■ 撰稿 | 孙 宏 伟
■ 编辑 | 睿信咨询
睿信致成事业部副总经理孙宏伟认为，未来相当时期内，电源总装机量、全社会总发电量等核心指标将呈现窄幅增长局面，与之相同步的是内部结构的持续调整，新能源、清洁能源、非化石能源的占比将渐次提高。
前言：2020年4月，国际可再生能源机构(IRENA)最新发布《全球可再生能源展望》报告，从全球视野前瞻性的展望未来三十年在气候安全越发紧迫的背景下，如何更加科学合理、可持续地配置社会能源资源结构和要素。
其中，关于全球整体能源结构深化调整、根本性调整方面的核心观点，在很大程度上代表了当代人类社会对于能源发展的共同价值取向。中国面对当今世界多重不确定因素及自身发展客观要求，应如何更加有效地从产业升级、高质量发展角度规划未来的能源电力发展方向及路径，是具有历史意义的重要命题。
IRENA研究显示，到2050年：
1）全球能源相关的CO2排放量将减少70%，年均降幅将达到3.8%；2）可再生能源在总发电结构中的占比达到86%开辟了道路；3）在终端消费侧，电能的占比将从当前的20%增加到50%，工业和建筑领域使用电能的比例将翻倍，交通领域将从如今的1%增加到40%；4）由于可再生能源电气化和可再生能源直接使用的增加，可再生能源在最终总能耗(TFEC)中所占的比例也将显著上升；终端能源消费中每年需要比现在多实现1000TWh的电能替代（相当于日本全年的发电量），为了满足这一额外的可再生电力需求，终端消费的电能替代将推动可再生能源电力需求的增长，可再生能源发电的比例必须从目前的26%上升到2030年的57%以及2050年的86%。
一系列结构变化其核心导向即“终端能源消费的深度电气化”。
作为“十三五”期间能源电力行业发展基础性指导性文件，《电力发展“十三五”规划（2016-2020）》《能源发展“十三五”规划》，在总体布局、结构优化、发展动力等方面均为行业整体结构性调整做出了较为清晰的设计。
对照两份规划当中重要指标，尤其是在能源结构调整优化方面的总体要求和具体意见，结合目前的行业数据对比分析，可以看出：第一，总体布局、能源电力产业结构调整优化的大体方向是基本按照规划落实执行的；第二，受宏观环境影响及国民经济产业升级现实条件等方面的影响，部分指标目前完成情况较之规划内容存在一定差距。
1）2019年我国非化石能源占比已经接近15%，较“十二五”末期提高了3个百分点，从对于上述规划的执行以及相关配套政策方面看，国家既定的导向即可再生能源由之前的总量高速度增长向着下一阶段在总体结构当中比例占优的方向推进。可预见“十四五”期间非化石能源的占比继续提升至接近总量的20%左右；
2）至2020年，除专门的非化石能源生产企业外，非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上；
3）东、中、西部地区有条件的燃煤电厂需分别在2017年底、2018年底、2020年底前实现超低排放；
4）至2020年，国内所有火电企业所承担的非水可再生能源发电量配额需占火电发电量的15%以上，对于没有完成配额要求的燃煤发电企业，应责令其在规定期限内完成配额要求，如果不完成，将取消该发电企业的发电业务许可证。
上述政策及执行要求，无疑为下一个五年规划的起点做出了定义，即“能源结构深化调整元年”。
第一，我国即有能源结构方面的主要矛盾——结构调整大势所趋与短期内无法实现根本性的改变。
《能源发展“十三五”规划》指出，我国传统能源产能结构性过剩问题突出。煤炭产能过剩，供求关系严重失衡。煤电机组平均利用小时数明显偏低，并呈现进一步下降趋势，导致设备利用效率低下、能耗和污染物排放水平大幅增加。这一问题不仅是制约能源结构继续深入优化调整的主要障碍，更是未来相当时期内需要不断投入、加以调整的根本性问题。虽不至“积重难返”，但长期以来工业化进程中形成的“重化”特征，已然造就了我国能源供给侧以粗放、低能效为主的生产运行模式，且形成了传统能源在整体结构当中占绝对比重这一现实情况。要在这方面实现突破，只能依靠产业政策、能源规划等国家层面整体运作举措共同作用，“十四五”规划当中势必在这一关键问题上有所着力。
第二，新能源领域主要矛盾——结构调整决定的总量增加与电网基础建设及消纳能力相对滞后。
《能源发展“十三五”规划》明确提及，我国当前可再生能源发展面临多重瓶颈。诸如可再生能源全额保障性收购政策尚未得到有效落实，电力系统调峰能力不足、调度运行和调峰成本补偿机制不健全、难以适应可再生能源大规模并网消纳的要求，进而导致部分地区弃风、弃水、弃光严重等方面的问题较为突出。此外，鼓励风电和光伏发电依靠技术进步降低成本、加快分布式发展的机制尚未建立，也进一步造成可再生能源发展模式多样化受到制约。
2018年国家发展改革委、国家能源局印发的《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》中明确2020 年弃光率低于 5%的目标。截至2019年，我国光伏发电总体弃光率达5.9%，看似距离目标仅一步之遥，但在执行过程中由于前述各种技术性、非技术性因素形成的制约效应，是目标达成必须解决的障碍。
一方面，固有的电网运行模式及基础建设、相关配套，相较于风电、光伏为代表的分布式发电，天然存在技术瓶颈，需要通过更加科学的调峰机制加以弥补；另一方面，随着针对新能源市场化运营机制的建立与实施，未来在分布式发电就地消纳方面可寻求相关突破。
解决上述矛盾，突破口在于产业布局的整体调整和转型升级。我国电力产业在“十三五”期间也正在向这一方向迈进，且将延续至下一阶段。
1）能源结构方面——重点电力国企纷纷入局为代表的结构布局调整继续深入。近年我国风电、光伏等清洁能源发电发展迅速，早在2012年风力发电量超越核电成为第三大主力电源，截至2019年，国内光伏发电总装机容量已经突破2亿千瓦。新能源迅猛发展的“十三五”期间一个明显特征是，各大能源电力行业国企、地方基础建设类及电力类企业纷纷参与其中。
“十三五”期间，主要国资电力企业在新能源领域布局项目（部分）
越发严格的相关产业政策要求也是推动这一转变的重要原因。国家能源局《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》明确，到2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。手中持有一定存量的可再生能源，对于各大电企而言也是重要的战略举措和风险机制。
2）电源建设方面——“十三五”期间最显著特征即电源端开发建设趋缓，总量已经有所控制。“十二五”中期至今，国内总发电装机容量不断提高，并且一直保持着增长趋势。2019年，我国发电装机累计容量已达20.11亿千瓦。但自2016年起，总装机容量增速呈逐年递减态势，2019年同比增速降至5.84%。从供需结构上看，结合当前经济发展规律等客观因素，现有发电产能足以支撑社会需求，且有相应的调峰机制建设跟进中，装机容量的增长幅度在“十四五”期间不会有明显提升，核心命题转变为内部结构调整。
从电源端配置比例及发展要求上看，“十三五”期间也已经初步建立起未来电源建设整体结构调整的契机。2016年国家能源局制订《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，首次提出对煤电机组的可再生能源配额考核导向，现阶段积极持有可再生能源将对配额考核政策形成保障。2019年，全国发电新增装机容量约1亿千万，其中以风电、光伏为主的新能源电源建设占比达到52%，较之“十三五”初期的不足16%，已经形成了较为明显的跃升。同期，从发电量结构上看，2016年新能源发电量在当年总发电量占比8.6%，2019年伴随电网规划调度升级带来的消纳能力提升、市场化交易增加等有利因素，该项指标提升约一个百分点。
如前所述，未来相当时期内，电源总装机量、全社会总发电量等核心指标将呈现窄幅增长局面，与之相同步的是内部结构的持续调整，新能源、清洁能源、非化石能源的占比将渐次提高。
3）电网建设方面——取代之前的电源端开发建设，成为投资关注的新增长点。参考《电力发展“十三五”规划》相关指导意见，以西电东送为代表的特高压输电、常规输电网络建设，以及高压交流线路建设规模和容量都较之过往同期有大幅增加。从电网基础建设投资数据看，“十二五”末期开始，电力全行业投资当中，电网投资比重已经超过电源投资，截至“十三五”中期整体趋势上逐年递增，其中2016年61.44%、2017年64.8%、2018年66.4%，2019年略微回落至61%。线路、输变电工程等领域的加大投入，促使电网在消纳能力方面有了进一步的提升，同时也为“发电侧——输电侧——用电侧”的衔接提供了更为有效的保障。
同时，按照规划要求大幅降低新能源弃电率，“十三五”中期，仅就国家电网经营范围内相关数据来看，比例降至3.9%，已经呈现较为明显改善。全国范围内至“十三五”末达成95%以上的新能源利用率指标有望实现。
三、微观层面——集中初现，新能源行业迎接“全面市场化”
四、趋势洞见——能源电力行业“十四五”聚焦结构调整、优化配置
五、外部机遇——“十四五”期间能源电力行业“跨赛道”发展
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