可再生能源发展要补哪些课：与欧洲的差距并不在技术-北极星风力发电网

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截至2016年底，全球可再生能源发电（水电、风电和太阳能发电）装机达到18.9亿千瓦，约占全球总装机容量的30.6%。其中，欧洲和东亚是可再生能源发展程度较高的两个地区。

具体来看，欧洲可再生能源发展机制较为完善，各国之间形成了良好的电力互济，发展成效明显。截至2016年底，欧洲可再生能源装机达4.54亿千瓦，占欧洲总发电装机的43%；2016年，欧洲可再生能源发电量占总发电量的比重达到了30.2%，其中风电和太阳能发电合计占比13.2%。风电已经成为丹麦和西班牙的最大电源，占两国用电量的比重分别为34%和21%；而借助于清洁电力，英国在2016年的碳排放量下降到了19世纪以来的最低水平。

中国已经成为当之无愧的世界可再生能源发展“冠军”，到2016年底，可再生能源发电装机达到了5.58亿千瓦，占全国总装机的34%，接近全球可再生能源发电装机的30%；2016年，可再生能源发电量占总发电量比重为25.3%，不过水电占据大头，风电与太阳能发电以14%的装机占比仅仅发送了5.3%的电量。中国遭遇了严重的弃风、弃光问题，2016年平均弃风率17%，平均弃光率20%左右。

面对可再生能源的发展困局，国务院总理李克强在今年的政府工作报告中强调，要“抓紧解决机制和技术问题，优先保障可再生能源发电上网，有效缓解弃水、弃风、弃光状况”。具体如何落实，对比中国与欧洲的可再生能源发展现状，或许可以帮助我们找到解决问题的有效发力点。

政策引导：变强补为温补在欧洲，政府政策一方面在促进可再生能源发展，另一方面也在着力引导可再生能源的开发规划进程，在控制发展节奏上拿捏得比较好。例如，德国政府制定的光伏发电扶持政策，很注重将中长期发展目标与年度计划进行有效衔接，利用灵活的上网电价调整机制引导分布式光伏发电的发展。具体而言，德国会根据上一年度光伏发电新增装机规模与年度计划的匹配度，来确定下一年度上网电价的调整幅度，如果上一年新增规模超出年度计划，便会增加上网电价的下调比例，反之则适当减少下调比例，从而确保光伏发电的有序增长。在2016年第四次进行可再生能源法案修订时，德国将上网电价政策调整为招标制，以缓解绿色电力装机的爆发式增长。在英国，已经形成的固定上网电价、可再生能源配额责任制和差价合同机制体系，可以针对不同规模的可再生能源发电采取不同的扶持措施；涉及范围更广的碳交易及碳价机制、应对气候变化税等政策，也已经与可再生能源政策形成了良好的互补。

相对来说，中国的可再生能源政策体系还处于逐步健全阶段，这与中国可再生能源起步较晚有关系。1995～2003年左右，可再生能源处于起步期，扶持政策主要以推动产业发展和示范应用为主；2004～2014年左右，可再生能源进入快速发展期，政策转为以激励发展为主；2015年以来，可再生能源规模化发展态势已现，政策转向注重引导产业的健康有序发展。

目前，我国仍然在采用固定上网电价的补贴方式推动可再生能源的发展，这种“一味药材”强补的模式，对于推动产业起步与快速扩容效用明显，但也带来了国家补贴压力大、可再生能源参与市场竞争的积极性不足等副作用。未来有必要进一步丰富“药方”，变强补为温补，既重视统筹规划，给予可再生能源必要的成长空间，也要对产业进行约束和引导，更多发挥市场配置资源的决定性作用，促进竞争、降低成本、优化布局、激励消纳，保证高质量发展。当前，随着绿色证书交易机制的推出，可再生能源配额制进入筹划阶段，这种政策演变趋势正在显现。

系统协调：源网荷一个都不能少电力系统的结构和运行协调程度，会对可再生能源发展形成刚性约束，因此欧洲一直非常重视电力系统的灵活性，从电源、电网和负荷三方面着手，提高可再生能源发电的并网与消纳能力。在电源侧，火电机组灵活性提升技术得到了广泛应用，灵活电源比重普遍较高。德国、丹麦、西班牙、英国等国的灵活调节电源与可再生能源发电装机的配比分别为44%、43%、140%和190%。电网侧，欧洲已经建成跨国输电线路超过350条，总输电容量达到欧洲最大负荷的17%；风电大国丹麦向周边国家的输电能力是该国风电装机容量的1.6倍，当风电大发时，可以很方便地利用跨国市场消纳富余电力。2016年12月，欧洲输电运营商联盟发布两年一度的“十年电网发展规划”，明确提出未来即便需求响应、储能等技术快速发展，仍需要建设更大规模、更远距离的电力输送网络，以满足高比例可再生能源发展需要。负荷侧，借助于完善的电力市场，各国普遍开展了需求侧响应，吸引客户在高峰时段减少用电以维持系统平衡；积极支持储能发展，提高电网的适应能力。

中国在电源、电网、负荷的结构与协调方面与欧洲相比尚存在较大差距。电源侧的灵活调节电源比重偏低，导致系统调峰能力严重不足。其中，抽蓄、燃气等电源比重仅为6%，火电调峰能力只有50%左右，而且在弃风、弃光严重的“三北”地区，供热机组占比超过40%，调节能力仅为20%。电网侧，西北电网和东北电网电力外送能力只有当地可再生能源装机容量的27%和12%左右，外送通道不足和现有部分通道利用率不高的问题同时存在，难言在更大范围内消纳可再生能源。在负荷侧，促进需求侧响应的价格机制不完善，需求侧资源开发利用程度也较低。

市场机制：低成本消纳方案扶持政策更多的是解决可再生能源经济性问题，电网系统的优化为可再生能源消纳提供了可能性，不过要想低成本地解决消纳难题，最终还要依靠市场机制。欧洲各国普遍采用中长期市场、现货市场、平衡市场等相结合的市场模式，电力市场相对成熟，多级市场协调配合，有力地促进了可再生能源电力的消纳。更为重要的是，欧盟着力推进统一电力市场的建设，各国对于可再生能源在市场机制下的跨国自由流动持普遍支持态度，目前已有13家输电系统运营商实现了日前市场的联合出清，范围覆盖英国、丹麦等15个国家，该区域用电量达到欧洲整体电力需求的75%。

在中国，自2015年电改9号文发布以来，电力市场建设提速，但现阶段仍旧以中长期交易为主，短期灵活的交易模式尚未建立、机制还不健全，可再生能源发电边际成本低的优势还难以在市场中发挥出来。在煤电产能过剩的情况下，发电计划的刚性执行部分地挤占了可再生能源优先发电的空间。而且，辅助服务补偿机制也不完善，调峰所增加的成本无法有效补偿，调峰积极性不高、能力也得不到充分发挥。可喜的是，经过政府部门、电网和发电企业的共同努力，解决弃风问题初见成效，今年一季度中国风电弃风率已降至16.4%。

综合来看，在可再生能源发展领域，中国与欧洲存在多维度的差距，未来解决弃风、弃光问题，需要在健全相关政策体系、加强电力系统规划及运行的协调性、进一步完善电力市场等方面做出更多努力。实际上，这些工作并不涉及技术难题，而是有很多制约技术发挥作用的体制机制需要打破，需要创新。

（作者系国网能源研究院副院长）

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