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新能源产业发展趋势研究报告
发表时间：2012-02-10 来源：国家能源局 字体：[大][中][小] [打印] [关闭]
新能源产业发展趋势研究报告
（研究单位：国电能源研究院）
本报告重点针对风电、太阳能发电、生物质发电、分布式能源发电和清洁煤发电等领域，从产业发展的宏观角度，对我国的新能源产业政策、发展现状以及产业发展过程中存在的问题，特别是产能过剩问题，进行了深入分析，并展望了未来发展趋势，给出政策建议。
一、风电发展趋势
（一）国家鼓励政策将长期存在
我国已经制定了2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%，以及单位GDP排放二氧化碳比2005年下降40%-45%的目标，只有加速能源结构调整才能实现该目标，这为我国新能源产业提供了广阔的发展空间。风电作为新能源产业的重要组成部分，对于优化能源结构、实现节能减排意义重大，未来政策扶持力度可能还会有所提高。当前，我国已经初步形成了较为完整的支持风电发展的政策体系。今后，随着风电并网技术的进步以及相关配套政策、标准、体系的完善，风电产业发展将拥有更加广阔的发展空间。
近年来清洁能源机制（CDM）项目迅速开发，目前获得CDM的项目将多获得政策补助5-8分/千瓦时，这有效地提高了风电投资者的盈利空间和积极性，到2012年，如果CDM机制仍能延续生效，在一定程度上也会提高我国风电投资的经济性，将对风电发展起到有效的推动作用。
（二）风电规模化发展成为方向
我国风能资源丰富并且分布集中，根据国家能源局制定的《新兴能源产业发展规划（草案）》，到2020年，我国风电装机规模达到1.5亿千瓦，并初步规划了在甘肃、新疆、蒙东、蒙西、吉林、河北和江苏沿海建设七大千万千瓦级风电基地。
根据国网《风电消纳能力研究方案》，甘肃风电、新疆风电除了在西北主网内消纳外，还需要与火电“打捆”后送到“三华”电网（华北-华中-华东特高压同步电网）；内蒙古风电除了在当地消纳一部分外，还须送到东北电网和“三华”电网消纳；吉林风电主要在东北电网消纳；河北电网主要在华北电网消纳；江苏沿海风电主要在华东电网内消纳。到2020年，在配套电网建成的条件下，七大基地可具备总装机容量1.38亿千瓦的潜力。由上可见，开发大风电，融入大电网，实现风电的规模化开发利用和远距离大容量输送，将是我国风电产业发展的主要方向。
（三）海上风电进入快速发展轨道
从我国风电规划可以看到，未来陆上风电将成为我国风电发展的绝对主体，但从风能资源禀赋来看，我国海上风能资源同样丰富，年利用小时更高，且基本不存在占地问题。由于海上风电风速较陆上风电更高，风切变更小，有稳定的主导方向，机组运行会更稳定，机组寿命更长。
是我国沿海省份工业发达，电能总消耗量大，我国陆上风能资源主要在西部地区，远离负荷中心，长距离输电受到电网输送能力与建设进度的制约。虽然海上风电总的综合投资比内陆风电的造价要高得多，但由于海上风电靠近负荷中心，而且是清洁绿色能源，因此，开发海上风电仍将是我国风电发展的重要方向之一。
为了加快沿海地区大型风电基地建设，国家能源局统一组织开展了沿海地区大型风电基地建设前期工作，许多沿海省市已经着手制定海上风电规划。表10为截至到2010年8月，已经公布的部分沿海省市海上风电规划数据。
表1 部分沿海省份公布海上风电规划数据（万千瓦）
我国分别于2007年和2010年建成了中海油绥中36-1风电场和上海东海大桥海上风电场。其中上海东海大桥海上风电场共有34台单机容量3MW的海上风电机，总装机容量达102MW。按照设计要求，年上网电量接近2.6亿千瓦时。
2010年2月，国家能源局、国家海洋局联合下发了《海上风电开发建设管理暂行办法》，规范海上风电建设。
2010年5月，国家能源局启动总计100万千瓦的首轮海上风电招标工作。
与此同时，我国还计划在完成上海东海大桥海上风电试点的基础上，编制国家海上风电发展计划，积极推进海上风电建设。
可以预期，随着海上风电机组关键技术的逐步攻克，随着风电机组建设和发电成本的持续下降，随着随着电网输送能力与调节能力的不断提高，沿海大型风电基地的建设将会进入快速发展的轨道。
（四）风电机组造价成本将持续下降
目前来看，我国风电投资的资金回报率并不高，主要原因是由于我国风电电价相对较低，而风电设备及基本建设的综合成本相对较高。目前从成本构成来看，风机成本可以占到风电项目总成本的56%。因此，降低风电设备价格是提高风电投资效益的重要途径。
2008年初，风电机组的造价成本为每千瓦6200元。进入2009年，风电机组的市场售价迅速走低，2009年底国产风电机组市场价格已下降到每千瓦5000元以下。到了2010年3月，造价成本已经降到了4750元/千瓦。根据最新市场数据，目前整机最低报价已接近4500元/千瓦，造价成本下降非常之快。
风电整机价格下降的原因，一方面是国产化比例的提高和规模化效应带来的成本降低，另一方面则来自于风电风机制造行业的竞争。按照新技术扩散的一般规律，风电规模扩张带来的规模经济性和技术扩散效应的综合作用，风电机组造价成本预计仍将持续下降。
（五）风电上网电价将趋于稳定
从2003年开始到2008年，我国共进行了5次风电特许权招标，但特许权招标价格偏低，价格不稳定，不能为市场提供清晰的价格信号。2009年7月，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。
此次标杆电价的确立，激励风电企业不断降低投资成本和运营成本，有利于我国风电行业长期发展。固定区域标杆价消除了招标定价的非理性波动，此项政策的出台也被理解为我国风电行业将进入成熟稳定发展的新阶段，陆上风电上网电价从此将趋于稳定。
对于海上风电，目前四个海上风电特许权项目中标电价较低, 和陆上最高风电标杆电价0.61元相近（滨海、射阳、东台、大丰四个项目的中标电价分别为0.7370元/千瓦时、0.7047元/千瓦时、0.6235元/千瓦时、0.6396元/千瓦时），并不能全面反映真实成本, 海上风电建设与维护成本高,导致风电场运营企业项目盈利能力弱,预计后续将通过更多的特许权项目询价，最终会确定出一个理性的海上风电标杆电价。
（六）风机制造产业集聚度将进一步提高
2010年1月，国家发改委发布《关于取消风电工程项目采购设备国产率要求的通知》，文件取消了“风电设备国产化率要达到70%以上”的规定。这一规定将使国内风机整机生产厂与国际先进技术厂家展开公平竞争，国内风机制造企业必须要进行行业整合，淘汰部分低端产能，然后与国外大型企业进行竞争，最终形成一批具有国际竞争力的大型风电设备制造企业；2010年3月，工信部、国家发改委、国家能源局三部委公布了《风电设备制造行业准入标准(征求意见稿)》，原则上不再核准或备案建设新的整机制造厂，这将进一步加速风电整机制造行业的竞争和整合。可以判断，在政策鼓励下，风电设备制造的优势企业将以市场为基础推进兼并重组，淘汰落后产能，抑制低端产能过剩，进一步做大做强。
随着风电制造技术的日趋成熟和风电整机产业规模的不断扩大，风电整机制造业对零部件的技术要求和市场需求不断提高，加强整机和零部件企业深度协作有助于快速建立完备的产业链供应体系。因而，对风电设备制造产业链进行纵向整合，不断提升风电产业集聚度，将成为风电设备制造企业获得更多利润和稳定零部件供应的有效途径。
二、太阳能发展趋势展望
（一）太阳能发电规模化应用即将启动
我国已经在国际上承诺，到2020年非化石能源消费比重达到15%、单位GDP二氧化碳排放比2005年下降40%-45%，节能减排任务艰巨。太阳能发电作为实现这一目标的重要途径，将成为国家重点支持的新兴战略性产业。根据《新兴能源产业发展规划》（草案），2020年太阳能光伏发电规模将达到2000万千瓦，利用方式将以开阔地大型并网光伏电站和城市建筑并网光伏系统为主。
西北等地将成为太阳能发电的重点区域。根据规划，我国将在西部沙漠、戈壁及无耕种价值的空闲土地，主要是西藏、内蒙
古、甘肃、宁夏、青海、新疆、云南等重点地区，建设一批50-100兆瓦的风光互补、水光互补的大型光伏电站。
（二）未来十年晶体硅主流地位不变
目前来看，晶体硅电池和非晶硅薄膜电池这两种技术路线应用前景最为广阔。晶体硅电池在未来十年内仍将保持主流地位；但随着非/微晶硅技术的不断成熟和成本持续下降，预计晶体硅电池将逐渐被非/微晶硅为主的薄膜电池取代。
（三）塔式、碟式有可能成为光热发电主流技术
在光热发电技术路线中，槽式为现阶段主流，但塔式、碟式系统效率还有很大提升空间，成本也有下降的趋势，随着产业化的推进，这两种技术有望成为光热发电的主流技术。
（四）光伏发电系统成本将不断下降
伴随着技术进步、光伏电池转换效率提升、使用寿命增加以及规模经济效应，光伏发电系统初始投资逐渐降低。参照中科院电工所的有关数据，光伏发电初始投资将以每年10%的速度下降。如果光伏电池制造技术出现重要突破、材料成本大幅下降，度电成本有可能在2020年间接近常规火电的水平。
三、生物质能发展趋势
与传统能源相比，生物质能发电在利用农林废弃物、保护环境、应对气候变化等方面都具有积极的意义。国家发改委发布的《新兴能源产业发展规划（草稿）》草案，提出到2010年，全国生物质发电装机容量将达到550万千瓦;到2020年，生物质能发电总装机容量达到3000万千瓦。国家相继出台的一系列促进生物质能产业发展的政策措施，营造了良好的宏观政策环境，国有大型企业和跨国公司也参与进来，促进了产业的发展。虽然国家的对生物质能发电的扶持力度不如风力发电和太阳能发电，但该产业仍具有较好的发展前景。
（一）激励政策将持续
生物质能发电产业在很长一段时期内，将会继续得国家层面的产业政策支持。2010年8月，国家发改委发布《关于完善农林生物质发电价格政策的通知》，出台了全国统一的农林生物质能发电标杆上网电价标准。《通知》规定，未采用招标确定投资人的新建农林生物质能发电项目，统一执行标杆上网电价每千瓦时0.75元（含税）。通过招标确定投资人的，上网电价按中标确定的价格执行，但不得高于全国农林生物质发电标杆上网电价。
相较之前，全国生物质能发电平均上网电价为0.63元/千瓦时，加上部分地区0.1元/千瓦时的补贴，也只有少数几省的上网电价能达到0.73元/千瓦时以上，大部分生物质能发电电厂都无法实现盈利。这次确定全国0.75元/千瓦时的统一上网电价以后，大部分生物质能电厂都或可实现盈利，这将促进生物质能发电健康发展。
（二）发电技术进一步成熟
近些年，我国生物质能发电公司通过的技术积累和国际并购，在引进国外先进技术的基础上，加强消化、吸收和再创新，整