可再生能源发展形势分析与展望

河南省可再生能源发展形势分析与展望

摘要：河南省长期以化石能源为主，当前非化石能源消费比重为6%、非水可再生能源发电量比重为2.2%，国家要求2020年河南省非化石能源消费比重达到7%以上、非水可再生能源电力消纳量占全社会用电量比重7%，加快发展可再生能源，促进能源发展绿色转型任务艰巨。本文在详细分析2016年河南省可再生能源发展情况的基础上，展望了2017年河南省可再生能源发展面临的形势，对2017年河南省可再生能源发展进行了预判，提出了相关对策建议。

0 概述

当前，新一轮能源革命正在兴起，能源发展正在形成新动力、进入新阶段。随着对生态环境保护、能源安全保障、气候变化应对等可持续发展问题的日益重视，加快可再生能源开发利用已成为普遍共识。实施以清洁替代和电能替代为主要内容的“两个替代”成为世界能源可持续发展的重要方向[1]。

然而，河南省能源发展仍处在高碳、高排放、高能耗的发展阶段，能源发展转型压力大。当前，全省能源强度明显高于东部先进地区，污染物排放量较大，非化石能源消费比重为6%、非水可再生能源发电量比重为2.2%，国家要求2020年河南省非化石能源消费比重达到7%以上、非水可再生能源电力消纳量占全社会用电量比重7%，加快发展可再生能源，促进能源发展绿色转型任务艰巨。

本文详细分析2016年河南省可再生能源发展情况，分析了可再生能源发展有利因素和存在的主要问题，展望了2017年河南省可再生能源发展面临的形势，对2017年河南省可再生能源发展进行了预判，并针对性地提出了相关对策建议。

1. 2016年河南省可再生能源发展情况分析

2016年能源消费结构进一步优化，非化石能源消费比重达到6%，能源供给结构持续改善，非化石能源产量增长5.9%。风电、光伏发电是拉动可再生能源快速发展的主力，全省可再生能源总装机容量同比增长44.2%，新能源完成投资125亿元。同时，受水电发电量大幅减小，全省可再生能源发电量略有减少，不同类型可再生能源发电利用小时数有增有减[2]。

1.1可再生能源发展迅速，投资及发电装机规模快速增长

1.1.1可再生能源发电装机快速增长

截止2016年底，河南省可再生能源装机容量837.7万千瓦，同比增长44.2%，占全部装机容量的11.6%，同比提高3个百分点，其中，非水可再生能源装机为438.7万千瓦，占全部装机的6.1%，风电、太阳能装机分别为104.1万千瓦、284.3万千瓦，同比分别增长14.2%、596.7%，对可再生能源装机增长贡献率达99.8%，是可再生能源装机快速增长的主要原因。2015年、2016年河南省可再生能源装机情况详见图1。

图12015年、2016年河南省可再生能源装机情况

1.1.2可再生能源投资大幅增长

2016年，全省新能源完成投资125亿元，到历史最高水平，促进了全省经济平稳增长。其中，1~9月，全省新能源项目累计完成投资110亿元，同比增长2.7倍，风电、太阳能、生物质能分别累计完成投资32亿元、75亿元、3.1亿元，分别占新能源项目投资总额的29.1%、68.2%、2.7%

，光

伏发电投资比重超过一半。2016年1~9月河南省可再生能源投资比例详见图2。

图22016年1~9月河南省可再生能源投资比例

1.2受水电来水影响，可再生能源发电量及利用小时数有所减少

1.2.1可再生能源发电量有所减少

2016年，河南省可再生能源发电量148.2亿千瓦时，同比略有减少，占全部发电量的5.7%，同比降低0.1个百分点。其中，非水可再生能源发电量55.6亿千瓦时，占全部发电量的2.1%，同比增长40.1%。风电、太阳能、生物质能发电量分别为18.4亿千瓦时、11.5亿千瓦时、25.7亿千瓦时，同比增长51.4%、269.6%、5.4%，风电、太阳能对可再生能源发电量增长贡献率达84.2%。受黄河上游水库来水量减少影响，水电发电量92.6亿千瓦时，同比大幅减少14.8%，是可再生能源发电量下降的主要原因。2015年、2016年河南省可再生能源发电量情况详见图3。

图32015年、2016年河南省可再生能源发电量情况

1.2.2可再生能源发电利用小时数有所降低

不同类型可再生能源发电利用小时数有增有减。受电力需求增长放缓、可再生能源装机快速增长等因素影响，截止2016年12月，风电、太阳能发电利用小时分别为1902小时、672小时，同比分别增加109小时、减少157小时；受水库来水量较少影响，水电发电利用小时数为2322小时，同比大幅减少408小时；生物质能发电利用小时数为5102小时，同比增加213小时。2015年、2016年河南省可再生能源发电利用小时数情况详见图4。

图42015年、2016年河南省可再生能源发电利用小时数

情况

1.3可再生能源上网电价持续调整，提质增效成为发展主题

2015年12月，国家发改委印发《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》[3]，提出陆上风电、光伏发电上网标杆电价随发展规模逐步降低，并调整2016年、2018年陆上风电标杆电价及2016年光伏发电标杆电价；2016年12月，国家发改委印发《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，明确今后光伏标杆电价根据成本变化情况每年调整一次，并更新调整2018年陆上风电标杆电价及2017年光伏发电标杆电价，标志着风电、光伏又朝着平价上网目标迈出了一步。

1.3.1陆上风电上网电价继续下调

根据《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，2016年第I、II、III类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价均降低0.02元/千瓦时，第IV类资源区不做调整，调整后的标杆上网电价分别为0.47元/千瓦时、0.5元/千瓦时、0.54元/千瓦时、0.6元/千瓦时；根据《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，2018年第I~IV类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价分别下调0.07元/千瓦时、0.05元/千瓦时、0.05元/千瓦时、0.03元/千瓦时，调整后的标杆上网电价分别为0.40元/千瓦时、0.45元/千瓦时、0.49元/千瓦时、0.57元/千瓦时。河南属于IV类资源区，调整后的2016年、2018年风电标杆上网价格分别为0.6元/千瓦时、0.57元/千瓦时。此次价格的下调，对作为IV类资源区的河南影响最小。

1.3.2光伏上网电价大幅下调

根据《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，2016年第I、II、III类资源区光伏标杆上网价格分别降低0.1元/千瓦时、0.07元/千瓦时、0.02元/千瓦时，调整后的标杆上网电价分别为0.8元/千瓦时、0.88元/千瓦时、0.98元/千瓦时；根据《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，2017第I、II、III类资源区光伏标杆上网价格分别降低0.15元/千瓦时、0.13元/千瓦时、0.13元/千瓦时，调整后的标杆上网电价分别为0.65元/千瓦时、0.75元/千瓦时、0.85元/千瓦时，同时明确今后光伏标杆电价根据成本变化情况每年调整一次。为继续鼓励分布式光伏，分布式光伏发电补贴标准不作调整，仍维持0.42元/千瓦时的补贴标准。河南属于III类资源区，调整后的2016年光伏标杆上网价格为0.98元/千瓦时，降幅为2%，较I、II类资源区11%、7%的降幅明显较小，对全省光伏补贴影响十分有限。调整后的2017年光伏标杆上网价格为0.85元/千瓦时，降幅为13.3%。

1.3.3新建生物质发电等项目补贴标准不变

根据《国家发展改革委关于调整新能源标杆上网电价的通知（征求意见稿）》[5]，生物质发电标杆电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价加1分钱/千瓦时的超低排放加价）以内的部分，由当地省级电网结算，高出部分通过省内销售电价予以疏导，不再通过全国征收的可再生能源电价附加解决。2017年1月1日以后并网的生物质发电项目标杆上网电价，继续执行国家制定的标杆电价或根据本地实际情况研究制定标杆上网电价。

1.3.4招标等市场化方式得到鼓励

国家鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定陆上风电、海上风电、光伏发电等新能源项目业主和补贴标准，但通过市场竞争方式形成的价格不得高于国家规定的同类资源区陆上风电、海上风电、光伏发电标杆上网电价。2016年，“领跑者计划”招标过程中光伏上网电价不断被拉低，最终内蒙古乌海项目中标最低价0.45元/千瓦时，仅为该地区标杆上网电价的56%。鹤壁市60万千瓦采煤沉陷区综合治理、禹州市55万千瓦药光互补两个光伏领跑者基地实施方案上报国家。

1.4光伏扶贫攻坚战全面推进

2016年3月，国家发改委、国务院扶贫办和国家能源局等五部门联合发布《关于实施光伏发电扶贫工作的意见》，决定在全国具备光伏建设条件的贫困地区实施光伏扶贫工程。7月26日，河南省出台《关于组织实施光伏发电扶贫工作指导意见》，保障贫困户20年以上、每户每年不低于3000元的光伏发电扶贫收益，率先提出省里对村级光伏小电站建设项目实行规模兜底政策。10月，国家能源局等五部门联合发布《关于下达第一批光伏扶贫项目的通知》，明确了光伏扶贫实施地区