我国能源和电力发展现状，面临两个基本现实：一是能源资源贫乏，难以支撑现在的社会经济发展模式，而且能源资源与用电需求地理分布上极不均衡；二是气候变化催生的低碳社会。

　　经济发展模式对电力系统发展的压力迫在眉睫。大力开发和利用新能源是我国优化能源结构、改善环境、促进经济社会可持续发展的必然选择。

　　近年来，我国新能源产业发展迅速，对改善能源结构、保护生态环境、促进经济发展发挥了重要作用。然而，随着产业规模的不断扩大，我国新能源开发面临的诸多问题和障碍开始逐渐显现，成为制约我国新能源产业规模化的瓶颈。

　　例如，目前风电及太阳能光伏发电技术的开发成本已大大降低，但仍高于化石能源，这就导致其尚缺乏市场竞争力；加之目前电价的市场化改革滞后，限制了新能源市场容量的进一步扩大；此外，并网难也成为新能源发电的又一障碍；新能源资源丰富地区集中在我国的北部和西部地区，而电力负荷却在东南部地区，大量新能源电力需从资源丰富地区输送到高电力负荷地区，而跨区能源的传输消纳工作缺乏统筹，使得并网难成为目前新能源发电的重要瓶颈。

　　因此，有必要对我国新能源发电的机制及相关政策开展研究，深入分析我国新能源发展发展的现况及存在的问题，梳理我国现行的新能源发展机制及政策，并探索应用科学的综合评价方法对于当前新能源发展机制进行评价，研究现有的新能源发展机制存在的问题和改进的方向，为新能源的发展及政策调整提供参考。

　　根据我国《可再生能源法》的解释，新能源指的是风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源。从广义上理解，任何区别于传统化石能源的利用形态，新的能源体系或由新技术支撑的能源利用方式、新的能源利用理念都可划分为新能源的范畴。

　　本报告重点放在风电、光伏发电、生物质能发电及分布式发电等。

　　全球新能源发展概况

　　截至2012年底，全球共有新能源装机约48万MW，同比增长约21.6%。其中，风电28.3万MW，占58.9%；并网光伏10.2万MW，占21.3%；生物质发电8.3万MW，占17.3%；地热发电1.17万MW，占2.4%；海洋能发电527MW，占0.1%。2012年，新能源装机发电量占到全球全年总发电量的5.2%。

　　截至2012年底，全球累计风电装机已达到282587MW，同比增长18.8％。其中，中国累计装机75324MW，排名全球第一，占全球风电总装机的26.7%；美国累计装机60007MW，排名第二；德国累计装机31308MW，排名第三。此外，还有21个国家的风电装机容量已经超过了1000MW。

　　全球累计新能源装机最多的地区是欧盟，约占全球新能源总装机的44%，其次是“金砖国家”（中国、俄罗斯、印度、巴西、南非），约占27%。全球累计新能源装机前三位依次是：中国、美国、德国。

　　据全球风能理事会（GWEC）统计，2012年全球新增风电装机44799MW，增速同比下降1.7个百分点。其中，美国新增13124MW，占当年全球新增风电的29.3%，超越中国而排名全球第一；中国新增12960MW，排名第二；德国新增2415MW，排名第三。但就地区来看，2012年亚洲地区新增风电排名全球第一，其次是北美和欧洲。

　　2012年丹麦风电发电量占全国用电量的比重超过30%，而欧盟为7%，美国为3.4%，中国为2%。

　　2013年，德国风电发电占全国用电需求的8%，光伏发电量占全国用电需求的4.9%，目标到2020年全国35%的电力来自新能源。

　　国外促进新能源发展的主要政策主要有直接政策（固定电价、国产化率要求、出口援助、认证和检测和研究开发及示范等）、间接政策（财税激励、信贷优惠、新能源配额制、特许权经营和绿色电价等）。

　　我国风电并网和消纳存在的问题主要有：2012年全国因限电而产生的弃风损失电量达208亿千瓦时，约占全国全年风电上网电量的20%，全国2012年弃风率约为17%；蒙东和吉林最为严重，超过了30%；蒙西和甘肃较为严重，超过了20%；黑龙江、辽宁、河北均超过了10%；云南、新疆超过了5%；宁夏、山西不足2%。

　　可见从我国电力工业的整体考量，新能源发展的规模并非过快，而是发展的模式和平衡出现了问题。

　　新能源发展机制的评价体系

　　1．评价体系

　　综合评价模型的输入端为新能源发展的一系列机制政策，以评价指标体系为核心，结合层次分析法，构建综合评价模块，模块的研究内容及实现功能包括：①指标界定及分析；②层次分析法确定指标权重；③数据标准化；④综合评价结果与优先级排序输出。

　　整个模型耦合了从微观层次的新能源发电技术、政策效用分析评价到宏观层次发展结构规划的整个过程。

　　2．我国新能源发展机制

　　1）总量目标与规划：2020年，“有效补充能源”，占比15%；2030年，“主要地位”，占比20%；2050年，“主力能源”，占比1/3以上，结构性改变。

　　2）产业发展及技术创新：风电基本形成装备制造、技术研发、检测认证、配套服务的完整产业链，国产份额达90%以上；光伏，其电池产量约占全球总产量三分之二，转换效率达到世界先进水平；产业政策为专项资金扶持、技术创新及标准认证体系、国家产业指导。

　　3）全额保障性收购制度：《可再生能源法》明确，合理规划，明确发电量占比，优先调度及全额收购，落实监管。

　　4）价格管理与费用补偿：新能源上网标杆电价；新能源价格补贴。

　　5）体制及监管：能源部门主管，标准、价格、税收、补贴等方面权责分散，缺乏综合管理和宏观协调；电力体制因素制约。

　　3．新能源发展机制面临的问题

　　1）总量目标与规划：地方和国家规划缺乏协调；只有总量目标，缺少分解目标；新能源、传统能源、电网规划脱节。

　　2）产业发展及技术创新：制造产业大而不强，核心技术制约；管理水平较低；质量有待提高；配套缺失，缺少对调峰电源、传统电源改造、电网接入技术投入；分布式及储能等新技术缺失。

　　3）全额保障性收购制度：责任主体缺失；技术及运行管理机制制约；电价补偿激励机制缺失。

　　4）价格管理与费用补偿：补贴机制有待完善；税收优惠执行力度有待加强。

　　5）体制及监管：缺乏统一协调机制；电力体制改革相对滞后；缺乏市场监管机制；缺乏新能源与社会和自然生态环境保护的协调发展保障机制。

　　4．评价结果分析

　　我国当前新能源发展机制的水平约为4，介于“接近理想目标”和“与理想目标有一定差距”之间，该评价结果基本反映了我国当前新能源产业的发展现况及面临的问题。

　　重点从新能源发电量占比、规划协调度、配额制、调峰能力及补偿机制、优先调度、输配与售电分开的市场机制、法律法规与监管、分布式电源、储能等方面加强建设。

　　总量目标及规划

　　健全完善可再生能源开发利用中长期总量目标的建立制度和考核制度；建立统筹协调国家与地方、电源与电网、各行业间规划的政策和制度。

　　新能源规划建设必须考虑以下几个方面：

　　1．在电源规划上，不仅要考虑新能源自身的选址和建设容量，以期最大限度的利用新能源资源，还要考虑系统调峰、备用电源的建设，保证系统安全稳定运行。

　　2．在电网规划上，针对新能源的不确定性提出新的电网规划模型，考虑风电随机性、建设成本、系统可靠性等多目标优化方案，解决新能源的市场消纳问题和弃风现象。

　　3．在协调规划上，避免电源规划和电网规划相互脱节。从根本上考虑如何缓解风电等新能源的波动性，一方面有利于提高系统稳定性，减少辅助设施的投入；另一方面可以提高线路的利用率，减少建设投资成本。

　　调峰能力及补偿机制

　　1．调峰能力及补偿机制

　　调峰能力及补偿机制建设要挖掘现有机组调峰能力、建立调峰补偿机制和促进抽水蓄能电站快速发展。

　　2．大力扶持储能产业

　　出台相应的产业政策，建立基于电价峰谷差的结算渠道，形成真正的市场需求；制定储能产业发展规划，打造完整的产业链及投融资平台，引入资金、技术，促进产业做大做强，协调相关配套产业良性发展；鼓励区域性储能服务的发展，加大储能服务的政策性补助；对储能新技术的研发予以政策及资金支持。

　　全额保障性收购制度

　　1．全额保证性收购

　　以规划为依据，明确责任主体，建立考核制度。

　　2．建立新能源配额制度

　　可再生能源电力配额是指根据国家可再生能源发展战略，对发电企业、电网企业和各省（自治区、直辖市）人民政府，在一定期限内开发、收购、消纳可再生能源电力数量或比例规定的最低要求。

　　3．全面提高新能源消纳水平

　　全面落实新能源消纳指标：发电计划指标分配；年、月、日、实时各时间尺度的发电计划和运行方式；规划、计划编制导则及考核监管制度。

　　加强技术支持系统建设和监管：全面提高风功率预测系统的建设范围及预测精度；加强风功率预测考核和监管；我国风功率预测系统覆盖率已达到90%以上，预测精度已经接近国外先进水平。

　　适应新能源并网的发电计划安排：在安排日发电计划时，若风电出力有利于减小峰谷差，则实际运行时风电可全额消纳；若风电出力增大峰谷差，则需比较系统常规运行调峰裕度（不考虑风电）与风电增加峰谷差的大小；若风电增加峰谷差小于系统常规运行调峰裕度（不考虑风电），则实际运行时可通过协调常规机组出力全额消纳风电；若风电增加峰谷差大于系统常规运行调峰裕度（不考虑风电），则为保证系统安全稳定运行，需适当限制风电出力。

　　4．跨区域协调控制

　　跨区调度根据其上报的调峰能力及区域内风电出力情况对跨区域输电联络线的容量进行实时修正，以此安排风电送出容量。作为受端区域电网的协调调控中心，要实时向跨区调度上报本地区的调峰能力。风电场控制中心负责实时向跨区域联合协调调控中心，上报有功功率、无功功率、电压、温度、风速等风电场运行数据。

　　市场及运营机制的建立

　　1．适应新能源发展的电力市场机制建立

　　在试点中，竞价上网模式存在的问题在于五个方面：一是区域电力市场模式与以省为单位的行政体制存在冲突，地方政府对建立区域电力市场没有积极性，一旦出现竞争导致电价上涨的情况，地方政府不同意通过调整销售电价进行疏导，使得改革难以为继；二是电力供需状况时松时紧，供应紧张时价格上涨风险很大；三是市场主体遵守市场规则的意识较差，容易出现联手涨价行为；四是部分地区电网发展滞后，电力输送存在网络堵塞，堵塞地区只能按发电企业报价，竞争形成电价的机制失灵；五是政府监管力量较弱。

　　2．市场与运营机制的建立

　　市场与运营机制的建立应包括电网公司的盈利模式、售电市场的建立、综合能源公司、输配电服务平台。

　　3．大用户直供模式对新能源并网的影响

　　为电力市场改革做出了铺垫和探索；当前背景下，大用户直供的实质是一种利益的转移，获益主体是用户、电厂、地方政府，受损主体是电网、在网未参与直供的电厂、其他用户；制约因素为法律法规不完善、社会认可程度、价格机制不健全、市场机制不完善、社会经济影响。

　　结论与建议

　　近年来，我国相继出台了一系列鼓励新能源发展的产业政策，形成了一整套新能源发展的机制体系，有效的促进了新能源产业高速发展。目前，我国新能源产业在规模、装机容量及发展速度上均位于世界前列。对改善能源结构、保护生态环境、促进经济发展发挥了重要作用。

　　与装机容量领先不同的是，我国新能源发电量占比远远低于欧、美等国家，并存在严重的弃风问题。消纳能力弱，机制中欠缺保障和激励消纳的机制，没有配套的消纳规划，与电源、电网规划缺少协调。全额保障性消纳的概念和责任主体不明确；调峰电源得不到补偿，电价不能反映市场供需关系和资源特性等。

　　我国新能源发展机制应重点从新能源发电量占比、规划协调度、配额制、调峰能力及补偿机制、优先调度、输配与售电分开的市场机制、法律法规与监管、分布式电源、储能等方面加强建设。（中国电力规划设计总院副总师  黄晓莉）

　　（本文根据作者会议PPT编辑而成，未经本人审阅）