2018～2019年河南省可再生能源发展形势分析与展望

发展可再生能源是推进能源转型的核心内容和应对气候变化的重要措施。2018年河南可再生能源总体发展态势良好，利用水平进一步提升，提前两年且超额完成“十三五”规划确定的可再生能源占比7%发展目标。随着经济高质量发展对能源安全、生态环境和大气污染治理的要求不断提高，可再生能源已成为全省发电装机增量的主体。未来，技术进步、成本下降将成为可再生能源行业发展的重要推动力量，多能互补、储能将成为可再生能源发展的新模式、新业态。

一 2018年河南省可再生能源发展情况分析

2018年，全省可再生能源发展及运行情况整体良好，全年可再生能源发电量达到316亿千瓦时，同比增长58.6%，其中分布式电源发电34.3亿千瓦时，同比增长165%，成为年度亮点。随着风电、光伏发电装机容量不断增大，以及生物质热电联产和地热试点项目有序推进，可再生能源有力推动了全省能源低碳清洁转型。

（一）可再生能源发展态势良好

1.可再生能源装机快速增长

2018年，全省可再生能源装机规模达到1923万千瓦，同比增长38.2%，成为全省第二大主体电源。可再生能源发电装机在全省电源结构中的占比达22.2%，较上年提高4.8个百分点。其中，风电、光伏、生物质发电装机规模分别了达到468万千瓦、991万千瓦、63万千瓦，同比分别增长了100.7%、40.9%、13.9%。分布式可再生能源装机持续增长，2018年全省分布式装机规模达到435万千瓦。同时，河南加快推进并建成了一批光伏扶贫村级小电站和屋顶分布式光伏发电项目，全省光伏扶贫总规模达到254万千瓦，覆盖107个县（市、区），实现了有条件的地区光伏扶贫电站全覆盖，惠及近40万户贫困群众。2018年全省光伏发电装机位居全国前列，在31个省级地区排名第7（见图1）。

图1 2015～2018年河南省可再生能源装机情况

2.新能源装机成为电源增量主体

2018年，全省新能源发电装机规模达到1522万千瓦，同比增长53.4%，成为全省电源装机增量主体。从装机增量看，2018年全省新能源装机增加530万千瓦，在全省电源新增装机中占比为77.1%，成为全省电源装机增量的主体。从总装机占比看，新能源装机占比提升至17.5%，同比提高5.1个百分点，已成为省内第二大电源。其中，风电装机占比5.4%，同比提高2.5个百分点；太阳能发电装机占比11.4%，同比提高2.6个百分点。

3.垃圾发电覆盖区域进一步扩大

截至2018年底，全省已投运的垃圾焚烧发电项目有荥阳、新郑、开封、洛阳、许昌、周口、兰考等7个，处理能力约7900吨/天，装机容量约14.15万千瓦。目前全省在建的垃圾焚烧发电项目有中牟、宝丰、叶县、林州等18个，垃圾发电项目覆盖区域进一步扩大，建成后新增处理能力约20150吨/天，可新增装机容量约43.4万千瓦。

4.生物质热电联产、地热清洁供暖试点项目有序推进

2018年，河南以国家能源局印发《关于开展“百个城镇”生物质热电联产县域清洁供暖示范项目建设的通知》为契机，启动了夏邑农林生物质、延津长青生物质、南乐糠醛渣纤维乙醇配套生物质等14个县域清洁供热示范项目建设，探索构建就地收集原料、就地加工转化、就地消费的分布式清洁供暖生产和消费体系，试点项目装机总容量达35.8万千瓦，最大供热能力达863蒸吨/小时。

2018年，河南省地热资源勘探开发取得了新突破。河南地矿局在开封馆陶组、洛阳栾川等地区发现了优质地热资源，为地热产业加速发展提供更多资源基础。河南省发改委、国土等四部门联合印发了《关于开展地热能清洁供暖规模化利用试点工作的通知》和《关于郑州市等省辖市、省直管县（市）开展地热能清洁供暖规模化利用试点工作的通知》等政策文件，在全省11个试点区域正式启动了“取热不取水”的地热能清洁供暖规模化利用项目建设，探索在满足群众采暖需求的同时助推治污减霾的有效途径。

5.储能示范项目建成投运

储能是提升电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段之一，是提高可再生能源消费在能源系统中占比的重要组成部分，可为电网运行提供调峰、填谷、备用等辅助服务。河南电网侧分布式百兆级电池储能示范工程规模为100.8兆瓦/125.8兆瓦时，共包含16座储能电站，分布在郑州、洛阳、信阳等9个地市。2018年12月28日，河南兰考电池储能电站顺利并网，标志着我国首个电网侧分布式百兆级电池储能示范工程全部建成投运，进入商业化运行。其中，信阳息县储能系统成功参与了2018年全省需求侧响应试点运行，累计削减尖峰负荷2.54万千瓦。

（二）可再生能源利用水平进一步提升

1.可再生能源发电及利用水平快速提升

2018年，全省可再生能源发电量持续快速增长，达到316亿千瓦时，同比增长58.6%，占全省发电量比重为10.6%，较上年同期提高3.2个百分点。其中，水电发电量144亿千瓦时，同比增长44.4%；风电发电量57亿千瓦时，同比增长88.8%；光伏发电量84亿千瓦时，同比增长88.9%；生物质发电量32亿千瓦时，同比增长25.7%。计及燃料乙醇、生物制气等其他形式可再生能源利用方式以及吸纳区外清洁可再生能源，2018年全省可再生能源利用量达到1864万吨标准煤，同比增长18%，占一次能源消费总量比重达到8%以上，提前两年完成河南能源“十三五”规划确定的可再生能源占比7%的目标。

2.可再生能源发电设备利用率明显提高

2018年，在来水、来风、光照条件良好及河南电网科学合理调度等因素带动下，全省可再生能源发电设备利用率均有明显提高。其中，水电装机年平均利用小时数达到3600小时，同比增加1099小时；风电装机年平均利用小时数达到1746小时，同比增加25小时；光伏装机年平均利用小时数达929小时，同比增加83小时。

3.全省保持无弃风弃光记录

随着全省光伏、风电装机持续快速增长，豫西、豫北地区春季和冬季小负荷期间均出现不同程度的电力盈余，风光全额消纳的压力凸显。2018年，河南电网通过优化接入系统方案、加强送出工程建设，实现全省新增风电装机235万千瓦、新增太阳能发电装机287万千瓦且成功并网发电；通过科学安排开机方式、深挖电网调峰能力、优化调度运行管理、定期开展全省及各地市新能源消纳能力研究等措施，省内风电、光伏电量全部消纳，无弃风弃光现象出现。

（三）风电、光伏发电成本快速下降

近年来，在国家新能源发电补贴退坡机制及行业技术水平持续提升等因素带动下，国内风电、光伏平均发电成本快速下降。风电方面，1996年我国陆上风电项目平均造价17400元/千瓦，2010年下降至9300元/千瓦，2017年下降至8700元/千瓦。陆上风电平均度电成本也随之下降，2017年已降为0.478元/千瓦时。光伏方面，2011年全国光伏发电平均成本为1.15元/千瓦时，到2016年下降为0.68元/千瓦时。随着2018年国家5.31政策的出台，预计风电、光伏实现平价上网的步伐将进一步加快。

（四）综合能源服务新业态蓬勃发展

2018年，河南包括传统能源企业、新能源企业、设备制造企业等在内的众多企业纷纷积极探索开展综合能源服务业务，各家企业在发挥自身主营业务优势的基础上，重点推广多能互补与可再生能源开发等新型业务，实现产业链延伸、服务增值以及能源清洁、高效利用。如协鑫集团发挥光伏设备制造优势，提供以分布式光伏为核心的综合能源服务；新奥集团提供的综合能源服务以主营的燃气业务为基础，延伸到天然气发电、冷热供应等业。综合能源服务已经成为能源行业热点发展方向，成为可再生能源发展的新模式、新业态。

二 2019年河南省可再生能源发展形势展望

2019年，在国家推动可再生能源全额消纳、平价上网等政策的影响下，技术进步和成本下降将成为行业发展重要的推动力，综合能源服务、多能互补将成为未来行业发展新业态，储能技术的突破将进一步促进电力系统优化运行。同时，可再生能源行业也面临着一系列新问题。

（一）面临的发展机遇

1.系列政策出台推动可再生能源全额消纳

2018年8月，国家能源局会同广东省发展改革委等部门联合发布《南方（以广东起步）电力现货市场建设实施方案（征求意见稿）》，电力现货市场实施路径逐步明确。2018年12月，国家发改委、国家能源局联合下发《清洁能源消纳行动计划（2018～2020年）》，要求到2020年基本解决清洁能源消纳问题。根据《行动计划》提出的具体指标，2018年，确保全国平均风电利用率高于88%，光伏发电利用率高于95%。一系列政策的出台将推动可再生能源全额消纳。

2.技术进步、成本下降成为行业发展的重要推动力

风光发电的成本主要受资源条件、所在地区的建设条件、发电机组技术和成本、运行管理技术和成本等因素影响。根据国网能源院预测，到2025年，中国陆上风电度电成本将下降到0.34～0.50元/千瓦时。其中，平坦地形陆上风电度电成本将下降到0.34～0.46元/千瓦时，复杂地形陆上风电度电成本下降到0.34～0.50元/千瓦时。伴随光伏组件、逆变器等领域的技术进步和快速发展，到2020年，中国光伏发电度电成本将下降到0.49元/千瓦时左右，到2030年，将进一步下降到0.31元/千瓦时左右。技术进步以及成本的下降将成为可再生能源发展的重要推动力。

3.多能互补、储能成未来发展新趋势

随着能源转型深入推进，多能互补和储能的发展成为新趋势。国家电网有限公司提出大力发展电网侧储能，伴随钠硫电池、液流电池和锂离子电池储能等技术发展，储能有望加速进入商业化发展阶段。未来，储能技术与应用策略的成熟、标准与规范的制定、成本的下降与规模化生产的实现、储能应用市场与价格机制的建立，储能将为推动河南能源结构向低碳化转型提供坚实支撑。

4.可再生能源电力配额制度即将正式出台

2018年11月13日，国家能源局综合司《关于实行可再生能源电力配额制的通知》（征求意见稿）发布，征求意见稿就可再生能源配额指标设定、责任落实、售电企业和电力用户的配额义务、电网企业配额实施责任、配额实施与电力交易衔接、核算方式、配额监测核算和交易、信息报送、主体考核等方面广泛征求意见。对可再生能源电力配额指标确定和配额完成量核算方法、各省（区、市）可再生能源电力总量配额指标、各省（区、市）非水电可再生能源电力配额指标等方面进行了细致描述，进一步推动了可再生能源电力配额制度的正式实施。

5.地热清洁供暖规模化利用提速

2018年8月7日，河南省发展和改革委员会发布《关于开展地热能清洁供暖规模化利用试点工作的通知》，开展地热能清洁供暖规模化利用试点工作。《通知》指出，将优先选择在地热资源较为富集的地区，用2～3年的时间，以县为单元采取特许经营模式，按照“采灌均衡、取热不取水”的原则，创建一批技术先进、管理规范、效果显著的地热能清洁供暖规模化利用试点区域。通过规模化开发，探索有利于地热能开发利用的新型能源管理技术和市场运营模式，促进地热能利用技术降本升效。预计到2020年，河南新增地热能供暖面积8200万平方米，累计规模达到11700万平方米，全省地热将进入提速发展阶段。

（二）当前面临问题

1.光伏行业发展进入优化调整期

2018年5月31日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源〔2018〕823号），自发文之日起，新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低0.05元，即一类、二类、三类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.5元、0.6元和0.7元。新投运的、采用“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴降低0.05元，补贴标准由0.37元调整为0.32元，采用“全额上网”模式的分布式光伏发电按普通电站管理。新能源政策将有力推动新能源发电行业的提质发展，加速平价上网时代的到来。

2.新能源装机规模快速增长加大电网运行难度

由于光伏正午高出力、晚间零出力，以及风电晚间出力大、白天出力小的特点，河南电网扣除光伏、风电出力后的负荷曲线呈现出初级“鸭子型”态势，给电力保障带来新的难题，春秋季日间腰荷时段调峰问题突出。2018年，全省春秋季日间用电腰荷与后夜低谷负荷最小仅相差约100万千瓦，且区外电力白天基本不参与调峰，使得电力系统腰荷时段调峰较后夜低谷时段更加困难。同时，由于夏季晚高峰时段光伏零出力，但用电负荷基本与午高峰同水平，电力供应缺少约300万千瓦光伏出力，全省夏季晚间电力供应明显趋紧。

3.新能源消纳存在局部弃风弃光风险

按照目前风电、光伏项目前期工作进度，考虑在建火电项目投产以及负荷发展情况，豫西、安阳、鹤壁、濮阳等地区春季和冬季小负荷期间将会出现不同程度的电力盈余，新能源消纳存在弃风弃光风险。根据新能源消纳分析计算，通过分时段风电、光伏消纳运行模拟，考虑各类电源运行工况、供暖期出力系数、设备检修等因素，三门峡地区电力盈余超过现有输送通道极限，存在弃风风险。采暖季，热电机组大开机，光伏最大出力叠加风电大发时，安鹤濮地区电力盈余超过现有输送通道极限，存在弃光风险。

4.可再生能源电力配额机制需继续完善

《关于实行可再生能源电力配额制的通知》中明确要做好配额实施与电力交易衔接，明确电力交易机构指导参与电力交易的承担配额义务的市场主体优先完成可再生能源电力配额相应电力交易，但对衔接方式并没有明确。此外，富余配额在考核主体间如何转让以及绿证制度、碳交易制度和用能权交易问题也没有细化到操作层面，还需要进一步细化研究和完善。

（三）发展展望

2019年，河南省全面贯彻落实习近平生态文明思想，以推动能源高质量发展为重点，着力提效益、降成本，推进全省各品类能源布局更加合理，结构更加优化，促进可再生能源提质增效，为能源结构转型提供有力支撑。

风电装机方面，预计2019年河南风电开发将以低风速平原风电、分散式风电为主，新增风电装机约130万千瓦。光伏发电装机方面，考虑到河南将适时启动光伏平价示范项目建设，预计2019年河南新增光伏装机将以产业集聚区、工业园区屋顶分布式发电为主，全年新增光伏装机30万千瓦。生物质装机方面，预计在河南生物质热电联产县域清洁供暖示范建设推动下，全省全年新增装机约20万千瓦。总体来看，预计2019年河南可再生能源发电装机将达到2100万千瓦，同比增长9.4%，增速较上年明显放缓。

生产利用方面，根据2019年全省可再生能源装机和电力需求增长情况，预计全省可再生能源发电量344亿千瓦时，同比增长8.9%。计及燃料乙醇、生物制气、地热供暖、太阳能光热等其他可再生能源开发利用形式，预计2019年全省可再生能源生产总量约1168万吨标准煤，同比增长7.9%。计及吸纳南方水电和西北新能源发电，预计2019年全省可再生能源利用量可达2029万吨标准煤左右，同比增长8.9%。

三 河南省可再生能源行业发展建议

随着国家政策调整优化、加强整体规模管控、逐步加快补贴退坡频度和幅度，预计光伏行业发展将进入调整期。针对可再生能源行业发展面临的机遇和问题，河南应统筹协调政策和市场两个方面，推动新能源行业发展重点逐步从扩大规模转到提质增效上来。

（一）持续拓展可再生能源开发，扩大可再生能源利用规模

持续稳妥发展风电和光伏发电。风电方面，推进建设平原风电和一批分散式风电，解决好项目的光影、噪声污染问题，探索应用“会思考的风机”和无人风场，运用数字化技术提高风电运营效率与质量；光伏发电方面，有序推进产业集聚区、工业园区屋顶分布式光伏建设，依据国家光伏平价上网项目管理办法，适时启动光伏平价示范项目建设。积极推动生物质热电联产清洁供暖示范项目建设，增加城乡生活和农村农林废弃物资源化利用量，提高效率。积极稳妥推进地热供暖，加快郑州、濮阳、周口等11个地热清洁供暖规模化利用试点市（县）建设。大力发展其他可再生能源利用形式，如“太阳能+”供暖、燃料乙醇、生物制气、固体燃料等，实现对可再生能源利用的良好补充。

（二）持续加强电网消纳能力建设，提升可再生能源利用水平

提高电力系统调峰能力，加快南阳天池、洛阳洛宁抽水蓄能电站建设，开工建设信阳五岳抽水蓄能电站，推动平顶山花园沟抽水蓄能电站工程早日核准开工，对有条件的煤电机组实施灵活性改造。加强豫西、豫北输电通道规划和建设，加强可再生能源项目建设与送出工程建设统筹，满足新能源集中地区外送需求。持续优化新能源开发布局，鼓励用户开发分布式新能源，推进多能互补、可再生能源综合应用、微电网和储能的试点示范，实现就地平衡、就地消纳，提升系统运行效率。

（三）创新开展源网荷储统一规划，大力推广储能发展

将储能规划与电网、电源发展统一规划，按照实现整个电网系统安全运行和效率最优的原则，在规划新能源发电和电网输送线路的同时，考虑新能源发电集聚效应，提出相应的储能解决方案，明确储能发展的规模和建设区域等，结合市场机制要求，积极开展可再生能源与储能技术结合的试点示范，完善相关标准和保障机制，大力推广储能发展。