在近日北京举行的第九届CSP Focus光热发电中国聚焦大会上，国家发改委能源研究所研究员时璟丽发表了题为“可再生能源政策方向及光热发电发展”的专题演讲，现场分享了我国可再生能源发展的形势，政策及未来的方向，并重点分析了我国政策发展的宏观环境以及政策的趋势对光热发电行业产生的影响。

以下为具体演讲内容及部分演讲稿配图：

首先，简单回顾一下近期可再生能源发电市场的情况。

最近一两年以来，可再生能源发电的市场装机规模迅速增加，尤其是“十三五”以来，2016年到2018年，光伏发电已经连续三年成为国内最大的新增的电源。去年风电新增装机超过了2000万千瓦，生物质能发电新增装机超过300万千瓦，光热发电新增20万千瓦，有三个首批示范项目陆续进入投运阶段。

从统计数据来看，2018年非水电可再生能源新增装机超过6800万千瓦，在全国新增装机中占比55%，累计装机占比20%。在接近7万亿千瓦时发电量中，非水可再生能源占比达到9.1%，同比增长1.1个百分点，增长迅速，尤其是考虑2018年国内全社会用电量增速达到了8.5%的情况下，2018年核电、水电发电量增速均低于全社会用电量增速，但凭借风、光、生物质这几个主要的非水可再生能源无论是装机还是电量保持比较高的增速，使我国非化石能源电量占比以及可再生能源电量占比继续保持增长态势。

宏观政策和外部环境对可再生能源发展利好。

从可再生能源发展宏观环境看，最近一两年，无论是国家宏观政策方向，还是颁布的机制和政策，均体现了清洁能源发展持续成为能源战略重要组成部分的导向，在具体机制和政策方面支持的力度和决心更大。

从“十三五”中期开始，即从2018年开始，我国对于包括可再生能源在内的能源发展方式和模式提出更高的转型要求，关键点是更强调能源的高质量发展，与我国经济发展宏观目标路径一致，强调质量变革、效率变革和动力变革。对于效率方面，包括多方面的含义，比如对于政府职能管理方面要提出深化“放管服”改革，提升管理效率，希望通过市场化机制最终增强行业的内生动力。当然，对于可再生能源行业自身，技术不断进步、产业升级推进，提升整个可再生能源总体利用效率是长期任务。

新一轮电力体制改革自2015年开始推进。2015年到2018年，第一轮电改监管周期基本结束。电改在第一轮监管周期内许多方面都取得了一定的进展，这里列出来与可再生能源发电有一定关联的电改内容和进展。随着可再生能源发展和电改持续推进，可再生能源与电改进程关联和互为影响作用将增大，如经济激励政策、运行方式都与电改思路和进程密切相关。一是输配电价改革，第一轮监管周期确定32个省级电网以及深圳市电网输配电价。二是增量配电在省级改革实现了全覆盖，并且形成综合试点为主、多模式探索的格局。三是组建交易机构方面，所有省份建立了交易机构，建立北京、广州电力交易中心。

四是发用电计划加快放开，2018年国内市场化交易的电量占全社会总电量的比例达到30%以上，如果按照售电量来算，市场化交易电量占售电量比例达到40%。五是配售电业务方面，售电侧市场竞争初步建立，注册的售电公司超过3600家。六是电力现货市场的建设也在逐步推进，在8个地区开展首批电力现货市场建设试点工作，2018年一个现货市场已经开始试运行，根据有关部门要求，2019年上半年8个建设试点都要启动现货市场试运行。

下面介绍近期可再生能源政策方向以及对光热发电可能的影响。

首先是建立目标导向的管理体制，这是列在《可再生能源发展“十三五”规划》的第一项重要保障机制，该机制自2016年开始实施，已经实施了三年多时间。其目的是为可再生能源提供持续增长的发展空间，具体实施方面是在每年4月份左右国家能源局发布上一年度监测评价报告，主要是各个省份全部可再生能源和非水可再生能源电力消纳情况，以及全额保障性收购政策、特高压输电线路输送可再生能源、可再生能源示范区等情况。

从已经发布的连续三年的监测评价报告看，几乎所有省份非水可再生能源在其消纳电量中占比增加值都是正数。此外，从2018年开始国家能源局也在推进约束性的促进可再生能源电力消纳机制政策的出台，并且在2018年征求了三轮意见。

这里展示的是2018年9月份第三轮征求意见稿中相应的内容。对比已经实施的目标引导制度和拟推出的约束性消纳保障机制，目标引导制度是引导性的，考核的是各省份可再生能源消纳比例，约束性机制主要是考核义务主体，主要是电网企业、独立的售电公司、配售电企业以及自备电厂等，要求其在收购或者使用的电量中必须有一定比例的可再生能源以及非水可再生能源电量。

对光热发电可能的影响，目标引导制度和拟推出的消纳保障机制切合电力市场化方向，并且可以增加可再生能源发电市场空间，有助于消纳。完成约束性指标的方式，一个是通过实际消纳可再生能源电量来完成另外一个是从超额完成指标的市场主体购买绿证。绿色证书价格通过市场形成，如果证书能够在标杆电价基础上带来额外收益，则对提升光热发电经济性是有利的，否则可能会增加一些收益风险。

光热发电目前尚处于产业化、商业化发展初级阶段，具体要看约束性消纳保障机制的设计再确定采取什么样的政策对光热更有利。

可再生能源发电补贴资金问题。

对于所有可再生能源发电，电网支付的是当地燃煤标杆电价，各类可再生能源标杆电价与燃煤标杆电价之差部分来自于可再生能源发展基金提供的电价补贴。费用分摊和费用补偿机制实施13年以来，即从2006年到2018年，全国累计可再生能源电价补贴金额超过了4000亿元。

目前面临的问题是部分领域的可再生能源发展超过预期规划，虽然成本实现了快速下降，但目前有超过1000多亿元的补贴资金缺口。一些风光项目开发量比较大的企业目前面临着补贴资金拖欠时间较长的问题。

光热发电首批示范项目是有标杆电价政策支持的，应该尽早申请优先进入目录，或者直接优先获得补贴。

从全社会用电增量来看，预计近期每年可再生能源发展基金增量规模可以在50亿元以上，如果有10个项目在“十三五”期间建成，测算需要的补贴资金约每年13亿元。

行业还是应该尽早准备和申请光热发电优先获得补贴。光热发电的收益组成中，各省份电价补贴的数值不一样，但基本上电价补贴是占到了收益的70-80%，因此必须重视项目建成后补贴资金到位问题。

下面介绍与光热发电相关的两个政策，一个是2018年2月国家发改委和国家能源局颁布的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，这一文件中光热发电量化目标目前看来很难达到，但其重要意义是为未来光热发电发展进行重要定位，即将光热发电放在加快推进电源侧调节能力提升的位置。

另一个是国家发改委在本月刚刚开始征求意见的政策---《进一步推进电力现货市场建设试点工作》，配合2019年上半年8个现货市场启动试运行。在清洁能源消纳方面，文件征求意见稿提出要建立促进清洁能源消纳的现货交易机制。市场初期清洁能源可以以报量不报价的方式参与现货市场，作为价格接受者优先出清，市场初期之后，要提出明确的时间表，清洁能源以报量报价方式参与电力现货市场。因此，如果电力现货市场发展比较快，有可能在“十四五”清洁能源将以报量报价方式参与运行。在这样的运行方式下，光热发电可以在现货市场中体现出更多的竞争优势。

此外，我国增值税率也做出调整，增值税税率2018年5月份从原来的17%降到16%，2019年4月开始制造业等增值税税率要从16%再降到13%，1.15元/千瓦时的首批示范项目电价是2016年确定的，考虑光热发电目前投资水平和成本，增值税税率从17%降到13%，成本下降约0.03元/千瓦时。

国家从2013年8月-2018年底对光伏发电实施了增值税50%即征即退政策，但这一政策在2018年底到期，尚没有延期。对于光热发电示范项目来说，当运行5-6年之后，可能就需要增值税政策支持，所以，行业也需要提前准备，因为这一政策有无对光热发电成本影响较大，目前投资水平下成本相差约0.06元/千瓦时。

金融政策方面，首批示范项目推进有很多难点，融资也是影响示范项目进程的一个重要因素。光热发电是新兴行业，与同为可再生能源的风电和光伏相比，产业进程在其后，对于银行等金融机构，融资时第一会比较谨慎，第二既然风险大，肯定同等情况下要提升利率。

经过测算，贷款利率变化一个百分点，成本变化0.04-0.05元/千瓦时。所以，光热发电需要金融政策支持，争取贷款安排和适度的利率。会前刚与国开行的王伟化（本次大会金融板块讨论嘉宾）讨论，国开行为很多可再生能源项目包括光热发电项目提供了融资支持。

近期可再生能源去补贴的进程逐步加快，如对于目前已经进入成熟发展阶段的可再生能源技术和产业即陆上风电和光伏发电，国家已经提出了较为明确的去补贴目标，2020年陆上风电与燃煤发电同平台竞争，光伏发电实现销售侧平价。实际上光伏发电在2018年就已经实现了销售侧平价这一目标。可再生能源去补贴是渐进过程，对于风光这样成熟的技术，目前一些政策在实施或者在讨论，比如对于风电和光伏，2019年1月国家能源局发布了政策文件，开始大规模启动无补贴的平价上网项目建设，我们预期平价上网项目每年至少各达到几百万千瓦的装机规模。此外，对于风电，无论陆上风电还是海上风电，2019年起要全面实施竞争配置确定项目和上网电价，光伏发电的去补贴政策方案也是讨论中，2019年拟采用地方竞争配置、全国排序方式确定项目和最终的上网电价。

竞争配置在成熟的技术和产业中已经得到了普遍的应用。实际上2016年首批光热发电示范项目的确定也是采用了竞争优选的模式，电价也是很重要的指标。

海上风电和光热发电这样目前在经济竞争力方面仍是“欠成熟”的可再生能源技术，也即将进入补贴退坡的轨道，但是，考虑到光热发电市场处于首批示范项目阶段，预期其电价退坡速度相当慢，按照政策规定，2018年底首批示范项目应该建成，但根据2月份的讨论方案，有望可以延期1-3年的时间，并且退坡速度较慢，如果电价不退的话，既不符合产业发展要求，对于2018年底如期并网的三个项目也不是很公平，作为前期探索者能够如期建成也是付出了更多的努力。所以退坡方案兼顾了竞争优选公平性以及光热发电产业实际情况。

从未来发展情况来看，光热发电经济性和成本下降潜力是很大的，国际可再生能源署和美国能源部预期到2025年光热发电成本可以低到5-7美分/千瓦时。

从未来发展角度，光热发电对能源系统的贡献是毋庸置疑的，光热发电的储能优势使其可以与风电、光伏共同组成清洁的可再生能源大系统，并且随着光热发电技术成熟和工作路线的打通，新的利用形式和商业模式也将不断出现，不会仅仅限于目前单纯的独立发电输出的情况。

当然，我个人观点，国内光热发电近期不应该是大跃进的过程，而应该是稳步推进，重点是要夯实产业基础，同时，做好项目的储备可能是近期另一主要任务。

现在很多地方政府也在做首批示范项目之外的很多项目的准备和规划工作，对于光热发电来说，前期更好的储备和准备是非常必要的工作，因为光热发电在目前实现商业化运行的可再生能源技术和项目中，第一技术门槛最高，第二投资门槛也最高。一口吃成个胖子、大跃进的模式肯定行不通。

上图展示的是我国海上风电装机增长情况，海上风电技术也比较复杂，比如对于海床的勘测、项目准备、工程施工都难度很大，而光热发电可能比海上风电的难度还要高一点，包括技术和投资门槛都比较高。

海上风电的发展进程可以为光热发电借鉴。2010年海上风电进行首轮特许权项目招标，2014年出台了标杆电价，在之前阶段，更多的是处于技术准备、地方沿海规划和项目的准备、储备阶段，每年新增装机是有限的。出台了标杆电价之后，每年新增装机其实也是在数十千瓦的年新增装机规模。，在国内海上风电有了前期基础情况下，自2017年进入规模发展阶段，2018年新增装机达到161万千瓦，经过了七八年的发展，2019年开始海上风电进入竞争配置确定项目和上网电价阶段。

光热发电示范项目2016年启动，“十三五”期间应是打基础时期。“十四五”光热发电产业如果能够复制这样路径，应该是规模化发展的时期。

看未来更长远发展，我国政府已经提出了能源转型战略，并且在2016年年底出台了《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》，提出2020年非化石能源在能源消费中的占比达到15%、2030年达到20%、2050年争取达到50%的目标，2030年非化石能源电力在全部电力消费量中的占比也要达到50%。

依上述目标做保守测算，2030年太阳能发电装机至少达到5亿千瓦以上。如果单纯靠光伏发电的话，需要达到7亿千瓦以上，如果加上光热发电的话，装机约为6亿左右。实现2050年的远期目标，太阳能发电包括光伏和光热至少需要达到14亿千瓦以上，甚至更高才能实现我国能源革命战略以及清洁能源供应转型目标。

相关线下活动：

第四届CSP Focus光热发电中东北非聚焦大会（2019.6.27-28，迪拜）

第三届光热发电创新大会（2019.10.24-25，中国）

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