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國家發改委發佈《可再生能源發展“十三五”規劃》

2016-12-19   來源:國家發改委

  日前,國家發改委下發《可再生能源發展“十三五”規劃》,(以下簡稱規劃),規劃中涉及光伏產業的內容包括,到2020年底,全國太陽能發電並網裝機確保實現1.1億千瓦以上。規劃要求全面推進分散式光伏和“光伏+”綜合利用工程,有序推進大型光伏電站建設,因地制宜推進太陽能熱發電示範工程建設,大力推廣太陽能熱利用的多元化發展,積極推進光伏扶貧工程。
  原文如下:
  前言
  可再生能源是能源供應體系的重要組成部分。目前,全球可再生能源開發利用規模不斷擴大,應用成本快速下降,發展可再生能源已成為許多國家推進能源轉型的核心內容和應對氣候變化的重要途徑,也是我國推進能源生產和消費革命、推動能源轉型的重要措施。
  “十二五”期間,我國可再生能源發展迅速,為我國能源結構調整做出了重要貢獻。“十三五”時期是我國全面建成小康社會的決勝階段,也是全面深化改革的攻堅期,更是落實習近平總書記提出的“四個革命、一個合作”能源發展戰略的關鍵時期。為實現2020年和2030年非化石能源分別占一次能源消費比重15%和20%的目標,加快建立清潔低碳的現代能源體系,促進可再生能源產業持續健康發展,按照《可再生能源法》要求,根據《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十三個五年規劃綱要》和《能源發展“十三五”規劃》,制定《可再生能源發展“十三五”規劃》(以下簡稱“《規劃》”)。
  《規劃》包括了水能、風能、太陽能、生物質能、地熱能和海洋能,明確了2016年至2020年我國可再生能源發展的指導思想、基本原則、發展目標、主要任務、優化資源配置、創新發展方式、完善產業體系及保障措施,是“十三五”時期我國可再生能源發展的重要指南。
  一、發展基礎和形勢
  (一)國際形勢
  隨著國際社會對保障能源安全、保護生態環境、應對氣候變化等問題日益重視,加快開發利用可再生能源已成為世界各國的普遍共識和一致行動,國際可再生能源發展呈現出以下幾個趨勢:
  一是可再生能源已成為全球能源轉型及實現應對氣候變化目標的重大戰略舉措。全球能源轉型的基本趨勢是實現化石能源體系向低碳能源體系的轉變,最終進入以可再生能源為主的可持續能源時代。為此,許多國家提出了以發展可再生能源為核心內容的能源轉型戰略,聯合國政府間氣候變化專家委員會(IPCC)、國際能源署(IEA)和國際可再生能源署(IRENA)等機構的報告均指出,可再生能源是實現應對氣候變化目標的重要措施。90%以上的聯合國氣候變化《巴黎協定》簽約國都設定了可再生能源發展目標。歐盟以及美國、日本、英國等發達國家都把發展可再生能源作為溫室氣體減排的重要措施。
  二是可再生能源已在一些國家發揮重要替代作用。近年來,歐美等國每年60%以上的新增發電裝機來自可再生能源。2015年,全球可再生能源發電新增裝機容量首次超過常規能源發電裝機容量,表明全球電力系統建設正在發生結構性轉變。特別是德國等國家可再生能源已逐步成為主流能源,並成為這些國家能源轉型、低碳發展的重要組成部分。
  美國可再生能源占全部發電量的比重也逐年提高,印度、巴西、南非以及沙特等國家也都在大力建設可再生能源發電項目。
  三是可再生能源的經濟性已得到顯著提升。隨著可再生能源技術的進步及應用規模的擴大,可再生能源發電的成本顯著降低。風電設備和光伏元件價格近五年分別下降了約20%和60%。南美、非洲和中東一些國家的風電、光伏專案招標電價與傳統化石能源發電相比已具備競爭力,美國風電長期購電協議價格已與化石能源發電達到同等水準,德國新增的新能源電力已經基本實現與傳統能源平價,可再生能源發電的補貼強度持續下降,經濟競爭能力明顯增強。
  四是可再生能源已成為全球具有戰略性的新興產業。許多國家都將可再生能源作為新一代能源技術的戰略制高點和經濟發展的重要新領域,投入大量資金支援可再生能源技術研發和產業發展。可再生能源產業的國際競爭加劇,圍繞相關技術和產品的國際貿易摩擦不斷增多。可再生能源已成為國際競爭的重要新領域,是許多國家新一代製造技術的代表性產業。
  (二)國內形勢
  1、發展基礎
  “十二五”期間,我國可再生能源產業開始全面規模化發展,進入了大範圍增量替代和區域性存量替代的發展階段。一是可再生能源在推動能源結構調整方面的作用不斷增強。2015年,我國商品化可再生能源利用量為4.36億噸標準煤,占一次能源消費總量的10.1%;如將太陽能熱利用等非商品化可再生能源考慮在內,全部可再生能源年利用量達到5.0億噸標準煤;計入核電的貢獻,全部非化石能源利用量占到一次能源消費總量12%,比2010年提高2.6個百分點。到2015年底,全國水電裝機為3.2億千瓦,風電、光伏並網裝機分別為1.29億千瓦、4318萬千瓦,太陽能熱利用面積超過4.0億平方米,應用規模都位居全球首位。全部可再生能源發電量1.38萬億千瓦時,約占全社會用電量的25%,其中非水可再生能源發電量占5%。生物質能繼續向多元化發展,各類生物質能年利用量約3500萬噸標準煤。
  二是可再生能源技術裝備水準顯著提升。隨著開發利用規模逐步擴大,我國已逐步從可再生能源利用大國向可再生能源技術產業強國邁進。我國已具備成熟的大型水電設計、施工和管理運行能力,自主製造投運了單機容量80萬千瓦的混流式水輪發電機組,掌握了500米級水頭、35萬千瓦級抽水蓄能機組成套設備製造技術。風電製造業集中度顯著提高,整機製造企業由“十二五”初期的80多家逐步減少至20多家。風電技術水準明顯提升,關鍵零部件基本國產化,5-6
  兆瓦大型風電設備已經試運行,特別是低風速風電技術取得突破性進展,並廣泛應用於中東部和南方地區。光伏電池技術創新能力大幅提升,創造了晶矽等新型電池技術轉換效率的世界紀錄。建立了具有國際競爭力的光伏發電全產業鏈,突破了多晶矽生產技術封鎖,多晶矽產量已占全球總產量的40%左右,光伏組件產量達到全球總產量的70%左右。技術進步及生產規模擴大使“十二五”時期光伏元件價格下降了60%以上,顯著提高了光伏發電的經濟性。各類生物質能、地熱能、海洋能和可再生能源配套儲能技術也有了長足進步。
  三是可再生能源發展支持政策體系逐步完善。“十二五”期間,我國陸續出臺了光伏發電、垃圾焚燒發電、海上風電電價政策,並根據技術進步和成本下降情況適時調整了陸上風電和光伏發電上網電價,明確了分散式光伏發電補貼政策,公佈了太陽能熱發電示範電站電價,完善了可再生能源發電並網管理體系。根據《可再生能源法》要求,結合行業發展需要三次調整了可再生能源電價附加徵收標準,擴大了支援可再生能源發展的資金規模,完善了資金徵收和發放管理流程。建立完善了可再生能源標準體系,產品檢測和認證能力不斷增強,可再生能源設備品質穩步提高,有效促進了各類可再生能源發展。
  2、面臨的形勢與挑戰
  隨著可再生能源技術進步和產業化步伐的加快,我國可再生能源已具備規模化開發應用的產業基礎,展現出良好的發展前景,但也面臨著體制機制方面的明顯制約,主要表現在:
  一是現有的電力運行機制不適應可再生能源規模化發展需要。以傳統能源為主的電力系統尚不能完全滿足風電、光伏發電等波動性可再生能源的並網運行要求。電力市場機制與價格機制不夠完善,電力系統的靈活性未能充分發揮,可再生能源與其它電源協調發展的技術管理體系尚未建立,可再生能源發電大規模並網仍存在技術障礙,可再生能源電力的全額保障性收購政策難以有效落實,棄水、棄風、棄光現象嚴重。
  二是可再生能源對政策的依賴度較高。目前,風電、太陽能發電、生物質能發電等的發電成本相對于傳統化石能源仍偏高,度電補貼強度較高,補貼資金缺口較大,仍需要通過促進技術進步和建立良好的市場競爭機制進一步降低發電成本。可再生能源整體對政策扶持的依賴度較高,受政策調整的影響較大,可再生能源產業的可持續發展受到限制。
  此外,全國碳排放市場尚未建立,目前的能源價格和稅收制度尚不能反映各類能源的生態環境成本,沒有為可再生能源發展建立公平的市場競爭環境。
  三是可再生能源未能得到有效利用。雖然可再生能源裝機特別是新能源發電裝機逐年快速增長,但是各市場主體在可再生能源利用方面的責任和義務不明確,利用效率不高,“重建設、輕利用”的情況較為突出,供給與需求不平衡、不協調,致使可再生能源可持續發展的潛力未能充分挖掘,可再生能源占一次能源消費的比重與先進國家相比仍較低。
  二、指導思想和基本原則
  (一)指導思想
  全面貫徹黨的十八大和十八屆三中、四中、五中、六中全會精神,堅持創新、協調、綠色、開放、共用的發展理念,遵循能源發展“四個革命、一個合作”的戰略方向,堅持清潔低碳、安全高效的發展方針,順應全球能源轉型大趨勢,完善促進可再生能源產業發展的政策體系,統籌各類可再生能源協調發展,切實緩解棄水棄風棄光問題,加快推動可再生能源分散式應用,大幅增加可再生能源在能源生產和消費中的比重,加速對化石能源的替代,在規模化發展中加速技術進步和產業升級,促進可再生能源佈局優化和提質增效,加快推動我國能源體系向清潔低碳模式轉變。
  (二)基本原則
  1、堅持目標管控,促進結構優化。把擴大可再生能源的利用規模、提高可再生能源在能源消費中的比重作為各地區能源發展的重要約束性指標,形成優先開發利用可再生能源的能源發展共識,積極推動各類可再生能源多元發展。
  2、堅持市場主導,完善政策機制。充分發揮市場配置資源的決定性作用,鼓勵以競爭性方式配置資源,加快成本降低,實施強制性的市場份額及可再生能源電力綠色證書制度,逐步減少新能源發電的補貼強度,落實可再生能源發電全額保障性收購制度,提升可再生能源電力消納水準。
  3、堅持創新引領,推動轉型升級。把加快技術進步和提高產業創新能力作為引導可再生能源發展的主要方向,通過嚴格可再生能源產品市場准入標準,促進先進技術進入市場,完善和升級產業鏈,逐步建立良性競爭市場,淘汰落後產能,不斷提高可再生能源的經濟性和市場競爭力。
  4、堅持擴大交流,促進國際合作。積極參與國際政策對話和技術交流,充分利用國際、國內市場和資源,吸引全球技術、資金、開發經驗等優勢資源,鼓勵企業由單純設備出口或投資專案轉向國際化綜合服務,積極參與全球能源治理和產業資源整合。
  三、發展目標
  為實現2020、2030年非化石能源占一次能源消費比重分別達到15%、20%的能源發展戰略目標,進一步促進可再生能源開發利用,加快對化石能源的替代進程,改善可再生能源經濟性,提出主要指標如下:
  1、可再生能源總量指標。到2020年,全部可再生能源年利用量7.3億噸標準煤。其中,商品化可再生能源利用量5.8億噸標準煤。
  2、可再生能源發電指標。到2020年,全部可再生能源發電裝機6.8億千瓦,發電量1.9萬億千瓦時,占全部發電量的27%。
  3、可再生能源供熱和燃料利用指標。到2020年,各類可再生能源供熱和民用燃料總計約替代化石能源1.5億噸標準煤。
  4、可再生能源經濟性指標。到2020年,風電項目電價可與當地燃煤發電同平臺競爭,光伏項目電價可與電網銷售電價相當。
  5、可再生能源並網運行和消納指標。結合電力市場化改革,到2020年,基本解決水電棄水問題,限電地區的風電、太陽能發電年度利用小時數全面達到全額保障性收購的要求。
  6、可再生能源指標考核約束機制指標。建立各省(自治區、直轄市)一次能源消費總量中可再生能源比重及全社會用電量中消納可再生能源電力比重的指標管理體系。到2020年,各發電企業的非水電可再生能源發電量與燃煤發電量的比重應顯著提高。
  四、主要任務
  “十三五”時期,要通過不斷完善可再生能源扶持政策,創新可再生能源發展方式和優化發展佈局,加快促進可再生能源技術進步和成本降低,進一步擴大可再生能源應用規模,提高可再生能源在能源消費中的比重,推動我國能源結構優化升級。
  (一)積極穩妥發展水電積極推進水電發展理念創新,堅持開發與保護、建設與管理並重,不斷完善水能資源評價,加快推進水電規劃研究論證,統籌水電開發進度與電力市場發展,以西南地區主要河流為重點,積極有序推進大型水電基地建設,合理優化控制中小流域開發,確保水電有序建設、有效消納。統籌規劃,合理佈局,加快抽水蓄能電站建設。
  1、積極推進大型水電基地建設。在做好環境保護、移民安置工作和統籌電力市場的基礎上,繼續做好金沙江中下游、雅礱江、大渡河等水電基地建設工作;適應能源轉型發展需要,優化開發黃河上游水電基地。到2020年,基本建成長江上游、黃河上游、烏江、南盤江紅水河、雅礱江、大渡河六大水電基地,總規模超過1億千瓦。積極推進金沙江上游等水電基地開發,著力打造藏東南“西電東送”接續基地。“十三五”期間,新增投產常規水電4000萬千瓦,新開工常規水電6000萬千瓦。
  加快推進雅礱江兩河口、大渡河雙江口等調節性能好的控制性水庫建設,加快金沙江中游龍頭水庫研究論證,積極推進龍盤水電站建設,提高流域水電品質和開發效益。統籌協調水電開發和電網建設,加快推動配套送出工程建設,完善水電市場消納協調機制,促進水能資源跨區優化配置,著力解決水電棄水問題。
  2、轉變觀念優化控制中小流域開發。落實生態文明建設要求,統籌全流域、幹支流開發與保護工作,按照流域內幹流開發優先、支流保護優先的原則,嚴格控制中小流域、中小水電開發,保留流域必要生境,維護流域生態健康。水能資源豐富、開發潛力大的西部地區重點開發資源集中、環境影響較小的大型河流、重點河段和重大水電基地,嚴格控制中小水電開發;開發程度較高的東、中部地區原則上不再開發中小水電。棄水嚴重的四川、雲南兩省,除水電扶貧工程外,“十三五”暫停小水電和無調節性能的中型水電開發。加強總結中小流域梯級水電站建設管理經驗,開展水電開發後評價工作,推行中小流域生態修復。
  支援邊遠缺電離網地區因地制宜、合理適度開發小水電,重點扶持西藏自治區,四川、雲南、青海、甘肅四省藏區和少數民族貧困地區小水電扶貧開發工作。“十三五”期間,全國規劃新開工小水電500萬千瓦左右。
  3、加快抽水蓄能發展。堅持“統籌規劃、合理佈局”的原則,根據各地區核電和新能源開發、區域間電力輸送情況及電網安全穩定運行要求,加快抽水蓄能電站建設。抓緊落實規劃網站建設條件,加快開工建設一批距離負荷中心近、促進新能源消納、受端電源支撐的抽水蓄能電站。“十三五”期間新開工抽水蓄能電站約6000萬千瓦,抽水蓄能電站裝機達到4000萬千瓦。做好抽水蓄能規劃滾動調整工作,統籌考慮區域電力系統調峰填谷需要、安全穩定運行要求和站址建設條件,開展部分地區抽水蓄能選點規劃啟動、調整工作,充分論證系統需求,優選確定規劃網站。根據發展需要,適時啟動新一輪的全國抽水蓄能規劃工作。加強關鍵技術研究,推動建設海水抽水蓄能電站示範項目。積極推進抽水蓄能電站建設主體多元化,鼓勵社會資本投資,加快建立以招標方式
  確定業主的市場機制。進一步完善抽水蓄能電站運營管理體制和電價形成機制,加快建立抽水蓄能電站輔助服務市場。研究探索抽水蓄能與核能、風能、太陽能等新能源一體化建設運營管理的新模式、新機制。
  4、積極完善水電運行管理機制。研究流域梯級電站水庫綜合管理體制,建立電站運行協調機制。開展流域綜合監測工作,建立流域綜合監測平臺,構建全流域全過程的即時監測、巡視檢查、資訊共用、監督管理體系。研究流域梯級聯合調度體制機制,統籌考慮綜合利用需求,優化水電站運行調度。制定梯級水電站聯合優化調度運行規程和技術標準,推動主要流域全面實現梯級聯合調度。探索各大流域按照現代企業制度組建統一規範的流域公司,逐步推動建立流域統一電價模式和運營管理機制,充分發揮流域梯級水電開發的整體效益。深化抽水蓄能電站作用、效益形成機制及與新能源電站聯合優化運行方案和補償機制研究,實行區域電網內統一優化調度,建立運行考核機制,確保抽水蓄能電站充分發揮功能效用。
  5、推動水電開發扶貧工作。貫徹落實中央關於發展生產脫貧一批的精神,積極發揮當地資源優勢,充分尊重地方和移民意願,科學謀劃,加快推進貧困地區水電重大專案建設,
  更好地將資源優勢轉變為經濟優勢和扶貧優勢。進一步完善水電開發移民政策,理順移民工作體制機制,加強移民社會管理,提升移民安置品質。探索貧困地區水電開發資產收益扶貧制度,建立完善水電開發群眾共用利益機制和資源開發收益分配政策,將從發電中提取的資金優先用於本水庫移民和庫區後續發展,增加貧困地區年度發電指標,提高貧困地區水電工程留成電量比例。研究完善水電開發財政稅收政策,探索資產收益扶貧,讓當地和群眾從能源資源開發中更多地受益。
  (二)全面協調推進風電開發
  按照“統籌規劃、集散並舉、陸海齊進、有效利用”的原則,嚴格開發建設與市場消納相統籌,著力推進風電的就地開發和高效利用,積極支援中東部分散風能資源的開發,在消納市場、送出條件有保障的前提下,有序推進大型風電基地建設,積極穩妥開展海上風電開發建設,完善產業服務體系。到2020年底,全國風電並網裝機確保達到2.1億千瓦以上。
  1、加快開發中東部和南方地區風電。加強中東部和南方地區風能資源勘查,提高低風速風電機組技術和微觀選址水準,做好環境保護、水土保持和植被恢復等工作,全面推進中東部和南方地區風能資源的開發利用。結合電網佈局和農村電網改造升級,完善分散式風電的技術標準和並網服務體系,考慮資源、土地、交通運輸以及施工安裝等建設條件,按照“因地制宜、就近接入”的原則,推動分散式風電建設。到2020年,中東部和南方地區陸上風電裝機規模達到7000萬千瓦,江蘇省、河南省、湖北省、湖南省、四川省、貴州省等地區風電裝機規模均達到500萬千瓦以上。
  2、有序建設“三北”大型風電基地。在充分挖掘本地風電消納能力的基礎上,借助“三北”地區已開工建設和明確規劃的特高壓跨省區輸電通道,按照“多能互補、協調運行”的原則,統籌風、光、水、火等各類電源,在落實消納市場的前提下,最大限度地輸送可再生能源,擴大風能資源的配置範圍,促進風電消納。在解決現有棄風問題的基礎上,結合電力供需變化趨勢,逐步擴大“三北”地區風電開發規模,推動“三北”地區風電規模化開發和高效利用。到2020年,“三北”地區風電裝機規模確保1.35億千瓦以上,其中本地消納新增規模約3500萬千瓦。另外,利用跨省跨區通道消納風電容量4000萬千瓦(含存量項目)。
  3、積極穩妥推進海上風電開發。開展海上風能資源勘測和評價,完善沿海各省(區、市)海上風電發展規劃。加快推進已開工海上風電專案建設進度,積極推動後續海上風電項目開工建設,鼓勵沿海各省(區、市)和主要開發企業建設海上風電示範項目,帶動海上風電產業化進程。完善海上風電開發建設管理政策,加強部門間的協調,規範和精簡專案核准手續,完善海上風電價格政策。健全海上風電配套產業服務體系,加強海上風電技術標準、規程規範、設備檢測認證、資訊監測工作,形成覆蓋全產業鏈的設備製造和開發建設能力。到2020年,海上風電開工建設1000萬千瓦,確保建成500萬千瓦。
  4、切實提高風電消納能力。加強電網規劃和建設,有針對性地對重要送出斷面、風電彙集站、樞紐變電站進行補強和增容擴建,完善主網架結構,減少因局部電網送出能力或變電容量不足導致的棄風限電問題。充分挖掘電力系統調峰潛力,提升常規煤電機組和供熱機組運行靈活性,鼓勵通過技術改造提升煤電機組調峰能力,化解冬季供暖期風電與熱電的運行矛盾。結合電力體制改革,取消或縮減煤電發電計畫,推進燃氣機組、燃煤自備電廠參與調峰。優化風電調度運行管理,建立輔助服務市場,加強需求側管理和用戶回應體系建設,提高風電功率預測精度並加大考核力度,在發電計畫中留足風電電量空間,合理安排常規電源開機規模和發電計畫,將風電納入電力平衡和開機組合,鼓勵風電等可再生能源機組通過參與市場輔助服務和即時電價競爭等方式,逐步提高系統消納風電的能力。
  (三)推動太陽能多元化利用
  按照“技術進步、成本降低、擴大市場、完善體系”的原則,促進光伏發電規模化應用及成本降低,推動太陽能熱發電產業化發展,繼續推進太陽能熱利用在城鄉應用。到2020年底,全國太陽能發電並網裝機確保實現1.1億千瓦以上。
  1、全面推進分散式光伏和“光伏+”綜合利用工程。繼續支持在已建成且具備條件的工業園區、經濟開發區等用電集中區域規模化推廣屋頂光伏發電系統;積極鼓勵在電力負荷大、工商業基礎好的中東部城市和工業區周邊,按照就近利用的原則建設光伏電站項目;結合土地綜合利用,依託農業種植、漁業養殖、林業栽培等,因地制宜創新各類“光伏+”綜合利用商業模式,促進光伏與其他產業有機融合;創新光伏的分佈利用模式,在中東部等有條件的地區,開展“人人1千瓦光伏”示範工程,建設光伏小鎮和光伏新村。
  2、有序推進大型光伏電站建設。在資源條件好、具備接入電網條件、消納能力強的中西部地區,在有效解決已有棄光問題的前提下,有序推進光伏電站建設。積極支援在中東部地區,結合環境治理和土地再利用要求,實施光伏“領跑者”計畫,促進先進光伏技術和產品應用,加快市場優勝劣汰和光伏上網電價快速下降。在水電資源豐富的地區,利用水電調節能力開展水光互補或聯合外送示範。
  3、因地制宜推進太陽能熱發電示範工程建設。按照總體規劃、分步實施的思路,積極推進太陽能熱發電產業進程。太陽能熱發電先期發展以示範為主,通過首批太陽能熱發電示範工程建設,促進技術進步和規模化發展,帶動設備國產化,逐步培育形成產業集成能力。按照先示範後推廣的發展原則,及時總結示範項目建設經驗,擴大熱發電專案市場規模,推動西部資源條件好、具備消納條件、生態條件允許地區的太陽能熱發電基地建設,充分發揮太陽能熱發電的調峰作用,實現與風電、光伏的互補運行。嘗試煤電耦合太陽能熱發電示範的運行機制。提高太陽能熱發電設備技術水準和系統設計能力,提升系統集成能力和產業配套能力,形成我國自主化的太陽能熱發電技術和產業體系。到2020年,力爭建成太陽能熱發電項目500萬千瓦。
  4、大力推廣太陽能熱利用的多元化發展。持續擴大太陽能熱利用在城鄉的普及應用,積極推進太陽能供暖、製冷技術發展,實現太陽能熱水、採暖、製冷系統的規模化利用,促進太陽能與其他能源的互補應用。繼續在城鎮民用建築以及廣大農村地區普及太陽能熱水系統,到2020年,太陽能熱水系統累計安裝面積達到4.5億平方米。加快太陽能供暖、製冷系統在建築領域的應用,擴大太陽能熱利用技術在工農業生產領域的應用規模。到2020年,太陽能熱利用集熱面積達到8億平方米。
  5、積極推進光伏扶貧工程。充分利用太陽能資源分佈廣的特點,重點在前期開展試點的、光照條件好的建檔立卡貧困村,以資產收益扶貧和整村推進的方式,建設戶用光伏發電系統或村級大型光伏電站,保障280萬建檔立卡無勞動能力貧困戶(包括殘疾人)每年每戶增加收入3000元以上;其他光照條件好的貧困地區可按照精准扶貧的要求,因地制宜推進光伏扶貧工程。
  (四)加快發展生物質能
  按照因地制宜、統籌兼顧、綜合利用、提高效率的思路,建立健全資源收集、加工轉化、就近利用的分散式生產消費體系,加快生物天然氣、生物質能供熱等非電利用的產業化發展步伐,提高生物質能利用效率和效益。
  1、加快生物天然氣示範和產業化發展。選擇有機廢棄物資源豐富的種植養殖大縣,以縣為單位建立產業體系,開展生物天然氣示範縣建設,推進生物天然氣技術進步和工程建設現代化。建立原料收集保障和沼液沼渣有機肥利用體系,建立生物天然氣輸配體系,形成併入常規天然氣管網、車輛加氣、發電、鍋爐燃料等多元化消費模式。到2020年,生物天然氣年產量達到80億立方米,建設160個生物天然氣示範縣。
  2、積極發展生物質能供熱。結合用熱需求對已投運生物質純發電項目進行供熱改造,提高生物質能利用效率,積極推進生物質熱電聯產為縣城及工業園區供熱,形成20個以上以生物質熱電聯產為主的縣城供熱區域。加快發展技術成熟的生物質成型燃料供熱,推動20蒸噸/小時(14MW)以上大型先進低排放生物質成型燃料鍋爐供熱的應用,污染物排放達到天然氣鍋爐排放水準,在長三角、珠三角、京津冀魯等地區工業供熱和民用採暖領域推廣應用,為工業生產和學校、醫院、賓館、寫字樓等公共設施和商業設施提供清潔可再生能源,形成一批生物質清潔供熱佔優勢比重的供熱區域。到2020年,生物質成型燃料利用量達到3000萬噸。
  3、穩步發展生物質發電。在做好選址和落實環保措施的前提下,結合新型城鎮化建設進程,重點在具備資源條件的地級市及部分縣城,穩步發展城鎮生活垃圾焚燒發電,到2020年,城鎮生活垃圾焚燒發電裝機達到750萬千瓦。根據生物質資源條件,有序發展農林生物質直燃發電和沼氣發電,到2020年,農林生物質直燃發電裝機達到700萬千瓦,沼氣發電達到50萬千瓦。到2020年,生物質發電總裝機達到1500萬千瓦,年發電量超過900億千瓦時。
  4、推進生物液體燃料產業化發展。穩步擴大燃料乙醇生產和消費。立足國內自有技術力量,積極引進、消化、吸收國外先進經驗,大力發展纖維乙醇。結合陳次和重金屬污染糧消納,控制總量發展糧食燃料乙醇。根據資源條件,適度發展木薯、甜高粱等燃料乙醇項目。對生物柴油專案進行升級改造,提升產品品質,滿足交通燃料品質需要。加快木質生物質、微藻等非糧原料多聯產生物液體燃料技術創新。推進生物質轉化合成高品位燃油和生物航空燃料產業化示範應用。到2020年,生物液體燃料年利用量達到600萬噸以上。
  5、完善促進生物質能發展的政策體系。加強廢棄物綜合利用,保護生態環境。制定生物天然氣、液體燃料優先利用的政策,建立無歧視無障礙併入管網機制,研究建立強制配額機制。完善支持生物質能發展的價格、財稅等優惠政策,研究出臺生物天然氣產品補貼政策,加快生物天然氣產業化發展步伐。
  (五)加快地熱能開發利用
  堅持“清潔、高效、可持續”的原則,按照“技術先進、環境友好、經濟可行”的總體要求,加快地熱能開發利用,加強全過程管理,創新開發利用模式,全面促進地熱能資源的合理有效利用。
  1、積極推廣地熱能熱利用。加強地熱能開發利用規劃與城市總體規劃的銜接,將地熱供暖納入城鎮基礎設施建設,在用地、用電、財稅、價格等方面給予地熱能開發利用政策扶持。在實施區域集中供暖且地熱資源豐富的京津冀魯豫及毗鄰區,在嚴格控制地下水資源過度開採的前提下,大力推動中深層地熱供暖重大專案建設。加大淺層地熱能開發利用的推廣力度,積極推動技術進步,進一步規範管理,重點在經濟發達、夏季製冷需求高的長江經濟帶地區,特別是蘇南地區城市群、重慶、上海、武漢等地區,整體推進淺層地熱能重大專案。
  2、有序推進地熱發電。綜合考慮地質條件、資源潛力及應用方式,在青藏鐵路沿線、西藏、四川西部等高溫地熱資源分佈地區,新建若干萬千瓦級高溫地熱發電項目,對西藏羊八井地熱電站進行技術升級改造。在東部沿海及油田等中低溫地熱資源富集地區,因地制宜發展中小型分散式中低溫地熱發電專案。支持在青藏高原及鄰區、京津唐等東部經濟發達地區開展深層高溫幹熱岩發電系統關鍵技術研究和專案示範。
  3、加大地熱資源潛力勘察和評價。到2020年,基本查清全國地熱能資源情況和分佈特點,重點在華北地區、長江中下游地區主要城市群及中心城鎮開展淺層地熱能資源勘探評價,在松遼盆地、河淮盆地、江漢盆地、環鄂爾多斯盆地等未來具有開發前景且勘察程度不高的典型傳導型地熱區開展中深層地熱資源勘察工作,在青藏高原及鄰區、東南沿海、河北等典型高溫地熱系統開展深層地熱資源勘察。建立國家地熱能資來源資料和資訊服務體系,完善地熱能基礎資訊資料庫,對地熱能勘察和開發利用進行系統監測。
  (六)推進海洋能發電技術示範應用
  結合我國海洋能資源分佈及地方區位優勢,妥善協調海岸和海島資源開發利用方案,因地制宜開展海洋能開發利用,使我國海洋能技術和產業邁向國際領先水準。完善海洋能開發利用公共支撐服務平臺建設,初步建成山東、浙江、廣東、海南等四大重點區域的海洋能示範基地。加強海洋能綜合利用技術研發,重點支持百千瓦級波浪能、兆瓦級潮流能示範工程建設,開展小型化、模組化海洋能的能源供給系統研發,爭取突破高效轉換、高效儲能、高可靠設計等瓶頸,形成若干個具備推廣應用價值的海洋能綜合利用裝備產品。開展海島(礁)海洋能獨立電力系統示範工程建設;在浙江、福建等地區啟動萬千瓦級潮汐能電站建設,為規模化開發海洋能資源奠定基礎。
  (七)推動儲能技術示範應用
  配合國家能源戰略行動計畫,推動儲能技術在可再生能源領域的示範應用,實現儲能產業在市場規模、應用領域和核心技術等方面的突破。
  1、開展可再生能源領域儲能示範應用。結合可再生能源發電、分散式能源、新能源微電網等項目開發和建設,開展綜合性儲能技術應用示範,通過各種類型儲能技術與風電、太陽能等間歇性可再生能源的系統集成和互補利用,提高可再生能源系統的穩定性和電網友好性。重點探索適合可再生能源發展的儲能技術類型和開發模式,探索開展儲能設施建設的管理體制、激勵政策和商業模式。
  2、提升可再生能源領域儲能技術的技術經濟性。通過示範工程建設培育穩定的可再生能源領域儲能市場,重點提升儲能系統的安全性、穩定性、可靠性和適用性,逐步完善儲能技術標準、檢測認證和入網規範,通過下游應用帶動上游產品技術創新和成本下降,推動實現儲能技術在可再生能源領域的商業化應用。
  (八)加強可再生能源產業國際合作
  結合經濟全球化及國際能源轉型趨勢,充分發揮我國可再生能源產業比較優勢,緊密結合“一帶一路”倡議,推進可再生能源產業鏈全面國際化發展,提升我國可再生能源產業國際競爭水準,積極參與並推動全球能源轉型。
  1、加強對話,搭建國際合作交流服務平臺。繼續加強與重要國際組織及國家間的政策對話和技術合作,充分掌握國際可再生能源發展趨勢。整合已有的多邊和雙邊合作機制,建立可再生能源產業國際合作服務和能力建設平臺,提供政策對接、規劃引領、技術交流、融資互動、風險預警、品牌建設、經驗分享等全方位資訊和對接服務,有效支撐我國可再生能源產業的國際化發展。
  2、合理佈局,參與全球可再生能源市場。緊密結合“一帶一路”沿線國家發展規劃和建設需求,鞏固和深耕傳統市場,培養和開拓新興市場,適時啟動一批標誌性合作專案,帶動可再生能源領域的諮詢、設計、承包、裝備、運營等企業共同走出去,形成我國企業優勢互補、協同國際化發展的良好局面。
  3、提升水準,參與國際標準體系建設。支持企業和相關機構積極參與國際標準的制修訂工作,在領先領域主導制修訂一批國際標準,提升我國可再生能源產業的技術水準。加大與主要可再生能源市場開展技術標準的交流合作與互認力度,積極運用國際多邊互認機制,深度參與國際電子電機委員會可再生能源認證互認體系(IECRE)合格評定標準、規則的制定、實施和評估,提升我國在國際認證、認可、檢測等領域的話語權。
  4、發揮優勢,推動全球能源轉型發展。充分發揮我國各類援外合作機制的支持條件,共用我國在可再生能源應用領域的政策規劃和技術開發經驗,為參與全球能源轉型的國家,特別是經濟技術相對落後的發展中國家,提供能力建設、政策規劃等幫助和支援。
  五、優化資源配置
  充分利用規劃、在建和已建輸電通道,在科學論證送端電網調峰能力、受端電網可再生能源消納能力的基礎上,儘量提高輸送電量中可再生能源電量比例。結合大氣污染防治,促進京津冀周邊地區可再生能源協同發展,有序推動可再生能源跨省消納。發揮水電、光熱等可再生能源調節能力,促進水電、風電、光伏、光熱等可再生能源多能互補和聯合外送。
  (一)有序推進大型可再生能源基地建設借助已建的特高壓外送輸電通道,加快新疆哈密、寧夏寧東等地區配套的可再生能源項目建設,確保2020年前可再生能源專案全部並網發電。結合在建輸電通道的建設進度,有序推進甘肅酒泉、內蒙古、山西、新疆准東等可再生能源項目建設,有效擴大消納範圍,最大限度的提高外送可再生能源電量比重。
  (二)加強京津冀及周邊地區可再生能源協同發展
  貫徹落實《大氣污染防治行動計畫》有關要求,結合“綠色奧運”、“京津冀一體化”發展戰略等,積極推進河北張家口、承德等地區可再生能源基地建設,研究論證並適時推動內蒙古烏蘭察布、赤峰等地區可再生能源基地規劃建設,加強配套輸電通道的規劃建設,提高京津冀地區電網協同消納新能源能力,推廣普及可再生能源清潔供暖,實現清潔能源電能替代顯著提高可再生能源在京津冀地區能源消費中的比重。
  (三)開展水風光互補基地示範
  利用水風光發電出力的互補特性,在不增加棄水的前提下,在西南和西北等水能資源豐富的地區,借助水電站外送通道和靈活調節能力,建設配套的風電和光伏發電項目,協同推進水風光互補示範項目建設。重點推進四川省涼山州風水互補基地、雅礱江水風光互補基地、金沙江水風光互補基地、貴州省烏江和北盤江流域風水聯合運行、青海海南州水風光互補基地等可再生能源基地建設。
  (四)論證風光熱綜合新能源基地規劃
  在風能、太陽能資源富集地區,統籌考慮送端地區風電、光伏、光熱、抽水蓄能等各類資源互補調節能力,研究規劃新增外送輸電通道,統籌送端資源和受端市場,充分發揮受端調節作用,實現高品質新能源資源在更大範圍內的優化配置。研究探索內蒙古阿拉善盟、青海海西州、甘肅金昌武威等地區以可再生能源電量為主的外送方案。
  六、創新發展方式
  結合電力市場建設和電力體制改革,選擇適宜地區開展各類可再生能源示範,探索可再生能源集成技術應用、規模化發展路徑及商業運營模式,為加快推動可再生能源利用、替代化石能源消費打下堅實基礎。
  (一)可再生能源供熱示範工程
  按照“優先利用、經濟高效、多能互補、綜合集成”的原則,開展規模化應用的可再生能源供熱示範工程。在城鎮規劃建設過程中,做好區域能源規劃與城市發展規劃的銜接,樹立優先發展可再生能源的理念,將可再生能源供熱作為區域能源規劃的重要內容。推進建築領域、工業領域可再生能源供熱,啟動生物質替代城鎮燃料工程,加快供熱領域各類可再生能源對化石能源的替代。統籌規劃建設和改造熱力供應的基礎設施,加強配套電網建設與改造,優化設計供熱管網,建立可再生能源與傳統能源協同互補、梯級利用的綜合熱能供應體系。到2020年,各類可再生能源供熱和民用燃料總計可替代化石能源約1.5億噸標準煤。
  (二)區域能源轉型示範工程
  在繼續做好綠色能源示範縣、新能源示範城市等工作基礎上,支持資源條件好、管理有基礎、發展潛力大、示範作用顯著的地區,以推進新能源應用、顯著提高新能源消費比重為目標,以省級、市級、縣級或園區級為單位,開展區域能源轉型綜合應用示範工程建設,促進新能源技術集成、應用方式和體制機制等多層面的創新,探索建立以可再生能源為主的能源技術應用和綜合管理新體系。在“三北”地區開展就近消納試點,發展與可再生能源配套的高載能工業,探索風電制氫、工業直供電等新型可再生能源開發利用模式。
  爭取到2020年,在一些地區工業、建築、交通等領域增量或存量的能源消費中,率先實現高比例可再生能源應用。
  (三)新能源微電網應用示範工程
  為探索建立容納高比例波動性可再生能源電力的發輸(配)儲用一體化的局域電力系統,探索電力能源服務的新型商業運營模式和新業態,推動更加具有活力的電力市場化創新發展,最終形成較為完善的新能源微電網技術體系和管理體制,按照“因地制宜、多能互補、技術先進、創新機制”的原則,推進以可再生能源為主、分散式電源多元互補的新能源微電網應用示範工程建設。
  七、完善產業體系
  逐步完善可再生能源產業體系建設,堅持將科技創新驅動作為促進可再生能源產業持續健康發展的基本動力,不斷提高可再生能源利用效率,提升可再生能源使用品質,降低可再生能源項目建設和運行成本,增強可再生能源的技術經
  濟綜合競爭力。
  (一)加強可再生能源資源勘查工作
  根據能源結構調整需要,對重要地區的可再生能源資源量進行調查評價,適時啟動河流水能資源開發後評價工作。
  全面完成西藏水能資源調查,組織發佈四川水力資源複查成果。加大中東部和南方複雜地形區域的低風速風能資源、海域風能資源評價。加大中東部地區分散式光伏、西部和北部地方光熱等資源勘查。加強地熱能、生物質能、海洋能等新
  型可再生能源資源勘查工作。及時公佈各類可再生能源資源勘查結果,引導和優化項目投資佈局。
  (二)加快推動可再生能源技術創新
  推動可再生能源產業自主創新能力建設,促進技術進步,提高設備效率、性能與可靠性,提升國際競爭力。建設可再生能源綜合技術研發平臺,建立先進技術公共研發實驗室,推動全產業鏈的原材料、產品製備技術、生產工藝及生產裝備國產化水準提升,加快掌握關鍵技術的研發和設備製造能力。充分發揮企業的研發創新主體作用,加大資金投入,推動產業技術升級,加快推動風電、太陽能發電等可再生能源發電成本的快速下降。
  (三)建立可再生能源品質監督管理體系
  開展可再生能源電站主體工程及相關設備品質綜合評價,定期公開可再生能源電站開發建設和運行安全品質情況。加強可再生能源電站運行資料獲取和監控,建立透明公開的覆蓋設計、生產、運行全過程的品質監督管理和安全故障預警機制。建立可再生能源行業事故通報機制,及時發佈重大事故通報和共性事故的反事故措施。建立政府監管和行業自律相結合的優勝劣汰市場機制,構建公平、公正、開放的招投標市場環境和可再生能源開發建設不良行為負面清單制度。
  (四)提高可再生能源運行管理的技術水準
  積極推動可再生能源項目的自動化管理水準和技術改造,提高發電能力和對電網的適應性。逐步完善施工、檢修、運維等環節的專業化服務,加強後服務市場建設,建立較為完善的產業服務和技術支援體系。大力推動風電、光伏等能源並網消納技術研究,重點推動電儲能、柔性直流輸電等高新技術的示範應用,推動能源結構調整,加強調峰能力建設,挖掘調峰潛力,提高電力系統靈活性。完善電網結構,優化調度運行,加強新能源外送通道的規劃建設,提高外送通道利用率,逐步建立可再生能源大規模融入電力系統的新型電力運行機制,實現可再生能源與現有能源系統的深度融合。
  (五)完善可再生能源標準檢測認證體系
  加強可再生能源標準體系的協調發展,形成覆蓋資資源勘測、工程規劃、專案設計、裝備製造、檢測認證、施工建設、接入電網、運行維護等各環節的可再生能源標準體系。鼓勵有關科研院校和企業積極參與可再生能源相關標準的編制修訂工作,推進標準體系與國際接軌。支援檢測機構能力建設,加強設備檢測和認證平臺建設,合理佈局可再生能源發
  裝備產品檢測試驗中心。提升認證機構業務水準,加快推動可再生能源產業信用體系建設,規範可再生能源發電裝備市場秩序。推進認證結果國際互認,為我國可再生能源裝備企業參與全球市場提供支援。
  (六)提升可再生能源資訊化管理水準
  建設產業公共服務平臺,全面實行可再生能源行業資訊化管理,建立和完善全國可再生能源發電專案資訊管理平臺,全面、系統、及時、準確監測和發佈可再生能源發電專案建設和運行資訊,為可再生能源行業管理和政策決策提供支撐。充分運用大資料、“互聯網+”等先進理念、技術和資源,建設專案全生命週期資訊化管理體系,建設可再生能源發電實證系統、測試系統和資料中心,為產業提供全方位的資料和資訊監測服務。
  八、保障措施
  為落實可再生能源發展的主要任務,實現可再生能源發展目標,採取以下保障措施:
  (一)建立可再生能源開發利用目標導向的管理體系
  落實《可再生能源法》的要求,按照可再生能源發展規劃目標,確定規劃期內各地區一次能源消費總量中可再生能源消費比重指標,以及全社會電力消費量中可再生能源電力消費比重指標。抓緊研究有利於可再生能源大規模並網的電力運行機制及技術支撐方案,建立以可再生能源利用指標為導向的能源發展指標考核體系,完善國家及省級間協調機制,按年度分解落實,並對各省(區、市)、電網公司和發電企業可再生能源開發利用情況進行監測,及時向全社會發佈並進行考核,以此作為衡量能源轉型的基本標準以及推動能源生產和消費革命的重要措施。各級地方政府要按照國家規劃要求,制定本地區可再生能源發展規劃,並將主要目標和任務納入地方國民經濟和社會發展規劃。
  (二)建立可再生能源綠色證書交易機制
  根據非化石能源消費比重目標和可再生能源開發利用目標的要求,建立全國統一的可再生能源綠色證書交易機制,進一步完善新能源電力的補貼機制。通過設定燃煤發電機組及售電企業的非水電可再生能源配額指標,要求市場主體通過購買綠色證書完成可再生能源配額義務,通過綠色證書市場化交易補償新能源發電的環境效益和社會效益,逐步將現行差價補貼模式轉變為定額補貼與綠色證書收入相結合的新型機制,同時與碳交易市場相對接,降低可再生能源電力的財政資金補貼強度,為最終取消財政資金補貼創造條件。
  (三)貫徹落實可再生能源發電全額保障性收購制度
  根據電力體制改革的總體部署,落實可再生能源全額保障性收購制度,按照《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》要求,嚴格執行國家明確的風電、光伏發電的年度保障小時數。加大改革創新力度,推進適應可再生能源特點的電力市場體制機制改革示範,逐步建立新型電力運行機制和電價形成機制,積極探索多部制電價機制。建立煤電調頻調峰補償機制,建立輔助服務市場,激勵市場各方提供輔助服務,建立靈活的電力市場機制,實現與常規能源系統的深度融合。
  (四)加強可再生能源監管工作
  貫徹落實國務院關於轉變職能、簡政放權的有關要求,確保權力與責任同步下放、調控與監管同步加強。強化規劃、年度計畫、部門規章規範性檔和國家標準的指導作用,充分發揮行業監管部門的監管和行業協會的自律作用,打造法規健全、監管閉合、運轉高效的管理體制。完善行業資訊監測體系,健全產業風險預警防控體系和應急預案機制,完善考核懲罰機制。開展水電流域梯級聯合調度運行和綜合監測工作,進一步完善新能源專案資訊管理,建立覆蓋全產業鏈的資訊管理體系,實行重大品質問題和事故報告制度。定期開展可再生能源消納、補貼資金徵收和發放、專案建設進度和工程品質、專案並網接入等專項監管工作。
  九、投資估算和環境社會影響分析
  (一)投資情況
  到2020年,水電新增裝機約6000萬千瓦,新增投資約5000億元,新增風電裝機約8000千瓦,新增投資約7000億元,新增各類太陽能發電裝機投資約1萬億元。加上生物質發電投資、太陽能熱水器、沼氣、地熱能利用等,“十三五”期間可再生能源新增投資約2.5萬億元。
  (二)環境社會影響分析
  可再生能源開發利用可替代大量化石能源消耗、減少溫室氣體和污染物排放、顯著增加新的就業崗位,對環境和社會發展起到重要且積極作用。
  水電、風電、太陽能發電、太陽能熱利用在能源生產過程中不排放污染物和溫室氣體,而且可顯著減少各類化石能源消耗,同時降低煤炭開採的生態破壞和燃煤發電的水資源消耗。農林生物質從生長到最終利用的全生命週期內不增加二氧化碳排放,生物質發電排放的二氧化硫、氮氧化物和煙塵等污染物也遠少於燃煤發電。2020年,全國可再生能源年利用量折合7.3億噸標準煤,其中商品化可再生能源利用量5.8億噸標準煤。屆時可再生能源年利用量相當於減少二氧化碳排放量約14億噸,減少二氧化硫排放量約1000萬噸,減少氮氧化物排放約430萬噸,減少煙塵排放約580萬噸,年節約用水約38億立方米,環境效益顯著。
  可再生能源產業涉及領域廣,可有力帶動相關產業發展,可大幅增加新增就業崗位,也是實現脫貧攻堅的重要措施,對宏觀經濟發展產生積極影響,更是實現經濟發展方式轉變的重要推動力。2020年,全國可再生能源部門就業人數超過1300萬,其中“十三五”時期新增就業人數超過300萬。