影響因素分析

一、有利因素

(一)政府采取多項辦法促進新能源消納

政府為促進新能源消納，一方面要加大可再生能源本地的消納力度，另一方面要擴大跨區交易規模。國家能源局要求，新疆、甘肅、山西、內蒙古、遼寧、吉林、黑龍江、河北等地結合北方地區清潔取暖工作，盡快擴大風電清潔取暖規模，通過風電企業與電供暖企業及各類電取暖用戶進行電力市場化交易，實現符合清潔低碳發展方向的風電取暖。有關省級能源管理部門要指導地方政府組織風電、電供暖企業，在電網企業及電力交易機構平臺支持下建立風電供暖合作機制。新疆、甘肅、內蒙古等限電嚴重地區要督促自備電廠企業參與系統調峰運行，消納可再生能源，通過合法合規的電力直接交易或置換發電，擴大企業自備電廠消納可再生能源電量。四川、云南、廣西要通過多種途徑推進本地電能替代，提升本地消納可再生能源能力。

同時，國家能源局還強調，各區域電網要加強省間互濟和跨省備用共享，統一調用區域內的調峰資源，協同消納可再生能源電力。電網企業要挖掘哈密—鄭州、寧夏—浙江、酒泉—湖南等跨省跨區輸電通道輸送能力，并優先輸送可再生能源電力。有關能源監管機構要對跨省跨區電力外送通道中可再生能源占比情況按年度進行監測評價。國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司等要會同電力交易機構，擴大跨省跨區電力現貨交易消納可再生能源電力。具備消納可再生能源電力的東中部地方政府和電網企業要把本地區減少燃煤量與消納區外輸入可再生能源電力相結合，主動與跨省跨區電力輸送通道的送端地區政府及電網企業對接，將本地區騰出的電力市場空間優先用于擴大可再生能源消納利用。

(二)政府將加快電力市場化改革步伐

為了更好地發展可再生能源產業，政府明確表態，要完善市場機制，堅持市場化改革方向，進一步完善可再生能源電力綠色證書交易機制，推進實行可再生能源電力配額制，加快建設電力市場體系，完善市場交易規則，強化市場監管，實現新能源和可再生能源發展從靠政府到靠市場的轉變。

二、不利因素

(一)財政補貼依賴大

現在可再生能源補貼存在兩個主要問題，一個是補貼資金存在缺口，可再生能源電價附加征收額度不夠，滿足不了可再生能源的發展需求，2015年，可再生能源補貼資金缺口達300億元以上。另一個就是補貼拖欠時間長，發放的程序復雜。首先電網方面得統計可再生能源的發電量有多少，補貼金額有多大，然后上報財政部，財政部逐一核實后再發下來，這一折騰就是一年半載，導致補貼資金一邊是收不上來，另一邊是發不下去，給可再生能源企業帶來現金流上的壓力。

(二)電力系統的調節性能不夠

我國以傳統能源火力發電為主的電力系統，對于明顯具有不穩定特征的風電、光伏發電的并網要求很不適應。可再生能源發電裝機達到50%以上的地區，傳統火電成為調峰的靈活性改造技術尚需進一步研究，可再生能源發電與其它電源互相協調發展的技術管理體系尚未建立，大規模并網仍存在技術障礙，全額保障性收購政策難以有效落實。

(三)體制機制亟待完善

目前，相應的宏觀政策沒有銜接好，包括能源本身的產業政策和財稅、金融、土地、環保政策，協調不夠。無論是天然氣還是電，調峰矛盾是重大的矛盾，現在沒有很好的補償機制。價格上，除了沒有很好的市場化以外，政府定價還是固定單一的定價，相對僵化，不夠靈活。

可再生能源發電裝機容量預測

2016年，我國可再生能源發電裝機容量為5.7億千瓦。我們預計，2018年我國可再生能源發電裝機容量將達到6.2億千瓦，未來五年(2018-2022)年均復合增長率約為3.57%，2022年將達到7.1億千瓦。



可再生能源電力消納量預測

2016年，我國可再生能源電力消納量為15,058億千瓦時。我們預計，2018年我國可再生能源電力消納量將達到1.76萬億千瓦時，未來五年(2018-2022)年均復合增長率約為9.96%，2022年將達到2.57萬億千瓦時。