可再生能源的发展与利用简析

■文 / 尹凡 王晶

可再生能源是能源供应体系的重要组成部分，在持续增长的能源需求与日趋严峻的全球气候变化形势下，发展可再生能源已经成为世界各国推进能源转型的核心内容和应对气候变化的重要途径。

一、国际可再生能源发展现状

（一）非水可再生能源消费提速明显，利用水平不断提升

《BP世界能源统计年鉴2020》 数据显示，2019年，全球非水可再生能源消费总量为28.98EJ（1EJ=1×1018焦耳），同比增长12.20%，约占一次能源消费总量的5%，对一次能源的消费增长贡献最高，贡献占比达41.55%。近十年来非水可再生能源消费量占一次能源消费总量的比重增长趋势明显（图1）。可再生能源在电力领域的应用最具代表性。2019年，非水可再生能源发电占比达10.39%，发电比重首次超越核电。

（二）可再生能源的区域发展呈现较大差异

图1 2010-2019年非水可再生能源消费量占比情况

图2 2010-2019年分区域可再生能源装机容量情况

全球可再生能源发电装机主要分布在亚洲、欧洲、北美洲和南美洲，2019年装机容量分别为1118.97GW、573.27GW、391.24GW 和221.13GW。2010年至2019年分区域可再生能源发电装机容量见图2，亚洲、欧洲的可再生能源发电装机容量一直领先于其他区域。

2019年，可再生能源装机超过10GW的国家共31个，主要以亚洲国家和欧洲国家为主。

（三）太阳能、风能的开发呈爆发式增长

2019年，全球水能、风能、太阳能、生物质能、地热装机容量占可再生能源总装机容量比重分别为46.89%、24.55%、23.12%、4.88%、0.55%。其 中，太阳能和风能装机增速最快，呈爆发式增长，生物质能低速平稳增长，水电则逐步放缓，地热能尚处于发展初级阶段，近两年有所提速。

（四）主要可再生能源发电成本持续下降

在技术进步、规模化经济、供应链竞争日益激烈和项目开发经验积累的推动下，过去十年间，全球主要可再生能源发电成本下降明显，自2010年以来，太阳能光伏发电（PV）、聚光太阳能热发电（CSP）、陆上风电、海上风电和生物质能平均发电成本（以下简称“LCOE”）分别下降了82%、47%、39%、29%和13%。2019年，约56%新投产的可再生能源发电项目LCOE都低于最便宜的化石燃料发电成本。

（五）可再生能源发展的激励机制以固定价格制度和可再生能源配额制为主

可再生能源发展激励机制主要针对可再生能源发电，分为政府补贴型的财政激励机制和市场导向型的产权激励机制，前者主要包括固定价格制度（feed-in tariff, 以下简称“FIT”）和溢价制度（feed-in premium，以下简称“FIP”）；后者主要指可再生能源配额制（Renewable Portfolio Standard，RPS）。

澳大利亚是较早明确通过以RPS激励机制实现可再生能源发展目标的国家，在RPS激励机制的组织、实施与监管方面具有丰富经验。根据澳大利亚清洁能源署发布的《2020年澳大利亚清洁能源报告》，该国经过数年努力已经于2019年9月提前完成了可再生能源发展目标，2019年，其可再生能源发电量达55093GWh，占发电总量的24%。

图3 中国2010-2019年非水可再生能源消费情况

二、中国可再生能源发展特点

中国的可再生能源发展已走在世界前列，中国可再生能源发展特点与国际可再生能源发展现状呈现较高的一致性。

（一）可再生能源消费持续提速，推动能源结构优化升级

中国非水可再生能源消费量由2010年的0.77EJ增长至2019年的6.63EJ，年均增长27.25%；同期化石能源消费量增速放缓，年均增速仅为2.58%。

中国能源消费结构进一步优化，2010年至2019年，化石能源消费量占一次能源消费量比重由92.19%降至85.14%，而同期非水可再生能源消费占比由0.74%增至4.68%（图3），与全球非水可再生能源消费占比基本持平。

（二）可再生能源利用水平提升，但消纳潜力依然巨大

中国水电、风电、光伏发电的累计装机规模和新增装机规模均居世界首位。截至2019年底，中国可再生能源发电装机容量达到7.94亿kw，同比增长9%。

但由于风能、太阳能等可再生能源资源分布与生产力发展格局不匹配，一些地区依然存在“重建设、轻利用”的现象，供给与需求呈现区域性不平衡、不协调，导致可再生能源的发展潜力还未得到充分挖掘，可再生能源充分消纳是可再生能源利用水平得以持续提升的关键。

（三）技术进步带来可再生能源平均发电成本持续下降

中国主要可再生能源平均发电成本呈明显下降趋势，自2010年以来，中国光伏发电（PV）、陆上风电、海上风电平均发电成本分别下降了82%、33%、37%。

上述可再生能源发电的原材料和装机成本下降使得平均发电成本锐减，自2010年以来，陆上风力涡轮发电机的价格下降了55%-60%，海上风电的装机成本下降了18%。

（四）可再生能源发展激励机制面临转型

中国早在2006年就确立了固定价格制度（FIT），目前，可再生能源电价附加收入是补贴可再生能源上网发电的唯一资金来源，财政部、发改委、国家能源局共同制定了《可再生能源电价附加资金管理办法》，其中，由财政部确定新增可再生能源发电项目补贴总额；发改委、国家能源局在补贴总额内，确定各类需补贴的可再生能源发电项目新增装机规模。

随着可再生能源装机容量快速发展，补贴缺口日益增大、可再生能源发电的电网外送能力有限等问题逐步显现，可再生能源的消纳问题亟待解决。为促进可再生能源消纳，2019年5月，中国正式提出建立健全可再生能源电力消纳保障机制，该机制按省级行政区域确定可再生能源电力消纳责任权重，该机制的推出表明，中国可再生能源激励方式正在由财政激励向产权激励转型，即从固定价格制（FIT）转向配额制（RPS）。

三、推动中国可再生能源发展的几点建议

为加快能源结构转型，推进中国可再生能源体系的可持续发展，结合国际可再生能源发展现状及中国可再生能源发展特点，提出以下几点建议：

（一）根据现行可再生能源配额制实施情况进一步调整与完善激励机制

中国可再生能源配额制尚处于实施的初期阶段。结合澳大利亚等国家实施配额制的经验，建议通过实时监测、评估考核等措施及时发现配额制实施过程中存在的问题并做出相应调整，不断完善该机制，为可再生能源发展提供长期的增量市场空间，保证已建成项目的利用率维持在较高水平。

考虑到该机制尚处于实施初期，惩罚措施过严将导致政策实施阻力较大，因此目前该机制设置的惩罚措施较弱，主要通过正向激励激发相关责任主体对可再生能源的消纳意愿。建议在配额制实施深入推进过程中，不断完善惩戒机制，通过合理的反向激励措施强化政府部门、电网企业、电力用户等相关主体消纳责任的落实效果。

此外，目前配额制仅针对可再生能源发电和非水可再生能源发电设置配额目标和相应的电力证书，政策目标设置未能充分体现对多样化可再生能源发展的引导和鼓励。建议在后续的政策调整中，细化配额目标，针对不同种类可再生能源设置具体配额目标及相应电力证书，积极推动各类可再生能源多元发展。

（二）适时调整财政支持，完善可再生能源消纳的财税政策

在目前中国对可再生能源的财税激励力度已较大的情况下，建议将财税支持力度向可再生能源产业链的中高端和消纳环节做出适当调整与倾斜。加大核心技术研发的财政支持力度和税收优惠力度，鼓励可再生能源产业产能的供给向核心技术领域转变，建立可再生能源设施自主创新体系，减少可再生能源技术的进口依赖。

与可再生能源消纳相关的配套设施建设在可再生能源消纳过程中起着至关重要的作用，建议加大对建设智能电网、微电网、高效储能设施等与可再生能源消纳的相关配套设施的财政补贴力度和税收优惠力度，从而增强电网对可再生能源电力的调峰力度，保证可再生能源的有效消纳。

（三）继续强化目标管控，优化资源配置

中国的非水可再生能源消费占一次能源消费比重还未完全与世界平均水平持平，建议结合“到2030年非化石能源占一次能源消费比重达20%”的长期目标，通过制定包括限制或降低化石能源消费比重、保证可再生能源新增装机规模等能源消费与供应保障的年度管控目标，进一步提高可再生能源消费比重，引导形成并持续强化优先开发利用可再生能源的能源发展共识，助推能源转型变革。

基于可再生能源资源与生产力格局不匹配的现状，建议从全国均衡、可持续发展角度，根据能源供求的实际情况优化资源配置，结合可再生能源配额制（RPS）的实施，推动可再生能源跨省消纳，有效扩大“三北”地区可再生能源消纳范围，确保可再生能源在省份内部需求得以满足的前提下，最大限度地提高外送比重。

（四）充分发挥比较优势，实现绿色“一带一路”发展

2019年可再生能源装机规模超过10GW的国家中，“一带一路”沿线国家占1/3，这些国家将发展可再生能源作为实现能源转型和绿色发展的重要举措。与此同时，中国的可再生能源发展具有一定优势，例如太阳能、风能的发电成本较低，相关技术处于世界领先水平，项目开发经验丰富等。中国应充分发挥在可再生能源领域的竞争优势，进一步推动太阳能、风能等可再生能源的国际合作，建立“一带一路”沿线国家可再生能源合作机制和合作平台，深化可再生能源基础设施互联互通，共同推进项目开发，实现资源的全球优化集约配置。加强对中资企业境外项目开发的金融支持，发挥中国金融机构、国际多边金融机构等金融服务实体的作用，增强项目开发融资能力。