我国一季度光伏发电累计节约标煤超多少万吨

“尽管近十年来我国可再生能源实现了巨大增长，但当前我国能源体系距离清洁、高效、安全、可持续的发展目标仍有很大距离。”王仲颖说，依据CREO2017研究，我国能源系统存在如下几方面亟待解决的问题及挑战。

其一，化石能源消费比重仍然较高，甚至过大，因此造成严重的空气污染问题。近年来，我国第三产业及其它终端能源消费增长较快，但是工业终端能源消费仍占总终端能源消费的较高比例。2016年中国终端能源消费总量达到32.3亿吨标准煤，其中工业部门占61%，交通部门占比21%，建筑部门占比14%。煤炭是中国终端能源消费的主要能源品种。2016年，煤炭消费占总终端能源消费比重的39%，石油27%，电力19%，天然气7%，区域供热5%，生物质能源2%。电力部门中，2016年可再生能源发电量占全国总发电量的比重达到26%，非化石能源发电量占29.5%。全国总发电量中的67%来自煤电，3%来自天然气发电。2016年，中国一次能源总消费量43.6亿吨标准煤。煤炭占比62%，石油占比18.3%，天然气占比6.4%，非化石能源所占比例为13.3%，其中可再生能源的比例为11%。

“我国能源消费结构中化石能源比重过大，这也导致了对能源进口的依赖。显著特征是石油进口依存度持续提高，我国2016年石油对外依存度占全部石油消费总量的三分之二。我国部分区域严重依赖煤炭经济，这些煤炭经济包括煤炭的开采及煤电产业，导致煤炭消费出现‘锁定’，这对降低我国煤炭消费、地方经济转型造成了阻碍。”王仲颖说。

化石能源的消费比重大，造成我国多地空气污染仍然严重。现在已经形成共识，煤炭发电厂、燃煤工业和以化石能源驱动的汽车是造成中国大部分城市严重空气污染的重要原因。“当前，我国政府将解决空气污染问题作为其首要任务之一。此外，水污染和土壤退化等环境问题也同样严重，上述生态环境问题将可能危及中国未来的可持续发展。”王仲颖强调说。

其二，可再生能源的浪费虽在减少，但仍很严重。

“被迫降低水电、风电和太阳能光伏电量——也被称作‘弃用’问题，在我国已存在多年。‘弃用’现象表明当前我国可再生能源尚未被充分优化整合进入能源系统。”王仲颖以弃风为例予以说明。2016年，我国全年弃风率为17%。今年1～9月，全国弃风电量和弃风率实现双降，弃风限电的范围和规模得到缓解，全国总弃风电量298.5亿千瓦时，同比减少25%，累计弃风率13%，同比下降6.8个百分点。由于弃用造成可再生能源资源的浪费，提高了风电等可再生能源电力生产成本。如果考虑由此导致的煤电发电量上升，则进一步增加了大气污染物和二氧化碳等温室气体排放。近年来，太阳能发电和部分重点地区的水力发电也遭到了弃用。

其三，电力系统缺乏灵活性，运行管理制度面临挑战。

王仲颖说，我国自改革开放以来所采用的能源和电力发展战略成功地保障了电力供应，为快速增长的经济提供了动力，目前依然影响着电力系统发展。我国经济进入新常态以来，煤炭发电厂产能过剩明显，在未来的电力系统中，有出现投资搁浅和化石能源技术锁定的风险。此外，电厂和互联电网的调度运行受到传统电力市场交易制度和地方利益壁垒的影响，无法适应大规模风电和太阳能发电等波动性电源的发展。我国的电力体制改革正在进行，这些问题均应得到解决，为电力系统的运行和发展创造一个全新的框架。然而，由于制度障碍以及缺乏针对不同省份的共同目标，目前电力市场改革推进缓慢，区域电力市场在市场设置和计划安排方面的合作往往存在明显的利益冲突。“在电力体制改革不到位的情况下，的的确确会影响不同省市现实的本身利益。可喜的是，十九大的定调，一定会加快电力体制改革的进程，上述问题会在电力体制深化改革的过程中逐步得到解决。”王仲颖说。

其四，可再生能源经济激励制度亟待改革。

王仲颖介绍说，当前，固定电价政策是中国可再生能源发展的主要支持机制，但补贴机制存在的问题，使改革迫在眉睫，以确保政策的有效性。“涉及到三方面的问题。一是电力附加费并不能保证为规模日益增长的可再生能源项目提供资金支持。二是补贴水平调整不平稳，且当补贴下降时产生新增项目的‘抢装潮’。三是固定电价机制并不适用于未来电力市场改革及可再生能源市场化。”“对可再生能源技术的支持主要是为应对化石能源价格不能反映其社会真实成本问题。现在的化石能源价格并没有完全反映出化石能源利用对我国生态环境影响的全部成本。环境成本没有真实呈现，且化石能源的其它支持机制也扭曲了不同能源技术之间的竞争。”王仲颖强调说。

既定战略必须更加坚定地深入实施

“我国的能源体系正在由以煤炭为基础、高环境成本向低碳、环境友好转型。我们的分析显示，尽管我国政府已经制定了正确的政策战略，但能源转型是否成功取决于政策是否得到强有力的执行。”王仲颖说。

记者：我国政府制定并实施了哪些能源转型战略举措?

王仲颖：当前，我国政府已经制定了一揽子政策战略及措施，全面推动能源系统向可持续和低碳方向转变：牢固树立“五大”发展理念、统筹推进“五位一体”总体布局、坚持协调推进“四个全面”战略布局“绿水青山就是金山银山”的发展理念已经植入我国政府的治国理政实践我国政府签署《巴黎协定》，并在全球应对气候变化行动中发挥大国作用的行为，展现了我国政府积极应对人类生存威胁因素的决心。正在进行中的“全国环境行动计划”、电力市场化改革和国家碳排放权交易系统则昭示着我国能源深度转型进程的序幕已经拉开。

记者：如果坚定坚持既定方针政策，那么到2030年、到2050年会出现怎样的结果?

王仲颖：CREO2017的分析表明，如果坚定不移地执行既定政策情景，那么2050年煤炭消费总量将降至2016年消费水平的三分之一，并确保二氧化碳排放于2030年之前达到峰值。2030年后，二氧化碳排放显著降低，直至下降到2050年的50亿吨水平，接近2016年排放水平的50%。2050年，非化石能源占全部一次能源供应的60%。同时，通过投资能源系统转型，未来能源系统的电力成本与当下严重依赖化石能源以及不可持续的能源系统相比将基本一致，而能源系统的可持续和稳定性则将大幅提升。如果那样的话，煤炭消费量被控制，以合理的经济代价实现2050年高比例开再生能源发展目标就可以实现。

记者：如果既定政策执行不坚决或有误，会出现怎样的结果?

王仲颖：政策措施和创新战略的高效实施是确保能源转型平稳实现的关键。反之，如果部分政策措施不能如期施行或方向有误，则将导致我国能源系统将继续被化石能源技术锁定，可再生能源技术的发展及其与能源系统的整体融合将面临严重障碍。因此，政策的执行力是关键，特别是短期战略的强有力地实施是长期能源深度转型取得成功的关键。

记者：能源转型本身、电网基础设施和可再生能源技术都需要大量投资，这可能会导致短期内电力成本上升。如何看待这个问题?

王仲颖：的确，能源转型本身、电网基础设施和可再生能源技术都需要大量投资，这可能会导致短期内电力成本上升，但这些额外的成本也会带来效益，使那些过去依赖低化石能源价格的行业快速向电力和非化石能源转型，同时改善空气质量、降低污染水平。能源转型的大量投资也会创造出代表未来技术方向的新的就业岗位，从而弥补传统煤炭产业链和技术制造业转型所削减的就业机会，这一切都与我国积极的创新战略相符合。在这个角度上看，可以说，可再生能源成本下降、电力市场改革和碳交易价格将是驱动能源转型投资的主要动力。

记者：能源转型成功和煤炭消费总量下降需要哪些客观条件?

王仲颖：能源转型和煤炭消费总量下降是在基于三项重要客观条件下实现的。首先，CREO2017假定在国际大环境和我国创新战略驱动下，可再生能源技术发展将延续近年成本继续降低、效率提升的表现，可再生能源技术以较低的成本实现能源供应。到2050年，非化石能源消费中占比超过60%，煤炭消费占比下降至2016年消费水平的三分之一，电力供应成本基本维持不变，碳排放总量在2030年之前达到峰值。其次，假定碳排放权交易制度能够得到有效实施，碳排放价格将切实影响到能源部门的投资决策，(在CREO2017既定政策情景中，设定了长期执行的碳价格水平，即每吨二氧化碳100元人民币)，这将有助于支持可再生能源尽快实现与煤电平价。再次，假定持续推进电力市场化改革，并将其作为确保波动性可再生能源与电力系统融合的重要工具。

要实现“低于2℃”目标，需在既定政策基础上再加码

“CREO2017研究结论显示，即使既定政策情景顺利实施，仍不能支撑全球实现‘巴黎协定’设定的控制未来升温幅度‘低于2℃’目标。我国按既定政策情景发展，将能够实现承诺的国家自主贡献目标，但与大多数国家一样，二氧化碳减排尚显不足。”王仲颖说。

记者：依据CREO2017研究结论，既定政策难以支撑实现温升幅度“低于2℃”目标。那要实现控制温升目标，需要怎样的新目标?

王仲颖：基于考虑我国二氧化碳减排展望和未来实现“低于2℃”目标，CREO2017分析认为，我国要满足《巴黎协定》要求，就必须采取进一步的二氧化碳减排措施。综合分析国际研究成果，CREO2017假定了我国未来能源部门的二氧化碳快速减排的约束预案，即从2016年的100亿吨左右二氧化碳排放水平降到2020年的90亿吨、2030年80亿吨，直至2050年下降至30亿吨。

记者：也就是说，为达到实现“低于2℃”目标，应制定执行更加有利于可再生能源发展的政策?

王仲颖：是的，如果我国未来碳排放足迹遵循“低于2℃”假设，则我国必须加速削减煤炭消费、更为迅捷地发展可再生能源。相比既定政策情景，CREO2017结论表明，2020年，“低于2℃”情景需要额外增加3.05亿千瓦的可再生能源装机容量，2050年需要增加15.18亿千瓦。额外增加的发电装机初期将主要来自风电，后期则更多来自太阳能发电技术。在“低于2℃”情境下，煤炭消费量更为快速地降低。煤电装机到2020年将再削减1600万千瓦、2050年降低2.2亿千瓦。为了促进终端用能部门的减排，在“低于2℃”情景中，CREO2017设定了相比既定政策情景更高的终端电气化率水平，特别是提高了交通部门和工业部门的电气化率。

记者：如果按照“低于2℃”目标，我国可再生能源“十三五”规划中的发展目标已经落后于近期的发展形势。CREO2017展望风能、太阳能和生物质能发电装机总量也显著超出2020年规划目标，这个超出的部分能否实现?

王仲颖：从快速降低电力部门碳排放和提升终端用能部门电气化水平的角度分析，既定政策下的能源转型成就仍有进一步提升的发展空间。从遵守《巴黎协定》的角度看，2020年后的能源转型任务将更加艰巨，因此加码是必然的，只不过是早晚的问题。

记者：总体而言，今年以来，弃风、弃光现象有所好转，但仍比较严重。在这样的情况下如何发展更多的可再生能源?

王仲颖：要保证更多的新增可再生能源发电容量接入电网，要对煤电企业的运行提出严格的灵活性要求，维持提高电力系统灵活运行，要更为灵活地调度输电线路和省间电量交换。这些措施需要地方政府提高接纳和利用区外可再生能源的积极性，支持电网调度合作和联合调度。

记者：“低于2℃”情景下目前的电力系统已不需新增煤电装机。那么对那些已经获得行政许可、并准备开工建设的新的燃煤电厂应作如何对待?

王仲颖：应当在进一步加强开工审核的同时，尽快颁布禁止新建煤电厂的临时禁令，从而避免大额资产搁浅。近中期，随着电力市场化的进程，应逐步取消年度发电计划确定的满发利用小时数，直至最终取消年度发电计划制度。这也就意味着，所有的发电商都需要根据市场的需求来决策自己的发电量。在这种情况下，新建煤电厂的风险会更大，因为它已无法通过行政手段确保电价水平。在可预见的未来，煤电价格预期将会继续上升、可再生能源发电成本则处于下降通道，固定电价的长期购电合约将不复存在。到那时，可再能能源发电无论在成本上、技术上都会比煤电具有竞争性，起码不会比煤电竞争力弱。

从现在到2050年可再生能源逐步成为主导能源

CREO2017展示了我国能源系统到2050年的两条发展路径。一是低于2℃情景发展路径，这条路径由严格的碳预算推动二是既定政策情景发展路径，这一路径由当前实施的能源政策维持。

记者：请结合现实情况，用CREO2017研究结论，分析一下从现在到2035年、到2050年可再生能源如何逐步变成主导能源?

王仲颖：2016年，可再生能源占总终端能源消费的6%。据中电联数据，今年1～9月，全国基建新增发电能力中水电、火电、风电、太阳能发电分别比上年同期多投产35万、197万、146万、1977万千瓦。截止今年9月底，全国可再生能源发电总装机容量达到58655万千瓦，占全国规模以上电厂总发电装机容量的35.2%。从全球看，中国仍然是世界上最大的可再生能源投资国，未来几十年依照中国宏大的可再生能源政策和能源体系去碳化需求，可再生能源份额将大幅增长。

2016年，可再生能源消费量为2.7亿吨标准煤。“低于2℃”情景下，2050年该值增加8倍，达到21.86亿吨标准煤，既定政策下则增至16.63亿吨标准煤。“低于2℃”情景的主要趋势是首先发展风能，2035年前的中阶段发展太阳能。2050年前的长期阶段，将扩大太阳能发展规模，迅速提升生物质能利用率。

由于水资源进一步发展的潜力有限，因此两种情况下均遵循相同的增量增长。“低于2℃”情景下，2050年可再生能源涵盖大部分能源需求。2030年之前的能源转型初期，风能和太阳能发电将快速增加。

两种情景均预测中国能源需求于2030年左右达到顶峰。2050年，“低于2℃”情景的终端能源需求为33.21亿吨标准煤既定政策情景为35.3亿吨标准煤。提升能效措施是两种情景能源需求趋势类似的主要原因。

记者：根据CREO2017，到2050年前后，我国能源需求侧将发生怎样的改变?

王仲颖：到那时，我国能源需求侧将产生重大改变。目前工业领域占据终端能源利用的指导地位，但到2050年，尽管能源需求总量将与现在保持同一水平，但能源需求结构将发生巨变——工业领域的能源消费量大幅下降，交通和建筑能源消费将上涨。终端部门电气化程度提高主要源自可再生能源的贡献。两种情景均是如此，“低于2℃”情景的电气化程度和可再生能源份额更高。2050年，“低于2℃”情景下52%的终端能源需求为电力，既定政策情景该比例为39%。工业用化石能源很大程度被电取代。到那时，中国走上绿色、多样化供能之路，减轻对煤炭的高度依赖，代之以非化石能源。“低于2℃”情景下该发展趋势更为明显，2050年非化石能源占供能的63%，相比之下，既定政策情景则为47%。据此可以说，“低于2℃”情景下非化石能源的快速、决定性发展是我国实现《巴黎协定》目标的关键。

记者：到那时，电网传输将会发生怎样的变化?

王仲颖：两种情景均加大了电网基础设施投资，用以提升电力系统灵活性，促进在区域内外高效传输清洁电力。到2050年，中国电网将在更大的平衡区域实现密切整合，整个中国电网发展为一体化市场。中部和东部省份为主要输入地区，西南和东北则是净输出地区。“低于2℃”情景下的电网扩容总体比既定政策情景高。两个情景均表明，到2050年中国的输电系统继续完善，且依靠价格手段按照市场原则调节电力供需两侧，从而促进新增电网的大规模投资。

记者：依据CREO2017，从目前到2020年这段时期内，对可再生能源的发展要采取怎样的政策?

王仲颖：总体上要注意四方面。

一是2020年前可再生能源仍需延续固定电价政策，其中海上风电、太阳能光热发电需要延续到2020年后实现规模化发展。应更好利用竞争性招标推动价格下降，逐步扩大可再生能源电站竞争性招标的范围和规模。

二是随着2020年后逐步建立竞争性电力市场，在电力市场价格基础上，率先对新增风电、光伏电站建立基于定额补贴的市场溢价机制。初期可按目前固定电价的差价补贴标准确定溢价补贴标准，未来适时合理调整、逐步降低定额补贴标准，或者建立与招标电价结合的差价合约机制。

三是在2017年建立可再生能源电力证书自愿交易市场的基础上，在2020年前建成强制性可再生能源电力配额(发电侧)和绿色证书交易市场(售电侧)，逐年提升配额比例要求，形成市场化绿色证书价格形成机制和逐年上升的未履约价格惩罚水平。

四是切实发挥即将正式启动的全国碳交易市场对促进可再生能源与化石能源公平竞争的作用，逐步建立起新建建筑和工业用热的可再生能源用热强制安装或者供热比例要求制度。

记者：近日，《京津冀能源协同发展行动计划(2017～2020)》印发，说明三地能源协同发展进入实质落地阶段。依据CREO2017研究成果，该地区该如何实现能源协同发展?

王仲颖：京津冀是我国重要的能源消费重心之一。同时，京津冀作为我国的“首都圈”，是我国北方经济规模最大、最具活力的区域之一。经济的快速增长、不断优化转型的产业布局和依然严峻的环境污染问题对京津冀的清洁能源保障提出了更高要求。但是，目前京津冀区域的可再生能源利用比重不高，多样化可再生能源利用潜力没有充分挖掘，电网等基础设施发展不同步，急需通过创新驱动京津冀能源协同发展，不断完善能源政策体系和相关体制机制。CREO2017研究显示，京津冀可通过全面协同能源转型实现高比例可再生能源发展。在低于2℃情景下，2030年风电装机容量将达到128165兆瓦，占总装机比重的47.8%太阳能发电总装机将达到83922兆瓦，占全部发电装机的31.3%。雄安作为国家级新区，2030年可实现可再生能源占一次能源消费比重超过50%以上。

记者：具体而言，实现京津冀高比例可再生能源的目标需要哪些保障措施?

王仲颖：针对京津冀高比例可再生能源发展重点任务，京津冀需要加强以下5方面的保障措施。一是加强可再生能源发展的顶层设计二是提高京津冀可再生能源发展的协同性三是加大政策支持力度四是创新市场化机制体制五是加大宣传提高公众认识。

国家可再生能源中心2017～2020年行动建议

依据CREO2017研究结论，并基于过去数年可再生能源产业、技术和政策方面的进步，并展望其近中期发展情况，针对中国可再生能源发展，国家可再生能源中心提出下列建议：

可再生能源和非化石能源目标

“十三五”规划中2020年可再生能源发展目标是应努力超越的底线，通过努力实现更快发展：太阳能光伏装机量从1.1亿千瓦增至2亿千瓦，风电装机量从2.1亿千瓦增至3.5亿千瓦生物质能发电装机量从1500万千瓦增至3000万千瓦，总计增加5亿千瓦。

2020年非化石能源占一次能源消费总量的比例从15%提升到19%。如考虑落实《巴黎协定》提出的“低于2℃”温控目标，则需要进一步提升发展目标要求。

加大削减煤炭力度

即刻停止批准新建燃煤电厂努力实现2030年煤炭消费量占全部能源消费量的比例从现在的64%降至33%左右加快燃煤电厂灵活性改造，逐步取消年度发电计划制度地方经济主要依赖煤炭工业的地区要加紧制定经济发展转型升级计划。

加快电力行业改革

开展批发市场试点和区域协调市场试点市场试点要纳入跨区电网调度，打破省间壁垒预防双边交易合同锁定高碳型电力生产制定中国电力市场下一步发展的清晰路线图。

实施碳排放权交易制度

加强中国碳市场活力制定能够确保碳减排目标实现的最低碳交易价格。

深化经济激励机制改革

提高可再生能源附加水平(2020年后逐步降低直至取消)，确保转型期补贴资金需求实施可再生能源发电配额制度，配套实施强制性与自愿性相结合的绿色证书交易制度更大范围的采取竞争性拍卖方式，降低大规模风电和太阳能发电项目的并网价格。

光伏“新政”在出台 进入精细化发展新阶段

让光伏行业在一季度焦灼等待的“新政”，终于在4月上旬连续发布的多份文件中找到答案。4月12日，国家能源局发布《关于报送2019年度风电、光伏发电平价上网项目名单的通知》而前两天《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案(征求意见稿)》才刚发布——推进平价上网文件接踵而至，表明相关部门加快推动平价项目上报和建设进程的决心。

中国光伏行业协会副秘书长刘译阳告诉第一财经，在宏观政策引导下，中国的光伏产业将由粗放式发展转向精细化发展的新阶段，由拼规模、拼速度、拼价格转向拼质量、拼技术、拼效益转变的新阶段。在新的形势下，中国光伏产业将会进一步加强技术创新，加快提质、降本、增效的步伐，以求尽快地实现全面平价上网。

平价上网趋势日显

随着光伏发电技术的进步和产业规模的持续扩大，光伏建设成本和发电成本不断下降，光伏平价上网成为可能。

发电成本方面，水电水利规划设计总院副院长易跃春近日表示，自2011年起出台标杆电价、2013年起出台分区标杆电价以来，平均电价水平逐年降低。2015年启动领跑基地建设后，第二批、第三批光伏领跑基地项目通过竞争产生的上网电价，比当时光伏上网标杆电价平均低0.21元/千瓦时和0.24元/千瓦时，其中第三批基地中青海格尔木基地项目最低入选电价0.31元/千瓦时，已低于当地燃煤标杆电价。

建设成本方面，2018年第四季度，新建光伏系统的建设成本已降至5元/瓦以下。

易跃春认为，光伏平价上网在我国部分地区具备条件。全国能够实现平价上网的地方，现阶段主要集中在资源和建设条件较好、消纳保障条件较好、当地燃煤标杆电价相对较高的地区。

刘译阳表示，由于产品价格和投资成本的快速下降，我国光伏发电的竞争力得以进一步提升。2018年，“5·31”新政之后，国内新增装机仍能保持一定规模。

2018年，国家能源局会同有关部门对光伏产业发展政策及时进行了优化调整，全年光伏发电新增装机4426万千瓦，仅次于2017年新增装机，为历史第二高。其中，集中式电站和分布式光伏分别新增2330万千瓦和2096万千瓦，发展布局进一步优化。到12月底，全国光伏发电装机达到1.74亿千瓦，其中，集中式电站12384万千瓦，分布式光伏5061万千瓦。

李创军强调，2018年，全国光伏发电量1775亿千瓦时，同比增长50%。平均利用小时数1115小时，同比增加37小时光伏发电平均利用小时数较高的地区中，蒙西1617小时、蒙东1523小时、青海1460小时、四川1439小时。

李创军指出，2018年，全国光伏发电弃光电量同比减少18亿千瓦时，弃光率同比下降2.8个百分点，实现弃光电量和弃光率“双降”。弃光主要集中在新疆和甘肃，其中，新疆(不含兵团)弃光电量21.4亿千瓦时，弃光率16%，同比下降6个百分点甘肃弃光电量10.3亿千瓦时，弃光率10%，同比下降10个百分点。

光伏行业补贴缺口大超过600亿元

光伏平价上网在提升光伏发电竞争力的同时，可有效促进度电补贴的下降，缓解补贴资金收支缺口。

因广受国家补贴，光伏产业受到“巨婴症”的指责，国家财政面临较大压力。中国光伏行业协会统计数据显示，2018年，我国可再生能源补贴缺口超过1400亿元，其中光伏行业缺口超过600亿元。

为何会产生巨额补贴缺口?一方面是收入不足。可再生能源电价附加作为可再生能源补贴的唯一来源，自2016年可再生能源电价附加调整到1.9分/千瓦时之后，再未做调整部分自备电厂拖欠缴纳可再生能源电价附加。

另一方面是支出超出预期。2018年，全国光伏发电装机达到174.5GW，提前完成可再生能源“十三五”规划提出的底线目标。其中，集中式电站123.84GW，分布式光伏50.61GW。光伏发电补贴强度较高，补贴需求增大。

多位接受第一财经记者采访的业内专家认为，对于已经颁布的政策还需承担履约责任，补贴资金应该及时到位。否则会动摇市场对绿色发展的决心，引发行业发展危机。

借鉴可再生能源发展较好的国家，可再生能源发展到一定阶段，补贴逐步退坡是大势所趋。德国在2010年至2012年期间光伏装机量急速增长。一方面政府提高了可再生能源附加税，电力消费者买单另一方面政府调低了补贴。

业内人士认为，可再生能源补贴逐步退坡，最终实现平价上网，更加符合新一轮电改的方向。通过实行竞价上网，可以突出风电、光伏变动成本低的优势，在风大和光照充足的区域，风电和光伏可以报极低的价格来获取发电权，这将在一定程度上降低弃风弃光率，同时降低整体电力市场交易价格，使得电力系统获得既便宜又清洁的电力。而补贴退坡也不能“一刀切”“断崖式”，应设计合理退坡机制，以确保发电企业和相关装备制造业持续健康发展，避免大起大落。

2019年1月，财政部在“关于可再生能源发电补贴政策”座谈会上表达的思路是，先保证补贴的年度收支平衡，再考虑累计缺口如何应对。

按照有关规定，可再生能源电价附加由电网企业向电力用户代征，并向有关可再生能源发电企业发放。

国家电网公司财务部相关负责人对第一财经记者表示，征收方面，可再生能源电价附加随终端售电量收取，收取标准为1.9分/千瓦时，国家电网公司所属各级电网企业按月将收取的可再生能源补贴上缴中央财政。目前，电网企业直供用户全都按时缴纳了可再生能源电价附加，但部分自备电厂自发自用电量、地方电网售电量，有的不通过电网企业上缴，情况不太清楚。

发放方面，电网企业统计纳入可再生能源补助目录项目的补贴电量、补贴金额，提前向财政部申请补贴资金，今年3月初，它们已经向财政部申请了全年的可再生能源补助资金。财政部补贴资金将直接拨到各省电网企业，电网企业在收到钱的结算周期将补贴拨付至各项目。今年，财政部正在研究将补助资金直接拨付至各可再生能源发电项目，电网企业将积极配合做好工作。

新能源消纳“天花板”仍存

可再生能源利用率在2018年显著提升，弃水、弃风、弃光状况明显缓解。2018年，全国光伏发电量1775亿千瓦时，同比增长50%。弃光电量54.9亿千瓦时，全国平均弃光率3%，同比下降2.8个百分点。

但值得关注的是，部分地区光伏等新能源发电消纳形势依然严峻。目前弃光主要集中在新疆和甘肃地区，其中，新疆(不含兵团)弃光电量21.4亿千瓦时，弃光率16%，同比下降6个百分点甘肃弃光电量10.3亿千瓦时，弃光率10%，同比下降10个百分点。

业内人士认为，新疆、甘肃新能源消纳主要面临以下问题：本地负荷低于新能源装机容量，电力供大于求系统灵活性不足,自备电厂参与系统调峰不够外送通道容量受限。此外，部分地区未严格执行国家全额保障性收购政策，制定了低于国家规定的新能源保障小时数，影响企业收益。

由于光伏具有随机性与波动性的特点，传统模式难以满足清洁能源大规模接入后的消纳需求。国家电网国调中心相关负责人对第一财经表示，需以“全国一盘棋”的思路来促进清洁能源跨区消纳。

具体来说，以“全国一盘棋”的思路来加强清洁能源发展科学规划研究，统筹源-网-荷协调发展，统筹大规模清洁能源发展、消纳问题，推动电源和电网、清洁能源与其他电源统一规划、统一平衡，促进清洁能源健康可持续发展加快推进特高压工程建设，确保具备“全国一盘棋”的电网基础。通过特高压跨区工程来扩大清洁能源资源配置范围，促进清洁能源消纳构建全国统一电力市场，加大清洁能源跨省跨区交易规模。通过市场手段拓展清洁能源消纳空间

展望2019年，刘译阳表示，尽管新的补贴政策尚未出台，但是“稳中求进”的发展思路已经确定，中国仍将会保持一定的光伏市场体量。全球市场上，预计光伏装机仍将保持持续向上的发展态势。中、美、印等主要市场需求保持平稳欧洲市场老树新芽，可能会出现较大幅度增长新兴市场正在快速崛起，越来越多的国家将进入到GW级市场的行列。

更多数据来源参考前瞻产业研究院发布的《中国光伏行业投融资前景与战略分析报告》。

用户受电工程市场公平开放不到位，市场竞争不充分

调度运行和并网管理不严格，未平等对待清洁能源发电企业

电费结算和补贴发放不及时，承兑汇票比例偏高

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——摘自国家能源局《2019年重点专项监管报告》

国家能源局

监管公告

2020年第3号

2019年重点专项监管报告

二〇二〇年七月

根据《国家能源局综合司关于印发2019年重点专项监管工作方案的通知》（国能综通监管〔2019〕38号），国家能源局组织各派出机构开展了用户“获得电力”优质服务情况、清洁能源消纳、12398热线投诉举报共性问题重点专项监管（以下简称重点专项监管）。在日常监管、企业自查、现场检查的基础上，形成本报告。一、基本情况国家能源局严格落实中央“基层减负年”部署要求，将重点专项监管与能源行业漠视侵害群众利益问题专项整治、农网改造升级大排查工作统筹安排、协同推进，努力减轻基层负担。各派出机构坚持目标引领和问题导向，认真制定实施方案和工作台账，按照启动部署、自查整改、现场监管等步骤，全面摸底排查，深入调研督导，严格行政执法，确保重点专项监管工作取得实效。在监管工作中，国家能源局集中全局力量，组成15个工作组，在全国范围内进行了调研督导和现场监管。 从监管情况看，各电网公司及各级供电企业基本能够落实重点专项监管工作要求，注重拓展服务渠道、创新服务方式，努力提高供电质量和供电服务水平，积极解决人民群众反映的各类用电问题，取得了较好成效。在监管中也发现了部分企业在用电报装办理、配电网运维管理和市场交易组织等方面存在的问题。二、存在问题经统计，国家能源局工作组和各派出机构在重点专项监管中共发现各类问题717项。本报告按照同类合并、通报典型原则，重点披露以下问题。 （一）用电业务办理时间超出国家规定时限或业务办理“体外循环”，时间信息不真实 部分供电企业用电报装业务办理时间超出国家能源局《压缩用电报装时间实施方案》规定的时限要求；业务办理存在“体外循环”，重复或滞后发起系统流程、补填或涂改时间记录，用电报装时间统计信息不准确等问题。 1.广东湛江供电局在竣工检验和装表接电环节超时率达35%；内蒙古赤峰、山西太原、河南邓州、贵州湄潭等地区供电企业部分用电报装资料不符合逻辑，业务办理环节时间倒置。 2.天津城西、西藏林芝等地区供电企业营销系统记录时间与业扩资料记录时间不一致，或与实际情况不一致；宁夏石嘴山、安徽阜阳、广西贺州等地区供电企业存在先办理用电业务、后发起系统流程的现象；新疆喀什供电公司部分低压非居民新装用电业务直至装表接电环节才发起系统流程。 （二）办电资料或环节精简不到位，线上报装系统功能不完善或推行力度不够 部分供电企业办电资料或环节精简不到位，有的增设审批、承诺事项，有的报装申请资料繁杂，有的线上办电系统功能不完善或推行力度不够，制约了“获得电力”便利化水平提升。 3.福建闽侯等地区供电企业对部分用电报装项目增设“前期办电指导”环节；湖北新洲等地区供电企业要求低压用电报装必须委托台区网格员办理；浙江省电力有限公司在用电报装业务办理中对110kV及以上用户增设“接入系统审批”环节。 4.河北承德、唐山等地区供电企业要求新装用户既提交纸质用电申请资料，又使用“掌上电力”APP重复提交业务申请；江苏无锡供电公司在办电报装办理过程中重复收取营业执照、法人身份证复印件。 5.海南三亚供电局在个别用户用电报装时，要求提供包括管委会报装函、中标通知书、管理合同等11项报装申请资料。 （三）接电和抄表收费不规范，违规收费情况依然存在 部分供电企业违规收费或由关联企业变相违规收费；投资界面不清晰，随意扩大用户受电工程范围，将部分应由供电企业承担的费用转嫁给用户；在交费协议中对用户交费金额、方式设置不清晰或隐含预付费条件；对用户变更信息不及时导致重复收费。 6.云南电网有限责任公司对部分使用变电站间隔和既有电缆通道的用户收取租赁费，违反《国家发展改革委办公厅关于清理规范电网和转供电环节收费有关事项的通知》（发改办价格〔2018〕787号）规定；广西富川水电公司自立名目收取电能表材料费、电表押金、验表费等。 7.安徽亳州、陕西延安等地区供电企业将计量、用电信息采集、负控装置等本应由供电企业承担的费用转嫁至部分用户承担；海南三亚供电局将计量装置辅件有关费用转嫁至用户，2017年至2019年5月份累计约600万元。 8.浙江省电力有限公司统一印制《低压电力智能交费服务协议》相关条款限制用户变更交费方式的选择权，且对用户交费金额、方式设置不清晰，并在办理过程中对用户的知情权和选择权没有充分告知；重庆市电力公司在推广智能交费时设置隐含预付费条件，且要求预付费账户余额不得低于20元。 9.内蒙古呼和浩特赛罕供电分局因电量采集不及时导致部分用户用电递升阶梯，电费升高，连续两次被通报仍未采取有效措施予以解决。 （四）配电网网架结构薄弱，低电压频繁停电问题较为突出 部分农村地区配电网架构薄弱，供电能力不足，低电压、频繁停电等问题多发频发；部分供电企业电网运行方式安排不合理、计划检修统筹不科学、停电 抢修不及时，供电“两率”数据管理不规范、统计不准确。 10.河南信阳、周口、驻马店等地区，河北唐山、沧州、保定等地区，湖北恩施、黄冈等地区，陕西西安、汉中等地区，广西贺州、玉林等地区，贵州毕节、铜仁等地区农村配电网基础设施较为薄弱，当地群众反映的低电压和频繁停电问题较为突出，投诉举报数量偏高。 11.四川省部分藏区县配电网建设投资不足，网架薄弱，供电能力、供电可靠性较低，频繁停电、低电压等问题突出。 12.宁夏石嘴山供电公司停电计划执行率偏低，2019年1月、5月计划检修执行率为71.43%、77.5%；陕西西安供电公司2019年1月主网停电工作中临时检修占比达50%，配电网停电计划完成率仅为39%。 （五）用户受电工程市场公平开放不到位，市场竞争不充分 部分供电企业区别对待关联企业和其他承装（修、试）电力设施企业，影响和阻碍市场公平开放；其关联企业利用特殊地位，影响公平竞争；对承装（修、试）电力设施许可资质查验把关不严，存在无资质或虚假资质施工单位违规承揽用户工程的现象。 13.湖南郴电国际郴州分公司明确要求该公司各部门直接介入用户工程设计、施工单位确定、材料采购、项目管理等各环节。 14.浙江绍兴、衢州等地区供电企业的关联企业与用户签订的施工合同部分条款显失公平，如要求用户在合同签订后10日内付清全款、未约定质保金或质保期。 15.江苏常熟供电公司的关联企业在当地用户（含居配）接入工程设计、施工、监理市场份额占比100%，河南安阳、湖南株洲等地区供电企业的关联企业电力试验项目市场占有率超过80%。 16.甘肃酒泉、河南西峡等地区供电企业对承装（修、试）电力设施许可资质审核把关不严，个别未取得资质或资质已注销的施工企业仍在承揽用户工程。 （六）信息发布不规范，办电透明度有待进一步提高 部分供电企业对用户“获得电力”优质服务举措宣传贯彻不到位，宣传内容与优化用电营商环境政策不相符；部分供电企业未按照《供电企业信息公开实施办法》要求，及时、准确、全面地公开相关信息；个别电力交易机构未及时向清洁能源发电企业披露与市场交易相关的安全约束、出清结果等信息。

17.国家电网有限公司部分供电企业在门户网站、供电营业场所等处公开的《供电服务“十项承诺”》中，对部分用电业务的办理时限规定不符合国家能源局《压缩用电报装时间实施方案》要求；安徽安庆等地区供电企业门户网站未公布营业网点信息。 18.甘肃兰州供电公司停电计划制定不严谨，停电时间预测偏差较大，不利于群众合理安排生产生活用电；山西朔州山阴、右玉等地区供电企业只发布计划检修停电信息，其他故障停电信息未发布。 19.山西电力交易机构新能源交易公布出清结果耗时较长，外送交易公告时间较短；信息披露不完整，缺少关键输电通道剩余可用能力、关键设备检修预安排等安全约束信息。 （七）调度运行和并网管理不严格，未平等对待清洁能源发电企业 部分电力调度机构未明确弃风情况下风电场站调用原则，相同条件下不同风电场站弃风比例差异较大；部分电力交易机构未与部分新建机组在调试前签订购售电合同，导致发电企业不能按期结算并网调试期上网电费。

20.冀北电力调度机构未明确弃风情况下风电场站调用原则，同一风力资源区、同一输电断面的不同风电场站弃风比例差异较大。 21.辽宁电力交易机构未与新建机组并网前签订购售电合同，未与发电企业按期结算并网调试期上网电费，影响发电企业效益。 （八）组织交易不规范，交易规则执行不到位 个别电力交易机构未按交易方案组织市场交易，定向扩大市场交易规模；未按要求提交调度机构进行安全校核；新能源发电计划安排不合理，执行进度差异较大；省间外送电交易合同执行率较低。

22.新疆电力交易机构未遵循交易方案，超规模组织新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易，挤占了新能源优先发电和市场化交易电量空间。 23.蒙东电力交易机构2019年上半年组织的市场化交易均未经电力调度机构安全校核。 24.青海电力交易机构安排新能源基数电量计划无明确原则，在月度电量交易计划编制时，未根据前期各电厂基数电量完成情况进行合理调整，新能源企业基数电量计划完成进度差异较大。 25.四川省电力公司2019年上半年外送电年度交易合同执行率仅为67%，影响省内市场交易边界条件确定和发电企业发电计划制定。 （九）电费结算和补贴发放不及时，承兑汇票比例偏高 部分电网企业结算上网电费、发放可再生能源补贴不及时，对市场交易用户的退费管理不规范，退费时间滞后；支付购电费金额与应付购电费存在差异；向发电企业支付电费中银行承兑汇票比例较高。

26.天津市电力公司存在单月结算多个月电费情况；冀北电力有限公司对可再生能源企业支付补贴不及时；四川省电力公司对市场交易用户的退费管理不规范，退费时间滞后，所属供电企业之间差异明显，退费时间跨度最长达3个月。 27.陕西省电力公司月度支付购电费与应付购电费存在差异，且差额在年底核对清算。 28.贵州电网有限责任公司结算电费中银行承兑汇票比例较高，将用户开具的大部分银行承兑汇票转移支付给发电企业，自行承担比例较低。 （十）对群众投诉举报重视不够，处理质量不高 部分供电企业对12398热线投诉举报共性问题重点专项监管部署滞后、效果不佳；未严格落实12398热线投诉举报事项调查处理要求，内部流程不清晰、调查结果不准确、责任认定不严谨；处理群众投诉举报问题针对性不强、处理质量不高。

29.新疆喀什等地区供电企业对个别用户多次反映低电压的投诉举报事项重视不够，整治问题不及时、不彻底；新疆阿勒泰等地区供电企业处理部分群众投诉举报问题针对性不强，解决措施不具体。 30.湖南平江供电公司没有建立12398热线投诉举报共性问题处理台账，多项投诉举报未及时进行处理；四川泸州供电公司共性问题台账不规范，无基本信息、整改措施等内容；四川省能源投资集团有限责任公司、乐山电力股份有限责任公司工作部署滞后，未能有效组织所辖供电企业开展12398热线投诉举报共性问题专项监管。三、监管成效针对重点专项监管发现的问题，国家能源局按照闭环监管工作要求，综合运用会商通报、监管约谈、行政处罚等方式，推动发现问题得到有效解决。对属于国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司的623项问题，国家能源局于2020年4月13日、15日分别与两家电网公司进行了会商通报。在重点专项监管中，两家电网公司按照监管工作要求制定专项工作方案，明确工作措施和时间节点，对国家能源局及派出机构发现的问题即时进行整改，同时坚持举一反三，强化建章立制，不断健全问题解决长效机制。截至5月15日，两家电网公司的562项问题已经整改完毕；其余61项因涉及农网改造、资金投入等因素，也已明确整改措施和预计完成时间，将逐步予以解决。对属于地方电力企业的94项问题，各派出机构向相关企业进行了通报，并责令进行了整改。 总体来看，通过重点专项监管的深入开展，推动了各地用电营商环境持续改善，健全了电力市场交易机制，促进了清洁能源消纳和更大范围的资源优化配置，解决了一批人民群众反映强烈、反复出现、矛盾突出的共性问题，进一步提高了供电质量和供电服务水平。主要体现在以下几个方面。 （一）推动“获得电力”优质服务水平进一步提升 我国用户“获得电力”优质服务水平稳步提升，全国用电营商环境持续优化。2019年10月，世界银行发布的《全球营商环境报告2020》显示，以北京、上海为样本城市参评的我国“获得电力”指标排名由第14位进一步提升至第12位，连续两年保持全球领先水平，部分指标属全球最佳。

1.办电更省时。上海市电力公司无缝对接地方政府“一网通办”和“联审平台”，低压小微企业平均接电时间4.22天，最短仅需1天；福建省电力有限公司促请地方政府对20-200米内的配套电力外线工程占掘路实行备案制，用户办电平均时长较2018年压缩超过1/3；青海省电力公司实现低压业扩配套工程“抢修领料”工作模式，办电效率同比提升32.5%。 2.办电更省心。北京市电力公司创新运用 “互联网+”“大数据”，实现工程管理全流程电子化，用户报装接电全程“指尖”完成；深圳供电局有限公司推出了“零资料”“零审核”的无感低压用电报装，市民仅需“刷脸”即可完成低压报装业务；江苏省电力有限公司在农村地区实现网格化、片区化综合服务，通过深化大数据应用、推广移动作业终端、推进“线上+线下”业务融合，实现农村低压用户办电“一次都不跑”，偏远地区居民用电“7×24预约上门服务”。 3.办电更省钱。广东电网有限责任公司广州供电局创新推行“临电租赁共享”“电能保”等供电服务，降低企业用电成本。2019年，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司等3家电网公司通过提高低压接入容量、延伸投资界面，合计为用户节省投资约225亿元。 4.信息更透明。重庆市电力公司编制线上线下宣传材料，通过新闻发布会、走访沟通、典型案例宣传等方式全面宣介“三零”服务举措及“掌上电力”APP，方便企业群众知政策、享便利、得实惠。 （二）推动清洁能源消纳能力进一步增强 全国清洁能源装机保持稳步增长，电源结构持续优化，清洁能源消纳水平不断提高，弃电量、弃电率实现“双降”，弃水问题得到有效缓解，风光消纳逐年好转。清洁能源市场化交易机制不断完善，交易组织、安全校核、电量调度等环节精益化管理水平有所提升。电力辅助服务市场建设逐步深化，系统灵活调节能力和安全裕度全面提升，清洁能源消纳空间进一步拓展，能源结构转型升级效果显著。

5.清洁能源消纳整体形势持续向好。2019年，全国主要流域弃水电量约300亿千瓦时，水能利用率96%，同比提高4个百分点。全国弃风电量约169亿千瓦时，平均弃风率4%，同比下降3个百分点。全国弃光电量约46亿千瓦时，平均弃光率2%，同比下降1个百分点。通过电力辅助服务市场深度挖掘系统调峰能力3100万千瓦，促进清洁能源电量增发850亿千瓦时，相当于少消耗2600万吨标煤，少排放1.7万吨二氧化硫、1.6万吨氮氧化物。 6.资源优化配置成效显著。西北区域跨省调峰市场实现了区域资源共享和省间互济，以甘肃为例，2019年区域辅助服务市场为甘肃电网提供调峰电量25.83亿千瓦时，甘肃电网为其他省份提供调峰电量2.28亿千瓦时。东北区域开展跨省调峰支援991次，支援电量近18.12亿千瓦时，并积极协调俄罗斯、朝鲜开展跨国调峰，缓解冬季低谷时期调峰困难。 7.清洁能源消纳空间不断拓展。南方区域提前建成滇西北直流工程，新增云电送粤能力500万千瓦；加强调峰电源建设，新增抽水蓄能装机130万千瓦。东北区域加强清洁能源消纳综合管理，2019年消纳清洁能源发电量830.37亿千瓦时，同比增长14.85%，新能源受限电量15.59亿千瓦时，同比减少46.55%，实现历史最好水平。 8.电力调度运行机制不断完善。华北区域实施集中式光伏扶贫电站优先调度机制，2019年，河北省电力有限公司、冀北电力有限公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司光伏扶贫电站合计增发电量1.97亿千瓦时，增收1.56亿元，助力打赢精准脱贫攻坚战。云南开展梯级水电群精细化调度，2019年主汛期全网弃水电量同比减少92.5%，全年弃水电量同比减少158.1亿千瓦时。 （三）推动投诉举报共性问题得到较好解决 各供电企业按照监管要求，对人民群众反映强烈、反复出现、矛盾突出的频繁停电、低电压、停电抢修不及时、用户报装受限等12类共性问题进行了深入自查整改，共自查问题13551个，绝大部分问题于2019年完成整改，一大批人民群众身边的操心事、烦心事、揪心事得到有效解决。同时，国家能源局严格行政执法，对重点专项监管中发现的侵犯人民群众合法权益事项坚决予以查处，对13起严重违法案件进行了行政处罚，罚没金额195万元。

9.群众反映集中的电能质量问题得到重点解决。针对投诉举报集中的低电压、频繁停电等电能质量问题，各供电企业进行了重点治理，解决电能质量问题8093个。广东电网有限责任公司认真梳理电压不稳和低电压共性问题案例，开展降低故障率专项行动，完成942个低电压台区的问题治理，区域内的电压不稳及低电压问题得到有效缓解，频繁停电问题数量大幅下降。河南省电力公司针对排查出的低电压、频繁停电问题，制定专门台区改造计划，下达9.5亿元专项整改资金，集中对相关台区进行改造治理，12398热线投诉举报数量排名下降明显。 10.影响较大的部分深层次问题得到有效解决。针对群众反映强烈的河南部分地区农业生产灌溉用电费用较高问题，河南监管办将该问题列入共性问题清单进行专项治理，联合地方政府有关部门、供电企业，从规划衔接、并网接入、电费收取等方面研究出台意见，推动了相关问题的有效解决。针对福建地区行业反映强烈的新建住宅小区供电配套设施建设问题，福建监管办开展专题调研，联合地方政府出台规范性文件，辖区内的相关问题得到了较好解决。 11.投诉举报共性问题长效解决机制初步建立。中国南方电网有限责任公司制定《南方电网公司大力减少12398投诉十项举措》，实行客户问题“日监控、周分析、月通报”机制，打造“全客户、全渠道、全业务、全数据”的“四全”统一服务平台，投诉举报管控力度持续强化，客户问题解决能力全面提升。四川省电力公司完善投诉举报管控机制，建立三级分析例会制度，定期核查重难点问题；建立低电压精准治理工作机制，强化投诉举报问题源头治理。辽宁省电力有限公司制定12398热线投诉举报共性问题专项管控方案，建立共性问题台账长效分析制度，常态开展“回头看”。四、监管意见各电网公司及各级供电企业要深入践行以人民为中心的发展思想，认真贯彻能源安全新战略，提高政治站位，强化责任担当；要进一步强化问题治理，持续推进能源结构转型升级，全面提升服务质量和服务水平，不断满足人民群众日益增长的美好生活需要。 （一）全面提升“获得电力”优质服务水平 各供电企业要加快复制推广北京、上海等地“获得电力”典型经验做法，聚焦用户需求，创新服务方式，拓展服务渠道，进一步压缩办电时间、提高办电便利度、降低办电成本，全面提升我国“获得电力”整体服务水平，确保完成“2020年供电企业办理电力用户用电业务平均时间压减到40个工作日以内”的目标任务；同时，要进一步规范服务行为，强化企业内部管理，加大信息公开力度，切实提高用户对优质服务的获得感。 （二）持续提高供电能力和供电质量 各供电企业要加大城市配网和农村电网投资建设和改造力度，将农村地区线路老化、供电半径大、电压低、停电频繁等突出问题优先纳入电网改造计划，着力解决低电压、频繁停电等突出问题；要加强对贫困地区倾斜投资，对供电能力较差、突出问题较多的贫困地区进行重点改造，着力解决电网建设发展不平衡问题；要优化综合保障体系，提高电网运行维护管理水平，加强停电计划管控和停电过程管理，严格执行国家供电质量有关规定和标准，全面提升供电可靠能力。 （三）建立清洁能源消纳综合保障体系 各电网公司和电力调度、交易机构要注重长效机制建设，着力破解清洁能源消纳的制约因素，构建适应高比例清洁能源消纳的综合保障体系；要统筹推进网源荷储协调发展，同步规划、同步建设、同步运行清洁能源配套电网工程；要积极配合电力辅助服务市场机制建设，进一步优化实时调度原则和联合调度运行方式；要持续规范市场化交易组织方式，加强市场化交易合规管理和电量分解执行工作，提升交易规则、交易方案的执行刚性，提高清洁能源消纳公平性；要认真落实清洁能源电力消纳责任权重，合理确定各省（自治区、直辖市）清洁能源利用率目标并适时动态调整，稳步提升清洁能源电量在能源消费中占比。 （四）进一步健全完善投诉举报处理机制 各供电企业要高度重视12398热线投诉举报处理相关工作，高度关注人民群众的每一项诉求，认真查找服务短板，严格规范内部流程，加快投诉举报处理进度，提高投诉举报处理质量，持续提升群众反映问题的解决能力，确保群众诉求得到及时回应，群众困难得到圆满解决；要重点关注和定期总结群众投诉举报中的共性问题，善于从群众诉求中发现一般性规律和普遍性诉求，注重从配网建设、投资布局、力量配备、服务能力等方面解决深层次矛盾，做到共性问题“发现一个、整改一批、杜绝一类”；要进一步健全完善投诉举报响应机制，优化投诉举报处理制度，科学合理制定投诉举报考核评价体系，不断健全完善共性问题处理长效机制。

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新能源发电的发展前景

新能源发电的发展前景，我们大家都知道新能源发电的发展前景是挺不错的，可是具体是怎么样的就不太了解的，我 和大家一起来看看新能源发电的发展前景的相关资料，一起来看看吧。

（一）全球新能源发电崛起

新能源发电的快速崛起，与世界各国日益重视环境保护，倡导节能减排密切相关。风电、光伏作为最为清洁的能源，受到全球青睐，各国纷纷出台了鼓励新能源发展的措施，促进了风电、光伏等新能源的发展。同时，由于技术的进步，新能源发电的成本也快速下降，是其崛起的另一重要推动力。从1997年-2021年这二十年间，全球新能源发展迅猛。风电装机从7.64GW增长到468.99GW，光伏装机从0.23GW增长到301.47GW，分别增长了60倍和1284倍。风电，光伏发电量快速增长，分别从1997年的12TWh、0.8TWh增长到2021年的959.5TWh、331.1TWh，风电发电量增长了79倍，光伏发电量增长了439倍，已经成为电力供应中不可忽视的电源。

（二） 能源替代，空间广阔

1、新能源在能源结构占比低

在新能源发电替代传统能源的过程中，除了替代传统的燃煤发电外，新能源汽车逐步替代燃油汽车，部分石油消费也可由电能来替代，新能源发电的增长空间非常广阔。从历史情况来看，石油、煤炭、天然气等化石能源在过去一直是满足世界能源需求增长的主要能源。近年来，虽然风电和光伏增长迅猛，但由于基数很低，在全球整个能源消费结构占比还非常小，风电在总的能源消费中占比仅为1.64%，光伏占比仅为0.57%。

2、新能源发电在总发电量占比同样较低

2021年，全球风电发电量在总发电量中的占比为3.87%，光伏占比为1.34%，二者合计仅为5.2%。但风电和光伏由于拥有清洁环保的优势，以及较大的成本下降潜力，未来的发展空间不可限量。

太阳能和风电将主宰未来电力系统。太阳能发电及陆上风电成本将在2040年前分别进一步下降66%及47%，可再生能源将在2030年前实现比大多数化石能源电厂更低的运营成本。到2040年，风电和太阳能将占全球装机总容量的48%及发电量的34%。报告预计新增可再生能源的投资总额将在2040年前达到7.4万亿美元，占全球新增发电投资总额10.2万亿美元中的72%。其中，太阳能投资2.8万亿美元，风电投资3.3万亿美元。

3、我国仍然以煤电为主，替代空间大

截止到2021年三季度末，我国煤电装机10.81亿千瓦，水电3.39亿千瓦，核电3582万千瓦，风电1.57亿千瓦，光伏1.2亿千瓦，生物质1423万千瓦；火电装机占全部装机容量的61.87%，水电装机占19.4%，核电占2.05%，风电占9.0%，光伏占6.87%，生物质占0.81%。从发电量来看，2021年前三季度，我国煤电发电3.45万亿度，水电8147亿度，核电1834亿度，风电2128亿度，光伏857亿度，生物质568亿度。煤电发电量占比高达71.84%，水电占16.95%，核电占3.82%，风电占4.43%，光伏占1.78%，生物质占1.18%。

在我国，煤电无论是装机量还是发电量均占绝对优势，风电、光伏的发电量合计仅占全部发电量的5.21%，而煤电发电量则占全部发电量的71.84%，风电、光伏替代煤电的空间非常巨大。当前，正处于能源替代的关键节点上，由于新能源成本逐步接近甚至低于传统能源，能源替代正在加速进行。

（四）新能源电力保障性政策强劲, , “弃风弃光率”明显好转

2021年以来，我国“弃风弃光率”现象已经明显好转，弃风率下降至12%，同比下降6.7%，弃风电量295.5亿度，同比下降103亿度，实现了弃风率和弃风电量的双降；风电设备利用小时数1386小时，同比增加135小时。弃光率同比下降4%，特别是甘肃、新疆弃光严重的地区，2021年前三个季度的.弃光率分别同比下降了9.2%和7.9%。

新能源汽车的优点有：

1、新能源汽车环保。新能源汽车采用的主要是非燃油动力装置，不需要燃烧汽油、柴油等，而是采用清洁能源，比如：电力、太阳能、氢气等。这样，就减少了二氧化碳等气体的排放，从而达到保护环境的目的。

2、省钱。燃油车每公里油费大概0.6-0.8元，但是使用电只需要0.2元。另外，电机结构非常简单不易坏，不需要频繁保养。

3、新能源汽车不用限号出行。因为环境污染严重，为了减轻环境压力，很多城市都采用汽车限号的方式，限制私家车的出行。但是，新能源汽车几乎是零污染、零排放，所以也就不在限号范围内，更方便出行。

4、效率高。一般新能源汽车采用新技术，新结构，使它的效率更高。

新能源汽车的缺点有：

1、充电难、充电慢。因为现在新能源汽车暂未普及，因此很多城市或地区都缺少供新能源汽车充电的充电桩，所以给汽车充电不太方便。除此之外，新能源汽车动力装置系统并不是很成熟，充电比较慢，一般需要数小时，这就不太方便。

2、续航里程较短。对于采用电力的新能源汽车来说，汽车电池的蓄电量有限，所以汽车持续行驶的里程也会受限，一般不能进行较长距离的行驶。

3、售后服务还不成熟。新能源汽车作为汽车行业的“新星”，各方面都还在摸索、改善中，对于新能源汽车的售后维修，尚没有很多熟练的维修人员，不能及时维修，这就给车主带来很大不便。

4、成本较高。电动车为了能反复充电和续航，必然需要锂电池这个额外成本。目前动力锂电池成本大概在2000 元/千瓦时。一辆汽车如果续航500公里需要90度以上的电池。这个成本就是18万了。即使日后可以大规模减轻成本，能达到铅酸电池的成本，也需要8万~9万。

新能源汽车的优点：

1、节约燃油能源。一般是用天然气、石油气、氢气、电力作为动力。

2、减少废气排放，有效的保护环境。电动汽车不产生尾气，没有污染。氢能源汽车尾气是水，对环境没有污染。因为基本属于零排放，所以也在限号范围外。

3、效率高。一般新能源汽车采用新技术，新结构，使它的效率更高。

4、噪声低。

新能源汽车缺点：

1、因为新能源汽车处于起步阶段，技术还不是很成熟。所以充电比较慢，需要数小时。

2、车辆保有量低，充电、加气、维修等不太方便。而且新能源汽车充电难，因为普及面小。

3、续航里程短。一般车辆排量较小，动力不足，不适合长距离行驶。

4、价格不低。现在价格在5-10万的新能源汽车，只有纯电动汽车有批量生产，选择性不是太大。

扩展资料:

新能源汽车是指采用非常规的车用燃料作为动力来源（或使用常规的车用燃料、采用新型车载动力装置），综合车辆的动力控制和驱动方面的先进技术，形成的技术原理先进、具有新技术、新结构的汽车。新能源汽车包括纯电动汽车、增程式电动汽车、混合动力汽车、燃料电池电动汽车、氢发动机汽车、其他新能源汽车等。

新能源汽车两大阶段:

第一阶段是以混合动力汽车为主，燃料电池车等新能源汽车为辅的发展方向，开拓新能源汽车市场。

第二阶段是在纯电动汽车技术成熟的基础上，纯电动汽车逐步替代混合动力及燃料电池汽车以至于完全占据新能源汽车市场，实现零排放的阶段。中国新能源汽车产业始于21世纪初。2001年，新能源汽车研究项目被列入国家“十五”期间的“863”重大科技课题，并规划了以汽油车为起点，向氢动力车目标挺进的战略。“十一五”以来，我国提出“节能和新能源汽车”战略，政府高度关注新能源汽车的研发和产业化。