电网发展的趋势和方向
智能电网投资额占比逐步提升
在国家规划的推动下，我国智能电网的投资额也开始逐步提升。根据规划，2009-2010年、2011-2015年以及2016-2020年三大阶段我国电网计划投资额分别是5510亿元、15000亿元和14000亿元，其中智能电网计划投资额为341亿元、1750亿元和1750亿元，投资额占比从6.19%提升至12.5%。
然而，在实际投资中，我国电网总投资远超计划投资额。根据国家电网有限公司披露的社会责任报告，2016-2019年，我国电网实际投资额已经突破19000亿元，远超计划投资14000亿元。
因此可以合理预计，我国智能电网投资额也应大于规划额度，以12.50%的比例测算，2019年我国智能电网投资额为559.1亿元。
安全、智能、科技是智能电网重要趋势
如今，智能电网已经成为我国电网智能化建设的必要方向。随着人工智能、5G通信、大数据等技术在电网中得到广泛深入的应用，并与传统电力技术有机融合，智能电网必将持续深入的向安全性、智能化、科技化方向发展此外，智能电网的发展也有助于推动我国能源向低碳化、清洁化、高效化提升，成为能源转型的关键支撑。
——以上数据及分析均来自于前瞻产业研究院《中国智能电网行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》。
“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。
2009年—2010年是规划试点阶段，重点开展坚强智能电网发展规划，制定技术和管理标准，开展关键技术研发和设备研制，开展各环节的试点；
2011年—2015年是全面建设阶段，将加快特高压电网和城乡配电网建设，初步形成智能电网运行控制和互动服务体系，关键技术和装备实现重大突破和广泛应用；
2016年—2020年是引领提升阶段，将全面建成统一的坚强智能电网，技术和装备达到国际先进水平。届时，电网优化配置资源能力将大幅提升，清洁能源装机比例达到35%，分布式电源实现“即插即用”，智能电表普及应用。
到2020年，可全面建成统一的“坚强智能电网”。
国家电网公司有关负责人表示，将分三个阶段推进“坚强智能电网”的建设：
2016年至2020年为引领提升阶段，全面建成统一的“坚强智能电网”，技术和装备全面达到国际先进水平。
“届时，国家电网优化配置资源能力将大幅提升，清洁能源装机比例达到35%，分布式电源实现‘即插即用’，智能电表普及应用。”国家电网有关人士说。
但国家电网公司负责人昨日同时明确表示：由于国情、发展阶段及资源分布的不同，中国的智能电网和美国的智能电网在内涵及发展的方向、重点等诸多方面有着显而易见的“区别”。
在中电联获悉，2020年中国将建成以华北、华东、华中特高压同步电网为中心，东北特高压电网、西北750千伏电网为送端，联结各大煤电基地、大水电基地、大核电基地、大可再生能源基地，各级电网协调发展的坚强智能电网。华北、华东、华中特高压同步电网形成“五纵六横”主网架。
作为重要的送端电网，西北电网“十二五”期间将在已有的750千伏电网结构基础上，加强省区间联系，提高电网交换能力和抵御严重故障能力，保障风电等可再生能源的接入和消纳。实现与华北、华东、华中特高压电网紧密相联。
“十二五”期间，南方电网将重点建设糯扎渡、溪洛渡等大型电站外送直流工程。2015年西电东送主网架在2010 年“五直八交”的基础上形成“九直八交”送电通道，各省(区)形成坚强的500千伏骨干网架，实现海南与南方主网500千伏双回路联网，加强与港澳特区联网，保障港澳电力可靠供应。
此外，到2015年，全国城市用户供电可靠率将达到99.943%以上，农村用户供电可靠率达到99.765%以上。2020年城市用户供电可靠率达到99.955%以上，农网用户供电可靠率达到99.810%以上。
中电联有关负责人透露，中国电网智能化发展将以坚强网架为基础，以通讯信息平台为支撑，以智能调控为手段，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节，覆盖所有电压等级。到“十二五”末，中国智能电网技术和关键设备将实现重大突破，智能化标准体系基本完善，电网智能化达到较高水平。
用“爆发性增长”这个词来形容中国当前的风电行业再恰当不过了，从2004年到2008年，中国风电装机容量连续3年增长超过100%。2008年，中国的风电装机容量首次超过500万千瓦，提前完成了国家发改委提出的，要在2010年实现全国1000万千瓦风电装机容量的预期目标。从新增的风机容量的角度看，中国目前在全球排名第二，按照总装机容量计算，中国在全球排名第四。
但是，风作为一种不受人控制的自然资源，它时有时无、忽大忽小。当它作为一种电源接入到电力系统当中时，它的间歇性和随机性增大了电力系统的调峰难度，也给整个系统带来了新的不稳定因素，使得风电的大规模发展面临瓶颈。而以风电功率预测系统为基础的风电调度管理技术、智能电网等为代表的技术手段，正在尝试让风电像传统电源那样可观、可控。
调峰——制约风电最大障碍
电力系统最大的特点是实时动态平衡，也就是要保证每一个时刻所发出来的电与所消耗的电刚好平衡，才能保证电力系统的稳定和安全。在风力发电接入电力系统之前，电力系统面对的是可以预测的负荷和可以控制的电源，在负荷预测的基础上，通过对发电的调度控制来保证电力系统的实时动态平衡。
而作为一种自然资源的风，本身具有间歇性和随机性，当风电作为一种电源接入到电力系统的时候，如果不做预测和调度管理，就需要在电力系统当中留有与风电容量相等的备用容量。这也就是要保证，当无风或者少风的时候，电力系统中的其他电源能够“顶”上来，保证电力系统的正常运行；当有风的时候，其他电源能够“让”下去，使风电接入电网。
这其实造成了很大的浪费，“留备用的方式使其他的火电机组平均负荷率、平均出力下降，从而使得火电厂效率下降、煤耗上升，那么风电省下来的煤，可能由于其他火电厂的效率下降而又消耗掉了。”中国电力科学研究院新能源研究所副总工程师刘纯说。随着我国风电产业发展正在进入快速发展的阶段，按照2007年9月我国发布的《可再生能源中长期发展规划》，到2010年我国风电总装机容量为500万千瓦，2020年达到3000万千瓦。并且由于近几年，中国政府出台了一系列鼓励政策和战略举措，使风电进入了规模发展阶段。
但是，随着风电在电源中比例的增加，电力系统的峰谷差进一步变大，这就需要进行更大幅度的调峰，如果仍然采用电力系统留全部风电容量备用的方式，电力系统将无法正常运行。
“中国的电源结构与国外有非常大的区别。”刘纯说。在欧洲风电发达国家，例如西班牙、德国，它的燃气装机和水电装机容量一直都是大于风电的，这就使得调峰变得更容易，因为燃气、水电机组能够做到百分之百调峰，同时调节速度很快。但是在中国，80%以上是火电机组，其最低调峰极限大致在50%~60%，也就是说如果电力系统的峰谷差大于系统最低调峰极限的时候，如果不对风电进行控制，风电就不能接入到电力系统中来。
因此，电力系统的调峰是制约风电发展最大的问题之一，但是“电力系统的调峰特性是由负荷特性和电源结构决定的，调峰问题虽然反应在电网部门的调度运行上，然而它却不是电网的问题，而是整个电力系统的问题，主要是我国的电源结构问题。”刘纯说。
“预知”风的波动
要解决风电发展的问题，需要改善电源结构，“这是解决问题的根本措施”，增加调峰电源的数量，比如多一些水电的开发，建设一些抽水蓄能电站，每建设一个千瓦的抽水蓄能电站，能够为电力系统提供两个千瓦的调峰能力。在电力系统低谷的时候，抽水蓄能电站可以吸收电力，在高峰的时候放出电力，建设一部分抽水电站可以极大地改善电力系统的调峰能力。
另外，还需要从政策上给予补偿，不仅是对风电产业，还包括其他参与调峰的发电厂，需要建立一种补偿的机制，对为风电调峰的其他发电厂，包括常规火电厂和抽水蓄能电站给予一定的补偿，激励火电厂参与调峰，同时也引导加快抽水蓄能电站的建设，改善电源结构。
但是不管是改变电源结构，还是制定一系列的政策，目前还很难一蹴而就。因此目前以风电功率预测为基础的风电调度管理是“目前投入最少、能够解决问题的方法”，虽然这些技术手段不能从根本上解决风电调峰问题，但在现阶段可以有效缓解风电对电力系统调峰的影响。
其中的一项基础性的技术就是风电功率预测系统。中国的第一个风电功率预测系统是由中国电力科学研究院新能源研究所研发的。国内第一套用于电网调度的风电功率预测系统已经在吉林电网投入运行，这一开发研究项目2008年4月正式启动，2008年9月投入试运行，并于2009年3月19日通过专家验收。
风电功率预测系统是利用由气象部门提供的数值天气预报，作为系统的输入，通过建立风电预测模型，用物理方法和统计方法的预测模型来预测未来某一个时刻、某一片区域的风电场输出的功率。
2008年9月，风电功率预测系统已经在吉林电网投入试运行，到2008年11月全面交由吉林调度中心运行，通过历史数据的不断积累，到2009年3月，整个系统已经进入到了比较稳定的运行状态。“目前整个吉林省预测的平均绝对误差大概在9%左右，效果还是不错的。”刘纯评价道。
未来，这套系统将在黑龙江、辽宁、甘肃、新疆、江苏、河北等省推广应用，“预计到2009年年末2010年年初，这8套系统就能够投入运行。”刘纯说。
当然，风电功率预测系统的应用目前还需要解决一定的政策支持问题。由于电网调度部门面临着风电调峰带来的巨大压力，因此他们对于预测有强烈需求，首先开发了风电功率预测系统并投入运行，“其实整个系统应该从电场做起，因为电场本身有更多的信息，更好的方法应该是由风电场来预测的。”刘纯说。
其实进行风电功率预测不仅会给整个电力系统带来价值，也会给单一的风电场带来效益。首先，对于整个电力系统来说，可以通过预测合理地安排第二天的火电和其他常规发电机组的发电计划，合理安排备用容量，使火电机组负荷率提高，煤耗下降，以提高整个电力系统的运行效益。其次，通过合理安排电网的运行方式，可以保证整个电力系统和风电场的安全运行。第三，风电场可以根据预测的结果来合理安排检修的时间，减少风机检修损失电量，提高经济效益。
在西班牙，风电场的风电功率预测是强制执行的，它与电价挂钩，如果风电场希望获得更高的上网电价，那么它就必须进行预测。同时风电预测的结果对电价也有影响，如果预测超过一定的偏差，将面临着高额的罚款。“所以我们也希望国家能够出台有关政策规定，要求风电场进行风电功率预测，并参与考核。只有通过政策的激励机制，调动风电场参与预测的积极性，这项技术才能有更好的应用效果”。
除了风电功率预测系统之外，“风能实时监测也是非常重要的”，风能的实时监测是风电功率超短期预测的基础，应用这个系统首先就要建一些实时测风塔。以风能实时监测和风电功率预测为基础，开发风电的调度管理和风电的区域控制系统，“这些系统构成了风电调度支撑系统，目前我们正在研发。”刘纯说。
风电的“救命稻草”
2009年5月21日，国家电网公司首次向社会公布了智能电网的发展计划，并初步披露了其建设的时间表。根据此项计划，智能电网在中国的发展将分为3个阶段，最终的目标是到2020年，全面建成统一的坚强智能电网。
之所以说智能电网是风电发展的“救命稻草”，是因为它能够解决风电并网的远距离传输，以及调度控制问题，这两点目前都是制约风电发展的瓶颈。
通过建设坚强智能电网，实现可再生能源集约化开发、大规模、远距离输送和高效利用，改善能源结构，促进资源节约型、环境友好型社会建设。通过建设坚强智能电网，实现各类集中/分布式电源、储能装置和用电设施并网接入标准化和电网运行控制智能化，提高电力系统资产的运营效益和全社会的能源效率，促进经济社会的可持续发展。
“我国统一的坚强智能电网具有‘坚强可靠、经济高效、清洁环保、透明开放、友好互动’的特点，与欧美等国的智能电网一样，我国统一的坚强智能电网建设也充分考虑了对可再生能源和新能源的支撑作用。”刘纯说，“通过建设坚强智能电网，实现可再生能源集约化开发、大规模、远距离输送和高效利用，实现各类集中/分布式电源、储能装置和用电设施并网接入标准化和电网运行控制智能化，能够为包括风电在内的可再生能源发展提供强大的支撑。”
欧美等国的可再生能源开发模式大多数是分散式开发，因此他们的智能电网更多考虑的是配电网，以方便各类分散式电源的灵活接入。
我国的可再生能源开发模式与欧美等国不同，由于资源中心与负荷中心的严重偏离，未来将在新疆、甘肃、内蒙等西部地区建设若干个千万千瓦级风电基地，将电能转输到华北、华东、华中电网等负荷中心消纳。因此我国的智能电网就必须有一个可以跨区域优化配置的特高压的网架，才能支持风电的大规模开发。同时，还需要通过智能电网的智能调度，来解决风电接入后的电力系统调频和调峰问题。因此“只有当电网足够坚强、灵活时，才能够支撑可再生能源规模化、可持续发展。”刘纯强调。
智能电网也并不像它的字面含义看起来只涉及到电网，实际上，它包含着发电、输电、变电、配电、用电、调度等几大环节，其中不仅涉及到电网公司，也涉及到发电企业和用户。需要智能电网发电环节的风电，也是智能电网的一部分，其自身在调节控制性能、信息传输和互动等方面也要满足智能电网的要求。
碰撞数字经济时代火花 倾听“十四五”能源电力声音
2020年中国电力发展论坛关键词搜索
记者 赵冉
9月22日是距离“十四五”开局100天的日子，能源电力行业对“十四五”的谋划已到了最后梳理阶段。9月22日至23日，2020年中国电力发展论坛在北京召开，以“助力电力数字化转型 促进行业高质量发展”为主题，重点围绕电力“十四五”规划发展中涉及的热点、难点问题进行深入交流，“新基建”如何发力和能源结构如何转型成为与会代表谈论较多的话题。
“数字新基建助力电网数字化转型”、“大规模海上风电发展对电网影响及应对措施”、“新能源高比例情景下储能的发展机遇”、“氢能产业发展形势与实践”……这些话题让人们对“十四五”能源电力可以有更多的预知。
“新基建”蕴藏勃勃生机
“新基建的时代已开启，工业互联网的时代已到来，电力行业已经迎来了数字化变革的新蓝海，更灵活、更高效、更具竞争力的电网形态将是未来发展的必然趋势，数字转型、智能升级、融合创新也将成为解锁能源电力行业转型升级的密码。” 在2020年中国电力发展论坛做主题发言时，国网信息通信产业集团公司副总经理辛永如是说。
据辛永介绍，国家电网公司“新基建”涉及除铁路和轨道交通之外的其余六个领域，其中，以大数据中心、工业互联网、5G、人工智能等为代表的新型数字基础设施建设（简称“数字新基建”）是新基建的重要组成部分。6月15日，国网公司向 社会 发布“数字新基建”十大重点建设任务，分别是电网数字化平台、能源大数据中心、电力大数据应用、电力物联网、能源工业云网、智慧能源综合服务、能源互联网5G应用、电力人工智能应用、能源区块链应用、电力北斗应用。
“技术创新是数字新基建的重要驱动力，综合考虑国网公司数字新基建重点建设任务及信息通信产业发展需求，结合近几年战略 科技 发展趋势，我们认为，在电力行业建设数字新基建中，芯片技术、5G+北斗关键技术、智能感知技术、电力人工智能技术等将成为引领未来发展的关键技术及推动产业升级的源动力。” 辛永谈表示。
作为新能源领域新基建的核心组成部分，国网新能源云目前累计注册用户14.2万人，入住企业9206家，8月访问量42.78万次，日均访问人数614人。国家电网发展部副主任王劲松介绍了国网新能源云的建设目标是——建设中国特色国际领先的新能源数字经济平台，建立“横向协同、纵向贯通”和“全环节、全贯通、全覆盖、全生态、全场景”的新能源开放服务体系。
“数字经济是一种高级经济形态。数字经济开启了对传统工业经济的裂变式改造，成为各国在新一轮市场竞争中对的重要砝码。” 国网大数据中心副主任沈亮指出，我国工业现代化的特征是传统工业+数字化、网络化、智能化。与发达国家不同，我国在工业化过程中，遇到了信息化的机遇，决定了我国的工业化可以不必完成工业化再去走信息化之路，而是走工业化和信息化深度融合之路。随着我国数字技术工具和商业模式的不断发展和完善，以及“新基建”的大力推进，数字经济将成为我国在新一轮产业革命中弯道超车的机会。
在新基建的热潮下，许多电力企业都在进行工业互联网 探索 与实践。与会的华能信息技术公司总经理范伟宁介绍说，华能工业互联网项目分为集团侧、区域侧和电厂侧三个层面。“华能Aidustry工业互联网有五大核心点，分别是IT基础设施云化，提供强大存储与计算力；工厂设备数据上云，海量工业数据，挖掘数据价值；业务SAAS（通过网络提供软件服务）化，以中台为基础，构架企业运营中心；智能应用是核心，以IT为工具，为生产赋能；众创共赢，打造全流程企业生态。” 他说。
电动 汽车 充电设施是“新基建”的重点内容之一。据国网电动 汽车 服务公司副总经理阙诗丰介绍，2025年，全 社会 专用桩充电量将达到423亿千瓦时，公共桩充电量365亿千瓦时；预计“十四五”期间，全 社会 专用桩和公共桩共计产生充电量2532亿千瓦时，全 社会 单位桩和私人桩共计产生充电量272亿千瓦时。
“电动 汽车 与电网互动市场前景广阔。”他表示，2030年电动 汽车 与电网互动的功率总理论潜力将超过10亿千瓦，相当于50个三峡电站；电动 汽车 与电网互动的电量总理论潜力将超过2万亿千瓦时，电动 汽车 与电网互动服务按0.05元/千瓦时估计，总市场规模将超过1000亿元。“要加强充电设施规划布局，推进科学互联、有序互通，强化充电安全监管，提升可持续能力。” 他建议道。
南网能源发展研究院电力规划中心主任黄豫从实践中分析了电力规划研究数字化的难点：在多源异构的数据环境中，数据来源多、口径不一，往往混杂不完整、不正确或不相关的脏数据；能源行业数据获取难度大，电力行业数据分散在各省及地市，分工收集困难；在当前电力规划研究中各环节的一些主流应用软件相对独立，封装性强等等。
“在信息化水平日益完善的同时，随之而来的是更多的应用系统、软硬件平台和设备等需要维护和管理，如何建立高效协同的网、省、地协同管理体系、统一管理权限、建立起稳定和规范的平台运维机制，已经成为了平台信息化管理的一个重要的难题。”他表示。
能源转型加快踩油门
“发挥我国在清洁能源、特高压、智能电网等方面的优势，坚持‘自主创新、示范先行、中国引领’的思路，聚焦能源清洁化、电气化、智能化、集成化等事关能源转型发展全局的方向，推动能源开发、转换、配置、使用等领域技术和装备创新，促进产业化发展，抢占全球能源技术制高点。”全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院副院长李隽在畅谈电力“十四五”规划时表示。
她指出，能源转型总体路径可分为三个阶段。“十四五”是增量替代，煤电踩刹车、清洁能源踩油门，煤电从主力电源向调节性电源转变，新增需求由风光储输满足，清洁能源装机和发电量比重持续提升，比分别达到57%和45%。能源系统实现碳排放达峰。2025~2035年是存量替代，煤电加速退出，加快向调节性电源转变，清洁能源和电能分别成为生产侧和消费侧第一大能源。2035~2050年是全面转型，全面建成中国能源互联网，煤电转变为季节性备用电源，清洁能源实现对化石能源的全面替代。
作为“有分量”的清洁能源，核能被预计在“十四五”将会加速发展。中国电力发展促进会副会长兼核能分会会长邱建刚介绍说，到“十四五”末，在运和在建核电机组按低位和高位预计将分别达到9000万千瓦和11000万千瓦。“初步预测，2025年核电机组在运规模达到7000万千瓦以上，约占全国总装机容量的3%；核发电占比6%；相对高效燃煤发电，年度可实现碳减排4.5亿吨左右；在建规模4000万千瓦。”“‘十四五’期间，力争在电力负荷较大、电网安全运行枢纽地位重要以及可再生能源资源匮乏且成本较高的华中地区，适时启动内陆核电建设。”他同时表示。
中国华电集团战略规划部副主任罗锦华在分享了“新能源高比例情境下储能的发展机遇”。他建议，重视储能定位，做好储能在各环节的布局；强化产业扶持，促进储能在各领域的发展；推进市场建设，加快储能参与电力市场进程；提升技术水平，促进储能行业高质量发展；完善标准体系，引领储能技术标准推广。
国家能源投资集团国华投资公司（氢能公司）总经济师梅竞谊对氢能在“十四五”的发展非常看好。她指出，全球氢能发展大趋势已确立并一日千里，国内氢能的上下互动和横向竞争日趋频密。“我国政府高度重视氢能发展，各地纷纷依托自身产业基础和资源禀赋发布氢能发展规划。今年9月16日，五部委正式发布《关于开展燃料电池 汽车 示范应用的通知》，提出‘以奖代补’，将有力推动氢能及燃料电池指出产业链的形成。”
但同时，梅竞谊也指出当前氢能存在的问题：氢能全链条关键技术性能差距明显，装备和关键材料依赖进口、设备价格高，加氢站初始投资高昂；氢能人才缺乏，产业配套体系缺乏，在制氢、储运、加注方面都缺少技术标准体系。“需要政府明确市场预期与技术攻关规划，氢能发展的国家战略，形成各方合力，推动行业 健康 可持续地发展。”她建议说。
从发展角度来看，风电必将走向海洋。所以海外大公司进驻中国，大多直接选在海边城市。而国内的传统公司则大多分布在内陆，比如新疆的金风科技，保定新能源开发区。但项目则主要分布在中国风力资源比较丰富的地区。请查看： http://windpower-china.cn/node/109 。
鉴于风电市场发展迅速，几乎每个搞风电产业的公司都招人，而且要求都不是很高，一般的公司都招收/培养应届毕业生。具体的职位和要求可以到各个公司的主页去查找，或者直接打电话询问。
关于风电的发展，我转贴部分资料供参考，原文请见： http://windpower-china.cn/node/123
参考资料：
1、电站建设已经见顶，在我国电力装机容量即将超过美国之际，未来，在节能减排的大背景下，我国新增装机容量将逐年下降。
08、09、10年，我国将分别新增装机9400、8600、8500万千瓦，均低于07年的1.1-1.2亿千瓦。
2010年之后，我国年均新增装机容量将由07年的1.1-1.2亿千瓦回落至5000-6000万千瓦，且海外订单难以弥补国内缺口。
2、按照国家的有关规划，新增装机容量中核电、可再生能源的比例将上升。
我们认为，风力发电设备在经历了05-08年的高速增长以后，新增装机容量将进入平稳增长期。按照目前的速度，预计08、09、10年我国将分别新增风电装机400、500、600万千瓦，增长率将由06、07年的166%、79%降至67%、25%、20%。至2010年，我国风电的累积安装容量将达到2000万千瓦，远远超过国家规划的500万千瓦的水平。
2010年以后，如果每年保持600万千瓦的新增装机(与2010年的水平相当)，至2020年，我国风电的累积安装容量仍将高达8000万千瓦，远远超过国家规划的3000万千瓦的水平。
风电行业一方面将面临长期增速下滑的压力，另一方面行业将经历一段残酷的整合期。短期内，还将面临核心零部件短缺的风险。
3、在美国、欧洲市场即将全面启动、环保意识不断增强、石油价格高企的今天，全球光伏产业仍有望延续前10年30%以上的增长率。
然而，全球光伏产业在08年仍将面临多晶硅原材料的短缺，09年之前，多晶硅的价格将依然坚挺，已经投产的硅料厂仍然能够享受08年的暴利期。09年，随全球主流硅料厂新产能的释放，硅料价格有可能面临拐点。
4、08年有望成为输变电龙头企业的丰收年。在累计电力装机持续增长、填补电网投资历史欠账、特高压电网建设等众多因素的推动下，电网投资仍将持续增长。
而国家电网、南方电网IPO的启动以及铜、铝、硅钢等原材料价格回调将成为输变电龙头企业股价上涨的催化剂。
5、我们应该站在更高的高度认识节能减排的紧迫性以及国家的政策取向，非晶合金材料面临广阔的市场前景。而仅仅依靠日立金属的产能扩张，难以满足我国非晶合金变压器发展的需要。我们预计，随国家对节能减排政策的进一步落实以及非晶合金变压器需求的上升，非晶合金带材的价格有望进一步上涨。
总体上，08年，我们仍然建议把握特高压、新能源、节能降耗三大投资主题。
竞争格局相对稳定、能够受益于主干电网投资的高电压变压器生产企业以及高压开关企业是首选，建议增持特变电工、天威保变、平高电气。
新能源建议增持太阳能龙头企业天威保变，风能建议关注东方电气、金风科技，同时，关注安泰科技的非晶合金带材项目以及国电南自的变频器项目。
另外，长园新材受益于电网投资、产业布局趋于完善，我们仍坚定还好其对热缩材料行业的整合能力，维持增持评级。思源电气作为消弧线圈的龙头企业，主业发展良好，持有平高电气的股权价值并未在股价中反映，建议增持。
我们需要多少装机容量？
电力装机容量增长迅猛
继06年新投产装机容量1.05亿千瓦、全国发电装机容量突破6亿千瓦、达到6.22亿千瓦、同比增长20.3%之后；07年1-9月，我国发电装机容量仍保持了迅猛增长的态势，1-9月，全国新投产发电装机6705万千瓦；其中，水电812万千瓦，火电5700万千瓦，其他装机192万千瓦；全国关停小火电机组286台，装机容量903万千瓦；至9月底，全国发电装机容量达到6.8亿千瓦。
值得我们关注的是，年新增装机容量的增长率在05年见顶以后，已经于06、07年出现明显回落。
装机容量缺口缩小，机组利用小时数回落
06、07年大量机组投产以后，全国电力供需总体平衡，局部地区短时电力供需紧张。其中，华北、华东、华中地区电力供需总体平衡，东北、西北地区总体平衡有余，南方地区电力供需仍然较为紧张。
整体上，电力缺口和拉限电条次、损失电量大幅下降，缺电程度明显缓解。06年，全国最大电力缺口约为1300万千瓦，比05年降低50%。07年1-9月，国家电网公司系统最大电力缺口为346万千瓦，同比下降426万千瓦。
反映在机组利用小时数上，2006年发电设备利用小时数累计平均利用小时数为5221小时，同比降低203小时。国家电网预计，2007年，全国发电设备利用小时数将降至5035小时，同比下降186小时。2008年，全国发电设备利用小时数为4974小时，同比下降61小时。
07-10年新投产装机容量稳中有降
国家电网预计07年全国投产发电装机1.1亿-1.2亿千瓦。考虑关停小火电机组因素后，2007年底我国发电装机容量将达到7.2亿千瓦左右，同比增长16.1%。
2008年全国投产发电装机总规模为9400万千瓦，考虑关停小火电机组因素后，2008年底我国发电装机容量将达到8亿千瓦，同比增长11.3%。
2009、2010年我国将新投产发电装机8600、8500万千瓦，考虑关停小火电机组因素后，到2010年底，全国装机容量将达到9.5亿千瓦，2009-2010年均增速约8.6%。
2010年以后新增机组进入平稳期
近期，美国能源部在新发布的《国际能源展望2006》中预测，到2010年底，中国发电总装机容量将达8.18亿千瓦，“十一五”期间年均增长9.8%；到2020年，将达11.86亿千瓦。
国家电网在早期的《能源基地建设及电力中长期发展规划深化研究》中预测，到2010年末，我国发电装机总容量将达到8.52亿千瓦；“十二五” 期间，新增装机规模2.87亿千瓦，2015年末，发电装机预计达到11.2亿千瓦；“十三五”期间，新增装机规模2.34亿千瓦，到2020年末期，发电装机预计达到13.3亿千瓦。
美国能源部和国家电网的假设是我国电力需求弹性系数回落至0.8的发达国家水平，2010-2020年GDP的年均增长率分别为5%、7%。
考虑两个刚性指标：
1、在党的十七大报告中明确提出，实现人均国内生产总值到二○二○年比二○○○年翻两番。
2、在十一五规划中，国家提出2010年单位GDP能耗比2005年降低20%，2020年比2010年下降20%。
我们假定，2020年我国电力需求弹性系数将回落至0.8，2010-2020年我国GDP的年均增长率为7%。按照以上两个假设，我们预计至 2020年，我国发电装机容量的总规模将达到15亿-16亿千瓦。2010年-2020年的年均新增装机容量为5500万千瓦-6000万千瓦，将比 2007年1.1-1.2亿千瓦的高峰下降50%。
有多少海外订单来弥补中国缺口？
美国能源部信息管理局发布的《国际能源展望2006》预计，2030年，全世界的用电量将是2003年的两倍，其中经济合作与发展组织(以下简称OECD)国家将占全世界总增长量的29%，非OECD国家占71%。
全世界用电量将从2003年的147810亿千瓦时增加到2015年的216990亿千瓦时，到2030年将达到301160亿千瓦时，年均增长2.7%。
全世界发电装机容量将从2003年的37.1亿千瓦增加到2030年的63.49亿千瓦，年均增长2%。
按照美国能源部的预测，未来的2003年至2030年的27年间，全球将共计新增装机容量26.39亿千瓦，每年新增不到1亿千瓦。
考虑老机组的更新，全球每年需要的新增发电设备约1.1-1.2亿千瓦(包括中国在内)，也就刚刚达到中国07年的高峰水平。
那么，能有多少海外订单来弥补中国的缺口呢？
总体上，我们认为在经历了05-07年的快速建设后，我国目前的电力装机规模已经能够支撑现有经济总量，从单位GDP能耗分析，我国远远高于发达国家。而电力需求弹性系数大于1与我国节能降耗的大背景背道而驰，长期看来电力需求弹性系数必将回归至合理的水平。08-10年，我国新增电力装机容量将逐年回落。2010年后的年均新增装机容量为5500万千瓦-6000万千瓦，将比2007年1.1-1.2亿千瓦的高峰下降50%，而海外订单难以弥补这一缺口。
新能源向常规能源转变
核电、可再生能源占比将上升
截至2006年年底，火电装机容量仍是我国主要的电力装机容量，火电占比上升2.1个百分点，达到77.8%，水电占比为20.7%，核电占比1.1%，风电占比0.3%。
我国刚刚通过的《可再生能源中长期发展规划》的目标是，到2010年我国可再生能源年利用量将达到2.7亿吨标准煤。其中，水电达到1.8亿千瓦，风电超过500万千瓦，生物质发电达到550万千瓦，太阳能发电达到30万千瓦。
到2020年可再生能源在我国能源结构中的比例争取达到16%，水电总装机达到3亿千瓦，风电装机目标为3000万千瓦，生物质发电达到3000万千瓦，太阳能发电装机180万千瓦。
同时，国务院正式批准了发改委上报的《国家核电发展专题规划(2005-2020年)》。按照《规划》，到2020年，我国将争取将核电运行装机容量从目前的906.8万千瓦提高到4000万千瓦，核电占全部电力装机容量的比重从现在的不到2%提高到4%，预计15年投资总额将达到4500亿元。
按照国家的有关规划，装机容量中核电、可再生能源的比例将上升。
风电新增装机将进入平稳增长期
2006年是我国实施《可再生能源法》的第一年，风电建设步伐明显加快。国家发展改革委通过公开招标，确定了100万千瓦风电建设规模。但06 年的实际建设情况是，新增装机134万千瓦，同比增长166%，延续了05年155%的增长速度，使得我国风电累计装机容量达到260万千瓦。
按照5000万千瓦的目标计算，未来13年，我国风电年均新增装机容量为346万千瓦。因此，经历了05-08年的高速增长以后，我们认为，我国风电的新增装机容量将进入平稳增长期。
按照目前的速度，我们预计，08、09、10年我国将新分别新增风电装机400、500、600万千瓦，增长率将由06、07年的166%、79%降至67%、25%、20%；
至2010年，我国风电的累积安装容量将达到2000万千瓦，远远超过国家规划的500万千瓦的水平。(全球著名的丹麦风电咨询机构BTM预测，2010年中国风电累积安装容量将达到1480万千瓦。)
2010年以后，如果每年保持600万千瓦的新增装机(与2010年的水平相当)，至2020年，我国风电的累积安装容量仍将高达8000万千瓦，远远超过国家规划的3000万千瓦的水平，风电新增装机增长的动力将大大减弱。
风电设备竞争将更加激烈
2005年，国家发改委1204号文件出台，对风电建设管理提出具体要求，明确指出，风电设备国产化率要达到70%以上(国外公司在国内投资建厂也算国产化设备)，不满足设备国产化率要求的风电场不允许建设，进口风电设备要照章纳税。
中国政府风电设备本地化的意志无疑希望打破进口设备一统天下的局面。为应对这一政策的变化，国外的优势龙头企业纷纷在国内设立独资或合资企业大举进入中国市场。
2005年6月，世界最大的风力发电设备生产厂商丹麦维斯塔斯风力发电公司独资设立的维斯塔斯风力发电设备(中国)有限公司在天津开发区正式投产。该公司一期投资3000万美元，年产600片风机叶片。2007年进行二期扩建，可达到年产1200片风机叶片的生产能力(80万千瓦)，同时还将进行第二期和第三期生产开发。目前，维斯塔斯计划在天津开建发电机厂及机舱和轮毂装配厂，形成整机准备能力。
而几乎同时，全球第二大Gamesa公司也于2005年在中国投资建厂，投资远大于维斯塔斯中国公司，06年形成年产50万千瓦的装机容量，07年将形成年产70万千瓦的装机容量。
西班牙建筑和可再生能源集团Acciona与中国航天科技集团公司(CASC)在江苏南通成立合资公司，近期有望达到400台“AW- 1500”型风电机组、总发电容量60万千瓦的生产能力。这将相当于Acciona风电机组总产量的三分之一，Acciona还计划于2007年底在内蒙古开办一座类似工厂。
除Vestas、Gamesa、Acciona外，美国通用电气(General Electric)和德国诺德集团(Nordex)也计划在中国制造风力发电设备。
同时，风电急速发展的态势也让更多的国内“淘金者”蜂拥而至，除传统金风科技、华锐风电、浙江运达等企业之外，湘潭电机集团有限责任公司、东方电气、哈尔滨电站集团、上海电气公司、中国运载火箭技术研究院、天威保变、兰州电机、北重等企业也纷纷宣布从国外引进技术开发1-1.5MW的风力发电机组。
众多国内企业进入风电领域后，国际厂商的市场占有率逐步下降，2004年、2005和2006年，国际厂商产品占国内市场份额的比例分别为 75.35%、70.59%、58.80%。经过短短的几年时间，国内风力发电机组制造厂商由以前的不足10家，发展至目前的30-50家。
未来，我国风电设备行业的竞争将更趋激烈。我们认为我国的风电市场仍将延续国外风电市场的发展轨迹，未来能够胜出的将不超过5家企业。
我国新能源产业发展方针分析
坚持高质量发展的总要求，进一步完善新能源发电项目竞争配置机制，进一步优化风电光伏发电的建设布局，推动风电和光伏发电等可再生能源平价上网，支持风电光伏分散式发展，持续强化可再生能源消纳工作。是管理层为我国新能源产业发展拟定的现行方针。
新能源发电装机规模稳步扩大，发电装机达到7.06亿千瓦
在即将过去的2018年，新能源发电装机规模稳步扩大。据前瞻产业研究院发布的《中国新能源行业发展前景与投资战略规划分析报告》统计数据显示，在2018年前三季度，我国新增新能源发电装机5596万千瓦，占全部新增电力装机的69%。而截至到2018年9月底，我国新能源发电装机达到7.06亿千瓦，同比增长12%。这其中，包括水电装机3.48亿千瓦、风电装机1.76亿千瓦、光伏发电装机1.65亿千瓦、生物质发电装机1691万千瓦。
以风电、光伏为例，在风电方面，今年前三季度，我国风电新增并网容量1261万千瓦，同比增长30%，风电发电量2676亿千瓦时，同比增长26%。从新增并网容量区域分布来看，新增比较多的省份主要是内蒙古(193万千瓦)、江苏(156万千瓦)、山西(117万千瓦)、青海(110万千瓦)、河南(86万千瓦)、湖北(79万千瓦)，合计占到全国新增容量的59%。
在此基础上，风电热门市场海上风电也在快速增长，今年前三季度，海上风电新增并网容量102万千瓦，主要集中在江苏(92万千瓦)和福建(9万千瓦)两省，累计海上风电装机容量达到305万千瓦，主要集中在江苏(255万千瓦)、上海(30.5万千瓦)、福建(19万千瓦)。
更为值得欣喜的是，今年前三季度，我国风电平均利用小时数达到1565小时，同比增加了178小时。其中，弃风电量为222亿千瓦时，同比减少74亿千瓦时。全国平均弃风率为7.7%，比去年同期减少了4.7个百分点。这意味着，曾经困扰行业的弃风限电情况，正在全面改善。
在光伏方面，我国光伏发电市场也总体稳健，截止到今年9月份，我国光伏发电累计装机达到16474万千瓦(光伏电站11794万千瓦，分布式光伏4680万千瓦)。在此背后，今年前三季度，我国光伏发电新增装机3454万千瓦，其中光伏电站新增1740万千瓦，同比减少37%，分布式光伏则新增1714万千瓦，同比增长12%。
从新增装机布局看，华东地区新增光伏装机为858万千瓦，占全国的24.8%华北地区新增光伏装机为842万千瓦，占全国的24.4%华中地区新增装机为587万千瓦，占全国的17.0%。而与风电一样，全国来看，光伏遭遇弃光的情况也得到了明显缓解，数据显示，今年前三季度，光伏发电平均利用小时数857小时，同比增加57个小时弃光电量40亿千瓦时，同比减少11.3亿千瓦时，弃光率为2.9%，同比降低了2.7个百分点。
在业界看来，光伏装机增长重心正在向我国东部，电力市场消纳条件比较好的地区转移。同时，分布式光伏的增长更快，意味着管理层支持风电光伏分散式发展的政策得到了市场的认可。
“531”新政长期积极影响大于短期阵痛
今年1月份至4月份，光伏行业密集出台了《关于2019年光伏发电项目价格政策的通知》、《国家能源局、国务院扶贫办关于下达
“十三五”第一批光伏扶贫项目计划的通知》等一系列政策。
特别是4月13日，国家能源局对《关于完善光伏发电建设规模管理的通知》及《分布式光伏发电项目管理办法》两个文件征求意见。彼时，业内普遍认为，这两个文件是对光伏行业进行规范管理的长效机制，管理层对光伏电站和分布式光伏项目的管理办法将会发生重大的变化。
但紧随其后，对于光伏行业影响似乎更为重大的一项政策，业界称为“531”新政的《关于2018年光伏发电有关事项的通知》颁布。
从“531”新政的内容来看，“暂停普通地面电站指标发放”、“分布式光伏规模受限”、“调低上网电价”等内容，看似是扼住了光伏行业命运的喉咙。按照新政，地面电站、分布式电站和扶贫电站均由国家层面直接安排和管理。其中暂不安排2018年普通光伏电站建设规模，仅安排1000万千瓦左右的分布式光伏建设规模，进一步下调光伏标杆上网电价，降低补贴强度。
这一变化曾令业界哗然，前瞻数据亦显示，2018年前三季度，我国光伏发电新增装机3454.4万千瓦，同比下降19.7%。其中，虽然分布式成为“逆”势攀升的典型代表，但光伏电站新增装机却同比减少了37.2%。
此外，“531”新政发布后，在资本市场上，以光伏产业上市公司为代表的一批新能源上市公司股价也受到了不同程度的影响。其中，光伏组件企业形势尤为严峻，净利润率降至1%以下，部分企业甚至出现亏损。而大部分光伏公司在第三季度的营收、净利润、净资产收益率、毛利率、现金流等财务指标上均出现了下滑。
不过，慌乱过后，越来越多的业界人士认为，“531”新政的颁布实为利大于弊。
虽然短期内光伏企业将面临不小的挑战，但在全球气候变化、能源转型的大背景下，发展可再生能源已成共识，为了增强光伏发电的竞争力，尽早实现平价上网，“531”新政的颁布有助于提高行业门槛，进一步淘汰落后产能，产业结构也将不断优化，具有积极意义。
如今，各界应该看到的是，在“531”新政的引导下，光伏产业正在加速淘汰落后产能，上下游越来越多的企业则更为积极地通过技术的革新，实现降本增效，主动迎合市场需求。
11月中旬，A股光伏板块集体回暖，部分个股甚至呈现大幅上涨。在业界看来，这很大程度上，源于国家能源局组织召开的会议释放了较为明确的光伏“十三五”装机规划上调信号。对于2018全年光伏发电量，业内人士预计可能接近40GW，比“531”刚出台时业内预计的“30GW以内”要好得多。不过，关于“十三五”全国光伏装机规划究竟上调至多少，目前仍是未知。而可期的光伏政策环境迎来边际改善，有效扭转此前“531”新政带来的市场对光伏产业的悲观预期。
目前，业内普遍预计2022年能够实现平价，而现在正是平价上网的“最后一公里”。根据中国光伏行业协会相关报告，新政对于光伏企业的压力将逐渐退去，光伏成本和价格仍将处于“快速下降通道”。接下来的光伏市场将呈现无补贴项目与补贴项目共存状态，同时增强银行等金融机构的信心，待相关政策细化后，其有望重新激发下游应用端的投资热情。随之而来的还有行业信心，业界专家指出，2019年将有新一轮补贴指标，业界千呼万唤的可再生能源电力配额制将正式实施。
风电竞价预示平价上网已经来临
今年，风电行业也迎来了《国家能源局关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》(下简称《通知》)及《风电项目竞争配置指导方案(试行)》两项新政，《通知》要求，新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。这意味着，风电标杆上网电价时代的告终，风电平价上网已经到来。
目前，我国风电行业实现快速规模化发展，但存在较为严重的弃风限电、非技术成本高等问题。业内专家表示，此次印发的《通知》及《指导方案》，意在解决这两项不必要的成本，为实现风电平价上网扫清了障碍。
在风电新政发布后，有专家表示，风电建设管理办法是地方政府自主确定年度建设规模，并通过行政审批确定具体建设项目，但在具体的指标分配上仍存在标准不统一、不透明、难以公平等问题。这会导致将风电资源配置给不具备技术能力和资金实力的企业项目建设过程中的消纳条件不能得到有效落实，风电项目建成后不能及时并网。还有可能衍生变相向企业收费等问题，从而增加风电开发过程中的非技术成本。
《通知》提出，尚未配置到项目的年度新增集中式陆上风电和未确定投资主体的海上风电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价，各项目申报的上网电价不得高于国家规定的同类资源区标杆上网电价。同时，《指导方案》也将解决弃风限电，消除非技术成本作为项目竞争的前提条件。《通知》及《指导方案》将解决弃风限电，消除非技术成本作为地方政府配置风电开发指标规则和依据，消除不必要的成本，有利于发现风电的真实成本，加速风电平价上网到来。
与“531”新政相似，风电新政从长远来看能够解决我行业发展中遇到的问题，但同样，会对行业造成短期的阵痛，《指导方案》对竞争要素提出了要求。包括：对开发企业的能力，包括投资能力、业绩、技术能力、企业诚信履约情况进行评价对设备先进性，包括风电机组选型、风能利用系数、动态功率曲线保障、风电机组认证情况进行对技术方案，包括充分利用资源条件、优化技术方案、利用小时测算、智能化控制运行维护、退役及拆除方案、经济合理性等评价。
因此，风电企业要不断提高技术研发能力，具备各环节的优势资源整合能力，包括设备制造能力、EPC总包资质、工程建设优势与项目运营等方面。具备核心竞争力和持续发展能力的风电企业将会生存下来，经不住市场竞争考验的企业或将被淘汰。
12月初，广东省能源局印发《广东省能源局关于广东省海上风电项目竞争配置办法(试行)》和《广东省能源局关于广东省陆上风电项目竞争配置办法(试行)》，以促进海上及陆上风电有序规范建设，加快风电技术进步、产业升级和市场化发展。这也是全国首个风电竞价细则。
12月17日，宁夏回族自治区发展和改革委员会发布了《关于宁夏风电基地2018年度风电项目竞争配置评优结果的公示》。共有24家企业32个风电项目参与配置竞争，其中16个项目拟满额配置，4个项目拟减额配置，平均承诺电价为0.4515元/千瓦时。
而这两项地方政策的公布，都预示着未来电价仍有下降空间，风电平价上网正在加速到来。也为未来风电市场以及企业发展指明了方向。
新能源消纳有待进一步改善
除上述光伏、风电两项重要政策外，今年年底，国家发改委、国家能源局近日联合印发《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》(下称简称《计划》)，其中提到，近年来，我国新能源产业不断发展壮大，产业规模和技术装备水平连续跃上新台阶，为缓解能源资源约束和生态环境压力作出了突出贡献。但是，新能源发展不平衡不充分的矛盾也日益凸显，特别是新能源消纳问题突出，已严重制约电力行业健康可持续发展。
为解决风电等清洁能源消纳问题，建立清洁能源消纳的长效机制，《计划》中制定了，优化电源布局，合理控制电源开发节奏加快电力市场化改革，发挥市场调节功能加强宏观政策引导，形成有利于清洁能源消纳的体制机制深挖电源侧调峰潜力，全面提升电力系统调节能力完善电网基础设施，充分发挥电网资源配置平台作用促进源网荷储互动，积极推进电力消费方式变革落实责任主体，提高消纳考核及监管水平等相关措施。
同时，《计划》中已经对我国未来光伏和风电的利用率以及弃用率提出了目标。2019年，要确保全国平均风电利用率高于90%(力争达到92%左右)，弃风率低于10%(力争控制在8%左右)光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%全国水能利用率95%以上全国核电基本实现安全保障性消纳。
2020年，要确保全国平均风电利用率达到国际先进水平(力争达到95%左右)，弃风率控制在合理水平(力争控制在5%左右)光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%全国水能利用率95%以上全国核电实现安全保障性消纳。
未来，对于光伏和风电行业的发展，有专家指出了以下几点，抓紧制定可再生能源电力配额政策，分省确定电力消费中可再生能源最低比重指标严格执行风电投资监测预警和光伏发电市场环境监测评价结果等监测办法，在落实电力送出和消纳前提下有序组织风电、光伏发电项目建设积极推进平价等无补贴风电、光伏发电项目建设，率先在资源条件好、建设成本低、市场消纳条件落实的地区，确定一批无须国家补贴的平价或者低价风电、光伏发电建设按照《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》开展各种可再生能源电力交易，扩大跨区消纳，进一步加强可再生能源的送出和消纳工作。
风电、光伏未来仍是能源转型主力军
根据有关目标，2020年我国全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标要达到9%，但2017年，作为绝对主力的风电和光伏发电量只占全部发电量的6.5%，距离目标还有较大的发展空间。
在此基础上，相关规划显示，2016年至2020年，我国风电新增投产要达到7900万千瓦以上，2020年达到2.1亿千瓦，其中海上风电500万千瓦左右太阳能发电新增投产6800万千瓦以上，2020年将达到1.1亿千瓦以上。
由此可以看出，未来，国家限制煤电、支持可再生能源发展的政策不会改变水电资源总量存在制约，开发成本不断攀升，未来增长空间有限核电建设受到整体社会氛围制约，发展存在不确定性生物质、潮汐、地热等发电形式由于资源、成本、技术限制等多方面原因，发展规模也不大综合各个因素，风电和光伏将是未来低碳发展和能源转型的主力军。
前款所称生物质发电包括农林废弃物直接燃烧发电、农林废弃物气化发电、垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电、沼气发电。第三条 国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构）依照本办法对电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量的情况实施监管。第四条 电力企业应当依照法律、行政法规和规章的有关规定，从事可再生能源电力的建设、生产和交易，并依法接受电力监管机构的监管。
电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量，可再生能源发电企业应当协助、配合。第二章 监管职责第五条 电力监管机构对电网企业建设可再生能源发电项目接入工程的情况实施监管。
省级以上电网企业应当制订可再生能源发电配套电网设施建设规划，经省级人民政府和国务院有关部门批准后，报电力监管机构备案。
电网企业应当按照规划建设或者改造可再生能源发电配套电网设施，按期完成可再生能源发电项目接入工程的建设、调试、验收和投入使用，保证可再生能源并网发电机组电力送出的必要网络条件。第六条 电力监管机构对可再生能源发电机组与电网并网的情况实施监管。
可再生能源发电机组并网应当符合国家规定的可再生能源电力并网技术标准，并通过电力监管机构组织的并网安全性评价。
电网企业应当与可再生能源发电企业签订购售电合同和并网调度协议。国家电力监管委员会根据可再生能源发电的特点，制定并发布可再生能源发电的购售电合同和并网调度协议的示范文本。第七条 电力监管机构对电网企业为可再生能源发电及时提供上网服务的情况实施监管。第八条 电力监管机构对电力调度机构优先调度可再生能源发电的情况实施监管。
电力调度机构应当按照国家有关规定和保证可再生能源发电全额上网的要求，编制发电调度计划并组织实施。电力调度机构进行日计划方式安排和实时调度，除因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形外，不得限制可再生能源发电出力。本办法所称危及电网安全稳定的情形，由电力监管机构组织认定。
电力调度机构应当根据国家有关规定，制定符合可再生能源发电机组特性、保证可再生能源发电全额上网的具体操作规则，报电力监管机构备案。跨省跨区电力调度的具体操作规则，应当充分发挥跨流域调节和水火补偿错峰效益，跨省跨区实现可再生能源发电全额上网。第九条 电力监管机构对可再生能源并网发电安全运行的情况实施监管。
电网企业应当加强输电设备和技术支持系统的维护，加强电力可靠性管理，保障设备安全，避免或者减少因设备原因导致可再生能源发电不能全额上网。
电网企业和可再生能源发电企业设备维护和保障设备安全的责任分界点，按照国家有关规定执行；国家有关规定未明确的，由双方协商确定。第十条 电力监管机构对电网企业全额收购可再生能源发电上网电量的情况实施监管。
电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量。因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形，可再生能源发电未能全额上网的，电网企业应当及时将未能全额上网的持续时间、估计电量、具体原因等书面通知可再生能源发电企业。电网企业应当将可再生能源发电未能全额上网的情况、原因、改进措施等报电力监管机构，电力监管机构应当监督电网企业落实改进措施。第十一条 电力监管机构对可再生能源发电电费结算的情况实施监管。
电网企业应当严格按照国家核定的可再生能源发电上网电价、补贴标准和购售电合同，及时、足额结算电费和补贴。可再生能源发电机组上网电价、电费结算按照国家有关规定执行。第十二条 电力监管机构对电力企业记载和保存可再生能源发电有关资料的情况实施监管。
电力企业应当真实、完整地记载和保存可再生能源发电的有关资料。第三章 监管措施
