面临着较大压力。目前，新疆和甘肃的弃风电量和弃风率都较高；内蒙古弃风率虽已大幅下降，但因装机量大，弃风电量仍较高；吉林、黑龙江的弃风率也较高；水电主要是西南水电存在送出问题。
2017年，弃风率超过10%的地区是甘肃（弃风率33%、弃风电量92亿千瓦时），新疆（弃风率29%、弃风电量133亿千瓦时），吉林（弃风率21%、弃风电量23亿千瓦时），内蒙古（弃风率15%、弃风电量95亿千瓦时）和黑龙江（弃风率14%、弃风电量18亿千瓦时）。弃光主要集中在新疆（弃光电量28.2亿千瓦时，弃光率22%）和甘肃（弃光电量18.5亿千瓦时，弃光率20%）。由此可以看出，可再生能源大规模开发的送出和消纳问题，仍将是今后一个时期需要高度重视、着力解决的突出问题。
（四）可再生能源技术和经济性仍然不强
虽然我国可再生能源技术快速进步，经济性显著改善，但是按现有的技术水平和产业基础，我国可再生能源产业在关键技术上与发达国家还有较大差距，缺乏系统的可再生能源技术开发体系，基础研究和技术创新能力不强，关键技术和共性技术研究滞后，开发利用的成本仍然较高。再加上资源分布不均、市场规模小、不能连续生产等特点，可再生能源在现有市场条件下还缺乏竞争力，必须依靠政策支持等措施才能支撑其进一步发展，并最终使可再生能源在技术和经济性上达到与常规能源可竞争的水平。
二、未来我国可再生能源发展的对策建议
（一）做好可再生能源发展中长期规划
科学制定可再生能源中长期发展规划，制定可再生能源发电成本下降的路线图，实行可再生能源电力配额制，结合绿色电力证书交易体系，形成促进可再生能源生产和消费的新机制。同时，应结合可再生能源发展“十三五”规划中期评估和调整，优化可再生能源发展的思路、布局和建设时序，加强可再生能源开发与能源、电力等规划的统筹协调。
（二）提高调峰潜力和系统调度能力
推行合理的调峰辅助服务补偿机制，在区分不同机组类型和调峰能力的基础上，根据机组的不同调峰深度给予合理的补偿额度，以提高其参与深度调峰的积极性。全力推动现役煤电灵活性改造工程，优先对三北地区可再生能源消纳问题突出省区热电机组进行灵活性改造。其次，加大调控力度，充分发挥调度作用，实施全网统一调度，充分发挥大电网的作用，跨区域安排旋转备用容量和火电开机方式，提高系统调峰能力。创新跨省区联络线调度和考核模式，构建跨区域可再生能源协调控制机制，突破现有分层分区的调度交易模式，合理扩大调度平衡范围。提高线路运行管理和调度水平，在满足系统运行安全前提下，提高输电通道利用效率。
（三）完善可再生能源发展的补贴机制和税收政策
加快建立健全可再生能源补贴管理的长效机制，拓展补贴资金来源，确保可再生能源补贴及时足额到位，同时开展各类可再生能源补贴机制研究，结合产业发展规模和技术成本，适度降低补贴标准，加快提高可再生能源的市场竞争力，促进可再生能源产业健康发展。通过试点推行费改税，逐步取消附加在销售电价上的各类附加收费，原有资金需求转为在化石燃料燃烧环节征收环境影响税，建立反映资源稀缺程度和环境保护支出的税收机制，充分体现可再生能源的社会效益和环保优势，为可再生能源发展创造公平的市场环境。
（四）加快推进电力体制改革及市场建设
未来为促进可再生能源消纳，应重点推动现货市场及辅助服务市场建设，在充分发挥可再生能源边际成本低的优势基础上，调动电力系统电源侧、负荷侧共同参与可再生能源消纳的积极性。进一步引入市场机制，建立辅助服务交易市场，通过经济手段激励自备机组、供热机组等参与调峰辅助服务。坚持以中长期交易为主、临时交易为辅的跨省跨区电力交易模式，完善与之配套的电价机制、协商机制和考核机制。加强政策引导，通过跨省发电权交易、将水电纳入可再生能源配额制等措施，鼓励中东部地区积极接受并优先消纳水电。