可再生能源“十三五”规划近期发布。“十三五”期间，可再生能源领域的新增投资将达到2.5万亿元，投资规模比“十二五”期间增长近39%。多位专家表示，储能产业和分布式光伏等细分领域将成为“十三五”期间能源领域最具爆发力的产业。
国家发改委能源研究所高级研究员韩文科认为，相比于此前的规划，“十三五”规划在适度调低了发展目标的同时，把关注点更多地转向了降低成本，增强市场竞争力和解决“弃风弃光”等掣肘可再生能源发展的问题上。
发展目标调低
可再生能源包括水能、风能、太阳能、生物质能、地热能和海洋能等。
规划提出，到2020年，水电新增装机约6000万千瓦，新增投资约5000亿元；新增风电装机约8000千瓦，新增投资约7000亿元；新增各类太阳能发电装机投资约1万亿元。再加上生物质发电投资、太阳能热水器、沼气、地热能利用等，整个“十三五”期间，可再生能源新增投资总计约2.5万亿元。
“十三五”期间可再生能源投资规模比“十二五”期间增长了近39%。“十二五”期间可再生能源投资需求总计约1.8万亿元。
韩文科对中国证券报记者表示，在当前电力总体过剩、能源需求减少的大背景下，“十三五”规划适度调低了可再生能源的发展目标。
一个重要背景是，目前中国可再生能源规模位居世界第一。到2015年底，全国水电装机为3.2亿千瓦，风电、光伏并网装机分别为1.29亿千瓦、4318万千瓦，太阳能热利用面积超过4.0亿平方米，应用规模均位居全球首位。全部可再生能源发电量1.38万亿千瓦时，约占全社会用电量的25%。
“得益于风光发电的爆发式增长，以及水电投产规模的快速扩张，‘十二五’期间，可再生能源实际发展规模超过预期。因此‘十三五’期间，风光水电预期增长要慢一些，规模较市场预期要小一些。但预计能够保证2020年非化石能源占比达到15%的要求。”国家发改委国际能源研究所所长白俊说。
为此，“十三五”规划提出的可再生能源发展目标是，到2020年，全部可再生能源发电装机6.8亿千瓦，发电量1.9万亿千瓦时，占全部发电量的27%；全部可再生能源年利用量7.3亿吨标准煤，商品化可再生能源利用量5.8亿吨标准煤。
国金证券分析师认为，此次规划对于光伏和风电的装机量目标设定均十分保守。但110GW太阳能和210GW风电可理解为底线指标。只要投资回报具有吸引力，国家并不会限制装机。但《规划》对利用小时数提升、成本下降、光伏产业化效率提升均提出了较高要求。
“可再生能源长远还是要大力发展。目前，可再生能源技术进步依然很快，成本下降比较明显，未来与其他电力相比，竞争性将不断增强。”韩文科说。
中国可再生能源学会理事长石定寰表示，大力发展新能源，特别是发展可再生能源为主体的新能源，将是未来的发展方向。
破解发展瓶颈
虽然规模已居全球首位，但一直困扰可再生能源的弃风弃光弃水“三弃”问题及可再生资源补贴缺口等难题，却有愈演愈烈的趋势。
数据显示，2016年前10个月全国弃风弃光弃水电量达到980亿千瓦时。上半年，仅弃风电量就高达323亿千瓦时，逼近去年全年弃风电量。三北地区弃风形势愈演愈烈，今年上半年，新疆、甘肃弃风分别高达45%和47%。
韩文科分析，造成弃风弃光弃水的原因比较复杂。在目前电力需求降低的形势下，一些地区盲目上马可再生能源。此外，可再生电力建设与电网发展不协调，就地消纳能力弱等，都是新能源弃电的重要原因。
“解决‘三弃’问题非一朝之功。”韩文科说，“十三五”规划在调低可再生能源，尤其是风电、太阳能(0.00,0.000,0.00%)发展目标的同时，要增加本地消纳，同时增加电网的接受和输送能力等。
国家能源局副局长李仰哲日前谈及可再生能源时表示，要努力把三北地区的弃风弃光率控制在5%以内。其他地区基本做到不弃风，不弃光。考虑到目前三北地区可再生能源的消纳问题，“十三五”布局也做了比较大的调整，主要是往东部和中部发展。
为此，“十三五”规划提出，到2020年，风电项目电价可与当地燃煤发电同平台竞争，光伏项目电价可与电网销售电价相当。水电弃水问题基本解决，限电地区的风电、太阳能发电年度利用小时数全面达到全额保障性收购的要求。
业内人士认为，目前，清洁能源若想得到大规模利用，需改变传统电力规划、生产、传输、调度和用电方式。按照电源—电网—储能—用电全产业链条综合发展原则，对风光等可再生能源发电和各级电网统一规划、设计、建设。
解决可再生资源补贴缺口问题，也是“十三五”规划的一个重要目标。“目前，可再生能源的补贴捉襟见肘，缺口越来越大。如何降低成本，减少补贴，不仅关系到能源行业自身的可持续发展，也关系到转型能否成功。”李仰哲指出。
可再生能源补贴绝大部分来自可再生能源电价附加费。工商业用电每千瓦时上缴可再生能源附加费0.019元，足额征收的话是800亿元。由于各种原因无法做到足额征收，导致补贴的发放拖欠严重。
截至2016年上半年，可再生能源补贴拖欠累计达到550亿元。大量并网发电、具备补贴发放资格的项目，由于电价附加费用收取不足，迟迟拿不到应得的补贴。
为此，规划提出，建立全国统一的可再生能源绿色证书交易机制，进一步完善新能源电力的补贴机制。同时与碳交易市场对接，降低可再生能源电力的财政资金补贴强度，为最终取消财政资金补贴创造条件。
专家指出，差价补贴要变成定额补贴加绿色证书的模式。现有的固定补贴还会保留一段时间。随着财政补贴逐渐减少，最终补贴将退出。同时补贴方向也会作出调整，倾向小而散的分布式能源。另一方面，在条件成熟时，将推进配额加绿色证书交易机制。
多个细分领域迎爆发期
多位专家对中国证券报记者表示，储能产业和分布式光伏等细分领域，将是“十三五”期间能源领域最具爆发力的产业，预计2020年储能产业新增市场规模可以达到350亿元。
此次规划首次大篇幅强调推动储能技术发展，将推动储能技术示范应用作为“十三五”期间可再生能源发展的八大主要任务之一。
规划指出，要开展可再生能源领域储能示范应用。结合可再生能源发电、分布式能源、新能源微电网等项目开发和建设，开展综合性储能技术应用示范，通过各种类型储能技术与风电、太阳能(0.00,0.000,0.00%)等间歇性可再生能源的系统集成和互补利用，提高可再生能源系统的稳定性和电网友好性。重点探索适合可再生能源发展的储能技术类型和开发模式，探索开展储能设施建设的管理体制、激励政策和商业模式。
“储能产业目前处于起步和较大规模发展的初期阶段。”韩文科表示，看好“十三五”储能技术及可再生能源发展前景，未来还有较大的发展空间。
国金证券分析师认为，从产业角度看，储能将是“十三五”期间能源领域最具爆发力的产业。从投资的角度看，储能也将是未来一年内孕育充分投资机会的板块。首先，储能电站具有商业化项目验证，令储能电站成为理想投资标的；其次，间歇性可再生能源渗透率提升的诉求与弃光弃风愈演愈烈的矛盾，同时售配电市场放开带来商业模式创新，分别从电源、电网、用户侧刺激储能需求；此外，国家高度重视储能技术的发展，自上而下政策激励将逐渐落地。
分布式光伏也是“十三五”期间可再生能源发展的重点领域。规划将全面推进分布式光伏和“光伏+”综合利用工程列为推动太阳能多元化利用的首要任务。要求继续支持在已建成且具备条件的工业园区、经济开发区等用电集中区域规模化推广屋顶光伏发电系统。
业内人士分析，能源局力推多年的分布式光伏将从2017年起真正开始快速增长，并有望从2018年起逐步实现用户侧平价。
国金证券分析师认为，考虑到2017年集中式电站标杆电价的大幅度下调、三北地区项目指标发放缩减仍难改善限电的情况，分布式项目的吸引力将大幅度提升。此外，电改在配售电侧的推进，尤其是电力市场化交易的逐步建立，也将推升分布式光伏项目的建设需求，预计2017年新增装机量中分布式项目占比有望大幅提升至30%以上。而2015年这一比例仅为10%。
光伏则因先天适合用户侧部署的特性，有望率先实现用户侧平价。目前东部地区度电成本0.7-0.9元，平均电价1元以上即可实现合理回报，考虑到装机成本的持续下降，以及分布式市场逐渐成熟后融资成本的降低，预计从2018年起分布式光伏将在用户侧逐步实现平价。
链接：
政策力推“光伏+”综合利用工程
国家能源局近日发布的《太阳能发展“十三五”规划》显示，到2020年底，太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上。其中，光伏发电装机达到1.05亿千瓦以上，光热发电目标为500万千瓦。业内人士称，“十三五”期间将是太阳能产业发展的关键时期，主要在于推动产业升级、降低成本、扩大应用，实现不依赖补贴的市场化持续发展。随着政策向分布式光伏倾斜，分布式应用将快速放量，“光伏+”综合利用工程将成为重要途径。
降本增效是方向
截至2015年底，中国光伏累计装机达43GW，2016年预计装机达30GW左右。若按保底目标测算，未来4年年均装机目标仅为8GW。这表明发展规模已不再是光伏发展的首要目标，降本增效将是更关键的要素。
《规划》提出，到2020年，光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上（即达到0.4-0.5元/千瓦时以下），在用电侧实现平价上网目标。这表明“十三五”期间将是企业拼研发实力、降成本的重要阶段。
在技术层面，“十三五”期间先进晶体硅光伏电池产业转化效率达到23%以上。而现有单晶硅、多晶硅电池转换效率平均分别是19.5%和18.3%。薄膜光伏电池产业转化效率显著提高，若干新型光伏电池初步实现产业化。
光伏行业协会秘书长王勃华表示，光伏产业技术升级将是大势所趋。过去产业发展主要依靠需求拉动，今后需要通过技术创新来开拓市场。在行业面临发展拐点的情况下，更需要在技术创新上不断下功夫。
申万宏源(0.00,0.000,0.00%)认为，2016年光伏上网电价大幅下调，政策不断利好分布式光伏，未来光伏降本增效将更加受到重视。由于单晶高效组件能够从整体上降低光伏电站成本，单晶替代将不可逆转。目前，产业上、中游已明显加速单晶产能扩张，对单晶认可度不断提升。随着单晶组件的成本进一步下降，后续将有更多运营商考虑选用单晶组件，单晶的市场占有率将进一步提高。
推进“光伏+”工程
分析人士指出，分布式光伏发电是太阳能利用的重要方式，具有可就近消纳的优点。若光伏成本在“十三五”期间快速下降，并实现平价上网，则分布式应用将快速放量，规模将赶超地面集中式电站。
《规划》提出，继续开展分布式光伏发电应用示范区建设，到2020年建成100个分布式光伏应用示范区，园区内80%的新建建筑屋顶、50%的已有建筑屋顶安装光伏发电；鼓励结合荒山荒地和沿海滩涂综合利用、采煤沉陷区等废弃土地治理、设施农业、渔业养殖等方式，因地制宜开展各类“光伏+”应用工程。
国家能源局相关负责人指出，在“光伏+”综合利用工程方面，要促进光伏发电与其他产业的有机结合，通过光伏发电为土地增值利用开拓新途径。在地面集中式电站资源缺乏的情况下，充分利用闲置厂房、建筑屋顶等资源建设分布式光伏可进一步拓展光伏装机规模。
在此背景下，不少光伏制造企业瞄准分布式光伏发电领域。据了解，自2016年下半年以来，不少此前专注集中式电站的企业开始了“抢屋顶”行动。业内专家预计，在2017年新增装机量中，分布式项目占比有望大幅提升至30%以上，分布式光伏将迎来良好发展时期。
东兴证券认为，随着国家政策向分布式光伏的不断倾斜，分布式光伏将开启稳定的发展周期，屋顶分布式龙头企业京运通、快速拓展分布式光伏系统工程的雅百特(0.00,0.000,0.00%)等公司值得关注。
此外，储能是分布式发电的关键环节，能够稳定电力输出、加强系统调控、保证电能质量，对电力资源的优化配置和微网负荷的平衡调节具有重要作用。“分布式光伏+储能”的商业模式作为未来能源建设的发力点，可以实现居民和商业用户侧电力自发自用、多余电力上网的经济运作，并有效解决西北地区大型集中光伏电站的消纳难题。在相对稳定和合理的政策补贴下，未来“光储一体化”的分布式发展模式大有可为。
