在過去一年中，中國國家能源局（NEA）發(fā)布了三版可再生能源配額制（RPS）政策征求意見稿，并計劃于2019年1月1日實施該政策，旨在進一步推動可再生能源的消納。與此同時，越來越多的企業(yè)確立更清晰的可持續(xù)發(fā)展目標(biāo)，希望通過采購可再生能源實現(xiàn)目標(biāo)，同時推動中國可再生能源市場的發(fā)展。 落基山研究所企業(yè)可再生能源中心（BRC中國）于近期發(fā)布了《2018年度報告：企業(yè)可再生能源采購在中國的市場現(xiàn)狀》。該報告是2018年企業(yè)可再生能源采購市場狀況的全面更新，著重介紹了中國可再生能源領(lǐng)域的一些趨勢性變化，總結(jié)了影響企業(yè)采購可再生能源的主要政策走向，并梳理了可再生能源采購機制的發(fā)展。

市場回顧

過去十年內(nèi)，中國躍居全球風(fēng)能和太陽能裝機量之首，2008至2017年間年復(fù)合增長率達15％。這主要歸功于政府標(biāo)桿上網(wǎng)電價（“FiT”）政策為可再生能源項目保障了兩項收入來源，一是來自電網(wǎng)公司的電費收入，另一項來自政府的補貼收入。得益于政策支持，可再生能源在中國蓬勃發(fā)展。然而，由于可再生能源增速超過了政府預(yù)期及補貼預(yù)算（第二項收入來源），造成了可再生資金短缺，平均補貼拖欠長達兩年，項目開發(fā)商面臨現(xiàn)金流風(fēng)險。

此外，由于中國可再生能源資源分布不均，大量項目集中在資源豐富但用電負(fù)荷相對較少的北方省份，導(dǎo)致了棄電情況持續(xù)存在。相較2016年，2017年的棄電情況顯著改善，全國平均棄風(fēng)率從17％降至12％，其中，棄風(fēng)率最高的省份甘肅、新疆和吉林，各降低了9％以上。這主要得益于下列措施：

系統(tǒng)效率升級增強了電網(wǎng)調(diào)度靈活性;

省間富余可再生能源現(xiàn)貨市場的建立，通過市場激勵了跨省可再生能源交易；

東北輔助服務(wù)市場試點，通過發(fā)電權(quán)交易，為可再生能源的消納提供了新的途徑。

但是從全國范圍來看，棄電挑戰(zhàn)依然存在，2017年仍有8個省份的年棄風(fēng)率超過5％（2020年全國平均棄風(fēng)率目標(biāo)），其中三個省份棄風(fēng)率超過20％。解決消納問題依舊是可再生能源政策關(guān)注的核心和焦點。

重點政策變化

在進一步推動可再生能源發(fā)展的過程中，中國面臨的主要挑戰(zhàn)來自于兩個方面，即如何在促進可再生能源發(fā)展的同時降低棄電率，并減少國家財政負(fù)擔(dān)。目前，政府也在積極推動政策制定，計劃逐步改變標(biāo)桿上網(wǎng)電價方式，通過競價（在許多國家日益常見）推動可再生能源平價上網(wǎng)。在2018年5月發(fā)布的兩個政策中可見這一轉(zhuǎn)型端倪：

1.2018年5月18日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于2018年度風(fēng)電建設(shè)管理有關(guān)要求的通知》。通知要求自2019年起，集中式風(fēng)電項目將通過競價上網(wǎng)。

2.2018年5月31日，國家發(fā)展改革委、財政部、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于2018年光伏發(fā)電有關(guān)事項的通知》（以下簡稱“531政策”），規(guī)定自發(fā)文之日起，所有新投運的光伏項目，標(biāo)桿上網(wǎng)電價每千瓦時統(tǒng)一降低0.05元。暫不安排2018年需國家補貼的普通光伏電站建設(shè)規(guī)模。此外，2018年安排10GW規(guī)模用于支持分布式光伏建設(shè)，很大程度減緩了需要國家補貼的新項目增長 （2018年5月達到10GW規(guī)模上限）。

政府一般于每年年底調(diào)整下一年的補貼，531政策出乎眾多可再生能源企業(yè)的預(yù)期，卻也透露出了未來的政策方向。

更根本的政策變化將來自于即將正式發(fā)布的可再生能源配額制。新的配額制計劃于2019年1月正式實施，將從結(jié)構(gòu)上改變中國可再生能源市場，引入更廣泛的參與主體。許多電力用戶，尤其是參與直購電的工商業(yè)用戶，將承擔(dān)可再生能源配額指標(biāo)。政策的具體影響尚不明朗，國家級政策和省級政策都將影響企業(yè)對配額制的落實。例如，在環(huán)境權(quán)益的歸屬、交易系統(tǒng)都完善的前提下，是否允許超額完成配額從而滿足企業(yè)自身的可持續(xù)發(fā)展目標(biāo)是許多企業(yè)都關(guān)心的問題。BRC中國此前在各版征求意見稿發(fā)布后都與會員企業(yè)分享了政策解讀與深度分析，幫助企業(yè)深入了解國家政策對其實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展目標(biāo)的意義和影響。我們相信，企業(yè)可再生能源采購與國家政策發(fā)展方向是一致的，但是仍有許多挑戰(zhàn)需要克服。

市場交易機制變化

下表中總結(jié)了2018年各交易機制的重要變化。有關(guān)各機制的具體信息，請參閱《2017年度報告：企業(yè)可再生能源采購在中國的市場現(xiàn)狀》。


相比于去年，下列四種機制有所變化，具體如下：

1.分布式光伏: 531政策后，光伏設(shè)備供應(yīng)過剩，設(shè)備價格大幅下降，提高了項目的經(jīng)濟性。

2.分散式風(fēng)電: 2018年4月，國家能源局發(fā)布了管理辦法規(guī)范分散式風(fēng)電項目建設(shè)管理。這一辦法為項目開發(fā)制定了標(biāo)準(zhǔn)化流程，同時鼓勵商業(yè)模式創(chuàng)新，有效推進分散式風(fēng)電發(fā)展。

3.分布式電力市場化交易（隔墻售電）：2017年11月，《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》發(fā)布，鼓勵分布式發(fā)電項目與配電網(wǎng)內(nèi)電力用戶進行電力交易，促進就近消納。約35個項目申報了試點，但是由于配網(wǎng)過網(wǎng)費價格存在爭議，進程尚不清晰。

4.雙邊協(xié)議：2018年1月，山東某金屬制品工廠與山西某風(fēng)電廠通過一家售電公司達成國內(nèi)首宗可再生跨省雙邊直接交易。雖然這一交易振奮人心，但由于省間目標(biāo)不一致、省級政府間協(xié)商的復(fù)雜性，使得此機制的推廣應(yīng)用尚有困難。

展望未來

2019年，我們預(yù)計可再生能源企業(yè)將積極應(yīng)對2018年出現(xiàn)的政策及市場變動，并將繼續(xù)推進平價上網(wǎng)。同時，我們相信配額制將助力更多企業(yè)完成可持續(xù)發(fā)展目標(biāo)，創(chuàng)造新的交易機會。具體而言，我們對中國可再生能源領(lǐng)域有如下展望：

加速集中式項目平價上網(wǎng)：2017年，中國新增光伏裝機超過50GW。10GW的年上限，將導(dǎo)致大量光伏設(shè)備供應(yīng)過剩，預(yù)計行業(yè)將出現(xiàn)一些重組以應(yīng)對下行的價格壓力?？稍偕茉雌髽I(yè)也意識到，無補貼的大規(guī)模項目開發(fā)將成為常態(tài)。我們預(yù)測中國可再生能源企業(yè)將以此為中心目標(biāo)，加速推進平價上網(wǎng)時代的到來。

分布式市場蓬勃發(fā)展：如前文所述，可再生能源設(shè)備成本大幅下降，且能在日中高電價時段自發(fā)自用有效幫助企業(yè)降低用電成本，分布式項目回報率可觀（特別是一些配以儲能的項目）。通過采訪可再生能源企業(yè)，我們了解到出現(xiàn)了越來越多的無需補貼平價項目，且盡管2018年下調(diào)了補貼，市場也預(yù)期分布式項目在2019市場能繼續(xù)強勁增長。

增量配電網(wǎng)打開新思路：盡管國家發(fā)布了政策鼓勵，但是分布式市場化交易（隔墻售電）的命運仍懸而未決。無法在現(xiàn)有的配網(wǎng)過網(wǎng)費上達成一致，隔墻售電項目難獲進展。在電改背景下，增量配電網(wǎng)試點展開引入了更多新的配電資產(chǎn)，我們相信在這一環(huán)境下會催生新的分布式市場化交易機會。隨著一些工業(yè)園區(qū)開展增量配電網(wǎng)試點工作并努力打造綠色園區(qū)，分布式市場化交易可提供一種有效的方式促進可再生能源消納，降低碳排放。.

全國棄電率持續(xù)下降：東西部間有限的遠(yuǎn)距離輸電能力，長期以來限制了送至東部負(fù)荷中心的電量。政府已經(jīng)批復(fù)了一系列將于2019年新建的特高壓項目，進一步提升跨省送電能力。與此同時，配額制的落實將進一步促進可再生能源的消納，減少棄風(fēng)棄光。

BRC中國一直以來并將持續(xù)跟蹤市場，分享行業(yè)信息及洞見觀點。我們期望企業(yè)可再生能源采購的重要性能獲得更廣泛的認(rèn)可，并有更多的企業(yè)積極探索這一正在興起的市場。我們也將于在2019年中舉辦第三屆年度工作坊，希望能夠通過連結(jié)各利益相關(guān)方，加強協(xié)作，共享知識與經(jīng)驗，共同推動中國可再生能源市場的蓬勃發(fā)展。如果您有興趣了解有關(guān)BRC中國項目的更多詳情，請聯(lián)系brcchina@rmi.org。