我国可再生能源发展状况、展望及政策措施建议

2010年我国可再生能源步入全面规模化开发利用阶段，水电装机总量突破2亿kW，风电并网运营容量突破3000万kW，太阳能发电市场开始启动，生物质能多元化快速发展。但实现中长期战略发展目标的任务仍然艰巨。2011年，新可再生能源发展规划目标将出台，应着力完善可再生能源市场、价格、财税等政策，重点出台新能源配额制、落实可再生能源发电全额保障性收购制度，促进可再生能源电力尤其是风电的上网和消纳。

可再生能源，政策，建议

1、2010年可再生能源发展状况

1.1  政策推动可再生能源步入全面规模化开发利用阶段

在《可再生能源法》和有关政策的推动下，我国可再生能源在“十一五”期间有了跨越式发展，各种资源的开发利用规模都有了明显的增长。水电装机总量突破2亿kW，主力军作用进一步增强。风电并网运营容量突破3000万kW，实现快速规模化发展。太阳能发电技术进步迅速，国内应用市场开始启动。太阳能热利用日益普及，应用领域不断扩大。生物质能多元化发展，资源综合利用效果明显。

初步统计显示，2010年我国可再生能源发电和生物液体燃料等计入能源统计的商品化可再生能源利用量估计达到约2.6亿tce，约占当年总计32.5亿tce一次能源消费总量的7.9%。计入沼气、太阳能热利用等非商品可再生能源，可再生能源年利用量总计2.9亿tce，约占当年一次能源消费总量的9%。

1.2  水电装机持续增加，水电开发和建设管理得到加强，水资源有偿使用制度得到初步规范

水电是我国清洁能源的支柱。随着温室气体减排压力日益增加，水电作为有大规模开发潜力的低碳能源，进入加快开发的轨道；一批大型水电站在2010年获准建设，打破了近年来水电摇摆不前的局面。小水电代燃料工程和水电农村电气化建设稳步推进，农村小水电装机继续增加。到2010年底，全国水电装机容量达到了2.13亿kW，水电年发电量6863亿kWh，约占全国总发电量的16%。

为了加强农村水能资源开发和生态保护，近年来水利部、国家发展和改革委员会等部门继续推进完成5200座违规水电站的清查整改工作，加强小水电代燃料项目建设管理。2010年11月，财政部、国家发展和改革委员会、国家能源局发布《关于规范水能（水电）资源有偿开发使用管理有关问题的通知》，要求各地停止执行自行出台的水能（水电）资源有偿开发使用政策，切实加强水资源费征收使用管理，按规定专项用于水资源节约、保护和管理，并用于水资源的合理开发，规范水资源有偿使用制度。

1.3  规模化发展趋势进一步加强，风电设备制造业技术和产品升级速度加快

2010年风电建设进程继续保持快速势头，安徽等省取得风电建设零的突破。欧洲之外首个商业化运行的海上风电项目——上海东海大桥10万kW海上风电项目正式建成投运，首轮100万kW海上风电特许权项目完成招标，标志着海上风电建设正式启动。初步统计，2010年新增风电吊装和并网运营容量分别达到1800万和1350万kW；到2010年底，全国风电累计吊装容量和并网运营容量分别为4400万kW和3100万kW；2010年全国风电上网电量约500亿kWh。但是，由于风电和电网建设不同步、当地负荷水平较低、灵活调节电源少、跨省跨区市场不成熟等原因，三北地区风电的并网瓶颈和市场消纳问题开始凸显，弃风现象比较突出。根据电监会2011年2月12日发布《风电、光伏发电情况监管报告》，2010年上半年，内蒙古末收购风电电量为21.01亿kWh，占全国风电末收购电量总量的75.68%。值得一提的是，尽管当前风电消纳面临的挑战日益突出，2010年蒙西电网在保证安全运行的情况下，风电在本网电量的比重最高曾达到了18.7%的水平。初步统计，2010全年蒙西电网经营区的风电上网电量超过100亿kWh，满足了本区域用户电量需求的9%，达到德国2010年风电满足全国电量需求的水平，从而为其他风电消纳问题突出的地区树立了标杆。为了解决风电上网和消纳问题，2010年3月，国家能源局开始组织开展风电接入电网和市场消纳研究，初步发现通过优化电力系统运行和扩大消纳范围等途径，可有效解决2015年1亿kW和2020年1.6亿kW以上规模风电的上网输送和市场消纳问题。

在市场需求和竞争的推动下，我国风电设备制造业技术升级和国际化进程加快。目前，1.5MW风电机组形成充足供应能力，3MW风电机组已投入商业运行，5MW风电机组样机已下线，6MW风电机组的研发工作已启动。目前我国已成为全球发展最迅猛的风电设备研发和制造基地，吸引了美国GE、丹麦Vestas、德国Nodex、西班牙Gamesa、印度Suzlon等全球风电企业在中国进行新技术研发和开设工厂，并将中国作为出口枢纽。我国企业还积极参与国外风电开发及风电设备制造，一些企业已经或准备在美国销售风机或设立风电机组制造厂。但是，风电建设运营管理和风电设备可靠性仍是不容忽视的问题，变流器、主轴轴承、控制系统等附加值高的关键零部件的直接进口或采购外资企业产品的比例均在50%以上。

1.4  太阳能光伏发电市场规模稳步扩大，光伏产业在国际市场带动下继续发展壮大

2010年，敦煌1万kW国家首轮并网光伏发电特许权示范项目正式建成投产，项目上网电价为1.09元/kWh；第二轮280MW国家并网光伏发电特许权示范项目完成招标，中标电价介于0.7288-0.9907元/kWh之间。第二轮20万kW金太阳示范王程完成招标，所采用的晶体硅光伏组件、并网逆变器以及储能铅酸蓄电池等3类关键设备按集中招标中标协议供货价格的50%给予补贴，其他费用采取定额补贴。特别值得指，出的是，2010年9月，财政部、科技部、住房城乡建设部和国家能源局联合下发《关于加强金太阳示范工程和太阳能光电建筑应用示范工程建设管理的通知》，要求电网企业积极支持示范项目在用户侧并网，进一步规范和简化并网程序，完善相关技术标准和管理制度，为项目单位提供便利的并网条件；用户侧光伏发电项目所发电量原则上自发自用，富余电量按国家核定的当地脱硫燃煤机组标杆上网电价全额收购。该政策标志我国光伏发电用户侧并网管理工作和分布式光伏发电的市场发展取得初步突破。在上述各种项目和政策推动下，国内并网光伏发电市场开始起步，分布式光伏发电市场逐步扩大。初步统计，2010年新增并网光伏发电装机53万kW，累计装机达到83万kW，其中地面大型并网光伏发电累计装机70万kW，建筑一体化并网光伏发电装机约13万kW。

光伏产业在国际和国内市场带动下继续发展壮大。全球光伏发电市场2010年新增装机预计同比增加超过120%，达到1700万kW以上，带动我国太阳能光伏产业规模迅速扩大。当年我国全年光伏电池产量同比增长约1倍，约800万kW。特别是国内光伏产业的多晶硅原料瓶颈得到新突破，当年全国多晶硅产量达到4万t以上。随着技术水平的提高、产业规模的扩大、原料成本的下降和光伏设备市场竞争加剧，太阳能光伏发电成本在2010年继续保持下降趋势。在2010年国家金太阳示范工程和太阳能光电建筑应用示范工程关键设备招标中，光伏电池组件的入围竞标价格为10.5-11元/W，逆变器的入围竞标价格低于1.3元/W，较2009年下降幅度超过15%，进而带动光伏发电系统的单位投资进一步降低。但是，国内光伏产业发展不均问题仍然突出，尽管当年全国多晶硅产量达到4万t以上，多晶硅原料瓶颈有所缓解，国内多晶硅缺口仍然接近一半。

1.5  太阳能热水器普及率和利用规模稳步提高，先进集中太阳能热利用有待突破产业瓶颈

2010年，太阳能产品下乡项目继续推进，第二轮和第三轮太阳能产品下乡招投标完成，全年热水器下乡总规模预计达到900万m2左右。太阳能热水器普及率和利用规模稳步提高，累计安装使用总量达到1.68亿m2，比2009年增长15.8%，年替代化石能源约2200万tce，对节能减排和改善农村居民的生活水平发挥了重要作用。

太阳能热利用技术水平也稳步提高，大规模的集中太阳能取暖、工业应用系统得到应用。例如，常熟凯达印染有限公司引进了合同能源管理模式，由新阪神太阳能公司投资建设太阳能工程，总集热面积达1.508万m2，日供水量1200t左右，用于预热印染工艺用水。在此项目带动下，江苏数家印染公司启动太阳能工程。但是，中高温热利用系统技术仍有待突破中高温集热器及蓄热技术等瓶颈。

太阳能热利用产业规模继续扩大，国际影响力逐步增强。2010年太阳能热水器产量为4900万m2，年增长率为16.7%；太阳能热利用产品出口已扩展到154个国家和地区，出口额度达到2.5亿美元。我国企业还开始向国外出口设备和生产线，并与国外企业合作当地建厂。

1.6  生物质能多元化发展，资源综合利用水平进一步提高

生物质发电产业是技术最成熟和发展规模最大的现代生物质能利用领域。2010年，获得国家核准建设的未采用招标确定投资人的新建农林生物质发电项目开始统一执行标杆上网电价0.75元/kWh，生物质电站建设场址和规模规划布局得到规范，有力促进了生物质发电产业稳步、有序发展。到2010年底，全国建成投产各类生物质发电装机合计约670万kW，其中蔗渣发电170万kW，秸秆林木废弃物发电226万kW，城市垃圾发电223万kW，沼气和垃圾填埋气发电50万kW。

此外，沼气等生物质燃气利用规模继续增加，生物质固体成型燃料产业化稳步发展。2010年我国农村户用沼气约4000万户，农业废弃物沼气工程约68000处，户用沼气池和大中型沼气工程沼气年利用总量约为140亿m3，折合约1000万tce。今后沼气仍需加强管理和技术服务，大力推进沼气的工业应用。2010年，财政部向50余家生产规模超过1万t/a的生物质固体成型燃料生产企业提供合计约2.7亿元财政补助，支持生产使用了约200万t固体成型燃料。2010年我国生物质成型燃料的生产使用总量约250万t，主要用作禁煤城市（如2010年广州亚运会）的小型燃煤锅炉替代燃料。

燃料乙醇和生物柴油利用规模逐步增加，但非粮生物液体燃料技术仍有待突破产业化瓶颈。2010年，4家陈化粮燃料乙醇生产项目和广西木薯乙醇项目估计合计生产约186万t燃料乙醇，燃料乙醇补贴额接近30亿元。生物柴油市场的发展环境有了明显改善，主要是城市餐厨废弃物资源化利用和无害化处理试点工作有利于推动建立餐饮废油原料收集体系、规范生物柴油原料市场。《生物柴油调和燃料（B5）》标准的出台为生物柴油正式进入市场奠定基础，利用废弃动植物油脂生产的纯生物柴油恢复享受免征消费税的优惠政策，海南省启动了柴油中掺混使用生物柴油试点工作。但受资源供给和市场应用渠道限制，2010年全年生物柴油产量仅约为40万t，利用能源植物生产的生物柴油还没有获得规模化的突破。

1.7  国家首批绿色能源示范县获批，农村能源工作深入推进

绿色能源县是在《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》和《可再生能源中长期发展规划》中确定的新农村建设重点工程。2010年，国家发展和改革委员会、财政部、农业部授予全国108个县（市）首批“国家绿色能源示范县”称号，国家将对符合条件的绿色能源示范县建设予以支持，推动开发利用可再生能源资源、建立农村能源产业服务体系、加强农村能源建设和管理，为农村居民生活提供现代化的绿色能源、清洁能源。

1.8  实现战略发展目标仍然艰巨，有待加强改善政策机制和技术创新体系

总的来看，我国可再生能源发展取得了重大进展，已经步入规模化发展的重要阶段。与“十一五”制定的各类目标相比，各类技术的市场发展目标基本都已实现，但可再生能源满足2010年能源消费总量10%的目标没有实现，完成2020年非化石能源满足15%能源需求的任务仍十分艰巨。

2、2011年形势展望和政策措施建议

2.1  新的发展规划和目标将出台，亟待完善保障政策措拖，以促进和规范可再生能源规模化开发利用

2011年是“十二五”开局之年，全国能源工作会议指出，在“十二五”期间，要始终坚持把转变能源发展方式贯穿于能源工作的各个方面，把大力调整能源结构作为转变能源发展方式的主攻方向。2011年我国将出台新的能源发展规划，根据2020年非化石能源占一次能源消费15%的战略目标，将提高可再生能源发展目标，提速水电开发进程，加快提高风电的比重，普及多元化生物质能利用，全面推广太阳能热利用，继续扩大太阳能发电示范应用，从而进一步促进可再生能源规模化开发利用，培育具有国际竞争力的可再生能源产业。

预计水电开发目标将明显提高，风电和太阳能发电目标则大幅提高。作为低碳能源的主力军，水电装机目标将提高到2020年的3.8亿kW以上（含抽水蓄能5000万kW）。我国能源主管部门、可再生能源业界和电网企业对2015年和2020年分别建成和接纳1亿kW和1.5亿kW以上的风电目标和可能性也基本达成了共识。随着光伏发电成本的快速下降和并网光伏发电市场的初步启动，预计太阳能发电装机目标也将提高到2015年的500万kW和2020年的2000万kW以上。

为实现这些可再生能源发展目标，我国必须以更科学、有效的规划和监管引导发展，以更加协调的价格和财税政策推动发展，以更具活力、深入创新的技术和产业支撑发展，以更进一步的电力市场等关键体制改革保障发展。2011年，我国应着力完善可再生能源市场、价格、财税等政策，加强开发规划实施和扶持资金预算管理，重点建立实施新能源配额制，落实新能源发电全额保障性收购制度，加强行业监管、完善标准，促进和规范可再生能源规模化利用。

2.2  水电在应对气候变化压力下迎来大发展，应不断完善建设管理和体制机制

作为低碳能源的主力军，水电需要在2007年中长期规划确定3亿kW的基础上进一步大发展，充分挖掘4亿kW可开发量的潜力，继续发挥清洁能源的支柱作用。“十二五”期间常规水电开工目标将超过6300万kW，新增农村水电装机1000万kW。为此，应按照“在保护生态的前提下积极发展水电”的要求，早日出台完善的水电开发管理条例和实施细则，理顺项目核准程序，有效协调水能资源开发综合管理，推进水电上网电价形成机制改革，建立移民安置和生态保护补偿的长效机制，构建水电建设和地方发展之间的互利共赢关系，促进水电开发持续、健康、有序发展。

2.3  风电继续大规模建设态势，应着力突破大规模并网和市场消纳障碍

目前我国风电已进入大规模发展阶段，风能资源的分布特点，决定了我国风电开发的“大规模发展、集中式建设、远距离输送”的趋势不会发生大的变化。2011年，应继续稳步开发8个千万千瓦级风电基地，统筹研究制定风电市场消纳和输电规划，坚持以规划引导、规范风电基地建设，有序推进风电开发利用，并着力加强风电场建设运行管理、提升技术和设备质量水平。在集中开发三北风电基地的同时，充分发挥东中部地区电网接入条件好、消纳能力强的优势，积极开发当地分散风能资源。我国海上风电还处于示范阶段，2011年应进一步推进百万千瓦规模海上风电特许权示范项目，积累海上风电建设经验。预计2011年我国新增风电并网运营容量超过1500万kW，累计并网运营容量分别超过4500万kW，仍将集中分布在三北地区的6大千万千瓦陆地风电基地。

为切实解决大规模风电上网和市场消纳问题，2011年我国应按照《可再生能源法》的要求，尽快出台保障大规模风电并网和市场消纳的实施方案和政策措施。近期风电消纳要立足优化现有电力系统的运行方式和结构，采用成熟的可以立刻见效的技术措施，做好省级电网和区域电网范围内的风电消纳，并加强对特高压远距离输电和消纳风电的研究论证，探讨推进电力市场改革。重点完善以调峰为主的辅助服务体系，扩大调峰区域范围，将风电纳入电网辅助服务考核及补偿体系，优化使用省区内水电和火电调峰服务；加强需求侧管理，要求大工业用户和自备电厂参与调峰，加强三北地区热力和电力协调利用，提供辅助调峰；优化产业布局和管理，挖掘消纳潜力。

2.4  国际光伏市场增长放缓有利于扩大国内光伏市场，应积极促进光伏发电市场和产业平衡发展

2010年以来多晶硅及光伏组件价格重新上扬的趋势表明，光伏产品价格更多地受到市场供求的影响，与真实生产成本发生了偏离。由于欧洲等主要国家光伏发电补贴费率的快速下调，预计2011年全球光伏市场增速放缓，将有助于缓解2010年下半年以来光伏发电设备供应紧张和价格上涨趋势。我国太阳能光伏电池和组件制造商多数扩产，预计2011年底光伏电池的总生产能力将接近2000万kW，多晶硅产能达到6.5万t。随着光伏产品市场供不应求态势的缓解和技术水平的不断提高，预计2011年晶体硅光伏电池组件的市场价格有可能下降到10元/W以下，西部光伏发电成本稳定降至1元/kWh左右，使得光伏发电竞争力继续增强。这些因素为我国扩大光伏发电应用创造了良好条件。

2011年，我国应推动企业按时开工建设第二轮280MW并网光伏发电特许权示范项目，稳步推进500MW左右规模的第三轮光伏发电特许权示范项目招标，完善招标规则和标准，推动具有成本和技术优势的企业带动光伏上网电价合理下降；加强和改进“金太阳示范工程”建设，加快开拓用户侧并网分布式太阳能光伏发电市场；继续发展户用光伏系统或独立光伏电站，进一步解决无电人口集中地区的用电问题。争取2011年全国光伏发电新增装机达到80万kW，累计装机达到160万kW，年发电量19亿kWh，促进国内光伏市场和产业平衡发展。

2.5  太阳能热利用市场规模保持增长趋势，应着力提高技术和服务水平

太阳能热利用量大面广，在节能减排方面的潜力很大。我国太阳能热利用已实现商业化发展，保持增长势头。今后应继续推动城乡太阳能热水器应用，支持领头企业实施扩张，提升产品性能和质量，淘汰低水平劣质产品；大力支持建设太阳能工业热利用示范工程，推广应用合同能源管理等模式，创新推动太阳能热利用在工业领域的应用模式。通过提高太阳能热利用的普及率，努力使太阳能集热器2011年的年产量达到5600万m2，保有量达到1.9亿m2。

2.6  继续推动多元化生物质能利用，促进资源综合利用

2011年应继续推动生物质能产业多元化发展，稳步扩大各种生物质能利用的规模，持续提高生物质能资源综合利用水平，进一步改善经济和资源环境效益。继续完善生物质发电格局和政策，有序发展农林生物质发电，扩大发展生物质混燃发电（垃圾焚烧发电）。继续加强沼气技术服务体系建设，探索开拓生物质固体成型燃料市场。稳步推进非粮生物液体燃料示范项目，争取实现首个万吨级纤维素燃料乙醇示范项目的技术突破。