2015年，作为“十二五”收官之年，也是中国新能源发展史上不同寻常的一年。这一年，并网风电、光伏装机容量双双站在了全球第一的新高点;光伏领跑者示范基地、太阳能热发电、新能源微电网、光伏扶贫等多种形式的新能源发展精彩纷呈。然而，在经济转型、增速换挡、新增装机再创新高的背景下，“弃风”、“弃光”又一次成为新能源发展难以承受之“生长痛”。“十三五”是全面深化改革，推动能源生产消费革命，加快能源转型的重要时期，处于变革时代的中国新能源行业需要站在新的起点上，把握机遇，实现新突破。2015年中国新能源发展五大亮点2015年，国家进一步调整完善新能源产业政策，积极推动新能源创新示范，探索新能源发展的新途径，开创了我国新能源发展的新局面。2015年我国新能源的发展呈现五大亮点。
亮点一：光伏发电并网装机容量再创新高，2015年底有望超过德国跻身全球第一
进入2015年以来，随着国家支持力度进一步加大，光伏发电成本下降，国内外光伏市场需求旺盛，光伏电站投资热情高涨。2015年前三季度，我国光伏制造业总产值超过2000亿元，光伏企业盈利情况明显好转，前十家组件企业平均毛利率超过15%，多数企业扭亏为盈。光伏电站单位投资继续下降，光伏组件的价格已下降到约4元/瓦以下，光伏电站开发建设成本降至6～7元/瓦左右，电站盈利水平明显提高。全国组件制造商前20名中，几乎全部涉足下游电站开发业务。2015年1～9月，全国累计光伏发电装机容量3795万千瓦，同比增长161%，其中，光伏电站3170万千瓦，分布式光伏625万千瓦，累计新增装机990万千瓦。9月，为支持新能源示范城市、绿色能源示范县等地区建设光伏电站，国家能源局调增部分地区2015年光伏电站建设规模，至此，国家能源局下达的2015年新增光伏电站建设规模达到2310万千瓦。据初步测算，2015年底，我国光伏发电装机容量超过4000万千瓦已无悬念，并有望超过德国成为全球光伏发电第一大国。
亮点二：启动太阳能热发电示范项目建设
受资源条件、光热发电标杆上网电价政策未出台等因素影响，中国光热发电发展缓慢，目前国内太阳能热发电产业仍处于起步阶段。截至2014年底，中国己建成实验示范性太阳能光热发电站(系统)6座，装机规模约1.38万千瓦;开展前期工作的太阳能光热发电站18座，装机规模90.1万千瓦;国家己备案(核准)在建的太阳能光热发电站12座，装机规模为49.3万千瓦。为扩大太阳能热发电产业规模，培育系统集成商}，20巧年9月，国家能源局卜发《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，决定组织建设一批太阳能热发电示范项目。示范项目以槽式和塔式为主，要求单机容量不低于5万千瓦，须配置储热装置，且储热容量应满足短期云遮不停机、保证汽轮机额定功率满发不少于1小时。根据初步申报结果统计，累计有100多个项目参与申报，申报容量达到883万千瓦，最终约有100万千瓦的项目入选。
亮点三：光伏领跑示范基地或将开启中东部光伏发展新时代
2015年6月，工信部、国家能源局、认监委联合印发《关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见》，提出实施光伏“领跑者”计划，包括建设先进技术光伏发电示范基地、新技术应用示范工程等，要求项目采用先进技术产品。山西大同采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地己成为首个获批的光伏领跑示范项目，正探索光伏发电、新能源与治理采煤沉陷区相结合的模式。示范基地规划2015年建设规模为100万千瓦，到2030年建设300万千瓦、随后，包头、济宁、阳泉也结合木地特点筹备申报，有望成为新的光伏领跑者示范基地，总申报规模达到500万千瓦、此外，江西、安徽、山西、陕西、内蒙、河北的多座城市都在筹备领跑者基地的申报。依托先进技术光伏示范基地，开展新技术、新模式、新路径示范，为上地资源相对紧张的中东部地区发展光伏发电带来新机遇，对于提升光伏产业技术水平，优化光伏发电布局，拓展中东部光伏发电应用市场具有重要意义。
亮点四：新能源微电网示范探索新型运营模式和新业态
为探索建立容纳高比例波动性可再生能源电力的发输(配)储用一体化的局域电力系统，探索电力能源服务的新型商业运营模式和新业态。2015年7月，国家能源局印发《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》。新能源微电网示范项目建设的类型主要有两种，一是联网型微电网，技术要求是不超过110千伏;并网点交换功率和时段可控，可再生能源装机功率与峰值负荷的比例大于500Ic;具备一定的孤岛运行能力。二是独立型微电网，技术要求是通过交流总线供电;可再生能源装机功率与峰值负荷的比例大于500Ic;供电可靠性不低于同类地区水平、此次新能源微电网示范的最大突破是，允许微电网最高电压等级为110千伏，颠覆了国内外关于微电网的定义。在电力体制改革的大环境卜，新能源微电网示范项目有可能在配售电市场放开政策出台之前，成为事实上的开放配售电市场的试点。
亮点五：光伏扶贫试点探索拓展光伏应用市场和精准扶贫的双赢
在借鉴安徽省金寨县光伏扶贫试点经验的基础上，国家能源局和国务院扶贫办组织在河北、山西、安徽、日一肃、宁夏、青海六省区开展光伏扶贫工程试点。每个省区选择5个贫困县，采取以村为单位整体推进。光伏扶贫试点项目主要包括户用分布式光伏、基于荒山荒坡和农业大棚的地面光伏电站等两种形式。截至20巧年9月底，作为光伏扶贫试点的河北、安徽等六省以及非试点省份的重庆都己确定20巧年光伏扶贫试点实施方案，总规模超过120万千瓦、从试点项目实施情况来看，安徽省光伏扶贫工作推进较快，在户用光伏扶贫项目方面，己并网8763户，每户3千瓦，基木在金寨县;在村集体电站项目方面，己并网巧2个，每个60千瓦，基木也在金寨县;在地面电站方面，金寨和利辛两县各10万千瓦光伏扶贫项目初步排定2015年底投运。光伏扶贫是扶贫工作的新途径，可充分利用农村屋顶资源、荒坡开发分布式光伏，有利于促进贫困地区群众增收就业，拓展国内光伏应用市场，改善农村用能条件，己被列为国务院扶贫办2015年“十大精准扶贫工程”。
中国新能源发展面临的形势
经济增长进入新常态，电力需求增长趋缓
“十三五”规划期是中国经济进入新常态后的第一个五年，随着经济增长速度从高速转向中高速，电力需求增长也将进入中高速阶段，并且随着经济结构的优化和工业结构的优化，单位产值能耗及电耗都将呈卜降趋势，电力弹性继续卜降、2015年受经济增长进一步放缓、结构调整深入推进以及“凉夏”等因素影响，预计全年全社会用电量增速仅为1%左右，创改革开放以来的最低值。《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》提出“十三五”期间经济年均增长6.5%以上，预计电力需求年均增长6%左右。
从宏观层面来看，在经济增长需要新引擎的转型期，新能源产业作为战略性新兴产业将迎来新的发展机遇但从微观层而来看在风电、光伏发电装机总规模达到1.5亿千瓦，电力需求增长乏力的大背景下，仅仅依靠政策保护来解决新能源市场消纳问题恐怕不现实。2015年，随着我国风电、光伏发电开发规模再创新高，双双位居世界第一，西部的甘肃、新疆风电、光伏发电消纳形势严峻。新能源必须“扬长避短”，苦练内功，降本增效，以价博量，方可在激烈的电量市场竞争中占据有利地位。
电力体制改革全面推进，新的电力体制机制正在建设之中，新能源如何适应电改新形势尚未取得共识
自2015年3月，中共中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(以下简称9号文)下发以来，已出台《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》，并在甘肃、内蒙古开展可再生能源就近消纳试点;出台《关于贯彻中央9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》，并在深圳、内蒙古、安徽、湖北、宁夏、云南六个地区开展试点。此外，还有《关于输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》、《有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》等6个配套文件即将出台。
根据9号文的精神，新能源作为公益性发电产业，政府将保留其发电计划，并依照规划保障性收购。根据配套文件精神，国家建立优先发电权制度，保障清洁能源发电优先上网，通过留足发电计划空间、加强电力外送、统一预测出力、组织实施替代等措施落实优先发电权，享有优先发电权的企业和用户，初期不参与市场竞争。“十三五”时期是落实国务院9号文的关键时期，在计划与市场交易双轨制情况下，落实新能源优先发电权仍面临诸多不确定性。从欧美国家新能源发展的经验来看，在竞争性电力市场中，风电、光伏发电凭借其发电边际成本低，通过参与市场竞争的方式自然实现优先上网消纳，更易于实现新能源消纳。因此，目前业界对于新能源是否参与电力市场、如何参与电力市场，认识并不统一。
风电、光伏上网电价进入下调通道
按照《能源发展战略行动计划(2014～2020年)》提出的要求，到2020年风力发电与煤电上网电价相当、光伏发电与电网销售电价相当。在风电、光伏装机规模超过1亿千瓦，发电成本大幅下降，发电补贴拖欠问题严重的背景下，“十三五”期间，陆上风电、光伏发电的标杆上网电价进入下调通道。根据国家发改委《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》(讨论稿)，我国将实行陆上风电、光伏发电上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。从2006年开始，陆上风电标杆上网电价每年下降0.02~0.03元/千瓦时;光伏发电标杆上网电价每年下降0.02~0.05元/千瓦时。受弃风、补贴拖欠影响，我国新能源上网电价调整不及时，新能源发展陷入“高补贴、高增速、高限电、高拖欠”的怪圈，严重制约了新能源的健康发展。此次电价政策调整模式，将有利于长期合理引导新能源投资，提高可再生能源电价附加资金补贴效率，促进风电、光伏发电等新能源产业健康有序发展，推动各地新能源平衡发展。
“十三五”新能源发展展望
“十三五”时期是我国新能源规模化发展的重要时期，国家推动能源生产和消费革命、加强生态文明建设的总体战略部署，以及2020非化石能源占一次能源消费比重达到15%的目标，已明确新能源在我国能源结构中的战略地位。同时，风电、太阳能产业作为国家战略性新兴产业，对于推动我国经济转型、产业升级具有重要意义。尽管上网电价将逐年递减，但国家对新能源发电的补贴政策、新能源优先消纳的激励政策不会改变。“十三五”仍将是我国新能源产业发展的重要机遇期，新能源快速发展的趋势不会改变。
风电产业进入平稳增长阶段，尽管“三北”地区增速有所放缓，但我国风电集中式大规模开发的主格局不会根本改变。随着我国风电装机规模进入亿千瓦级时代，我国风电产业可以说进入到“青壮年”时期。在电力市场化改革的大背景下，在规模与效益的权衡、弃风或降价的抉择、电量与容量市场的博弈、降电价与增附加的双向激励中，风电行业的发展将回归理性和有序，“十三五”期间风电保持年均新增装机2000万千瓦左右，2020年风电装机达到2亿千瓦以上是可以实现的，通过机制创新、扩大消纳范围，严重“弃风”问题可以得到解决。
从开发布局来看，尽管考虑消纳问题，国家增加了中东部地区分散风电的开发规模，但风资源分布及风电技术自身特点决定了我国风电以集中式大规模开发为主格局不会根本改变。一方面，我国风能资源丰富地区主要在“三北”地区，其中新疆、甘肃酒泉、内蒙古、河北坝上、吉林西部、黑龙江等地区约占全国的80%以上。另一方面，风电开发对土地的占用，风机的视觉影响及噪音等决定了在人口稠密、土地资源稀缺的中东部地区，可开发规模十分有限。根据风电“十三五”规划初步研究结果，2020年我国东中部地区分散式陆地风电可开发规模仅为2500万千瓦左右，“三北”地区风电开发规模占风电开发总规模的比重仍将达到64%。
仅仅依靠本地消纳无法根本解决“三北”地区新能源消纳问题，必须破解新能源外送难题。根据风电规划研究结果，2020年，西北、东北、华北地区风电装机的比重将分别达到25%、20%和10%，初步测算，2020年，西北省内可消纳风电的比例为54%、跨省区消纳的比例为46%;东北省内可消纳风电的比例为59%、跨省区消纳比例为41%;华北省内可消纳风电的比例为69%、跨省区消纳比例为31%。因此，必须依靠技术创新和机制创新，破解新能源外送难题，推动风电行业发展进入良性循环。
光伏发电总体仍将保持快速增长态势，中东部光伏发展有望实现新突破，将呈现东、中、西部开发并举的新局面;随着一批试点示范项目建设，光热发电有望实现新的突破。“十三五”期间，随着光伏发电成本的持续下降，光伏发电仍将保持快速增长，应用规模有望跨越1亿千瓦大关。按照“十二五”后两年光伏行业发展势头，2020年我国光伏发电装机超过1亿千瓦也是完全有可能的。
从开发布局来看，“十三五”期间，我国太阳能光伏发电开发格局将会发生调整。“十二五”期间，我国光伏发电以西部集中地面电站为主。目前，西部约占全国光伏发电装机总容量的70%，中东部仅占30%，这种开发模式也带来了近期甘肃、内蒙古、新疆、宁夏等西部省份的光伏电站“弃光”限电问题。在中东部地区分布式光伏市场启动难以破局的形势下，光伏领跑示范基地建设的启动为开发中东部光伏发电市场找到了一种新模式。“十三五”期间，考虑电力体制改革对分布式光伏发展潜力的释放、光伏领跑示范项目增加以及光伏扶贫项目的推进，预计2020年，我国光伏发电的开发布局呈现东、中、西部并举的新局面。
随着国家能源局光热示范项目、示范电价的推进，“十三五”期间，光热发电标杆上网电价政策可能出台，我国光热发电发展有望实现新的突破，此前2020年光热发电300万千瓦的发展目标将被突破。考虑太阳法向直射辐射、地形和土地、水资源等影响因素，“十三五”期间发展重点地区主要包括内蒙古西部阿拉善盟和鄂尔多斯地区、甘肃西部河西走廊、青海等地区。
