近幾年，我國許多新能源設備主要依賴國際市場，國內市場需求非常有限，產業發展嚴重受制于人。例如，我國光伏電池產量的90%以上用于出口，國內光伏裝機需求很低。隨著近期世界經濟的持續低迷及歐債危機蔓延，許多傳統需求大國大幅削減新能源補貼，并對我國新能源產品實行制裁，貿易摩擦不斷升級。同時，我國碳減排壓力日趨加大，新能源產品產能過剩風險日益上升，在這種情況下，如果不加快開發國內市場，國內新能源產業將面臨嚴重危機，減排任務也將難以完成。

    加速擴大新能源國內市場應用規模勢

    第一，擴大新能源國內市場是能源結構轉型的需要。近年來，隨著我國經濟的快速發展，能源消費也快速增長，總量不斷擴大，以煤為主的能源消費結構使得碳排放居高不下，環境污染日益嚴重，資源約束日趨增強，能源安全風險凸顯，傳統的能源消費模式亟待轉型。目前我國能源消費總量已占全球的18%，而且增速較快，2010年全球能源消費的增速為2%，而中國“十一五”期間的年均增速達5.9%。在“金磚五國”中，中國的能源消費和碳排放均高居榜首，其中能源消費量是排名第二的印度的3倍多，二氧化碳排放則是印度的4倍多。

    包括風電、核電、太陽能、生物質能等在內的新能源，具有綠色、低碳、無污染、可再生的特性。大規模開發利用新能源，提升新能源比重，可有效彌補傳統能源消費模式的缺陷，促進能源結構轉型，實現經濟的低碳和可持續發展。為此，中央提出了提高非化石能源比重和碳減排“兩個目標”。從目前我國新能源發展狀況看，與中央提出的目標差距巨大，亟須加速開發新能源國內市場，才能實現中央對能源結構轉型的要求。截至2010年，我國累計光伏裝機量800MW，占總裝機容量的比重只有0.08%，幾乎不值一提。風電和核電裝機比重稍高，但國內市場開發程度也非常有限，截至2010年底，我國核電裝機容量為1082.4萬千瓦，風電并網運行容量為2957.55萬千瓦，分別占總裝機容量的1.12%和3.06%，裝機比重遠遠低于歐美等發達國家。

    第二，擴大新能源國內市場是保障產業安全的需要。新能源產業過高的外向度，不利于保障產業安全，國際市場稍有風吹草動，都對國內相關產業產生較大沖擊。從目前情況看，未來國際市場需求前景不容樂觀，企業擴大海外市場難度越來越大。

    傳統需求大國經濟狀況不佳，市場急速萎縮。我國光伏產業的主要出口市場在歐洲，由于歐債危機不斷惡化，許多國家政府對新能源的財政支持力度不斷減弱，給這個尚需政府大力扶持的新興產業帶來很大困難。德國2011年1-5月份光伏裝機量比上年同期下滑37.4%，歐洲光伏組件需求急劇降低，價格跌幅超過50%。

    全球經濟低迷導致貿易保護主義升級。今年5月17日，美國商務部裁定對進口中國光伏電池及組件征收31.14%-249.96%不等的臨時反傾銷稅；意大利通過補貼鼓勵采購歐盟國家生產的光伏產品；印度和加拿大安大略省也規定光伏項目必須采購一定比例的當地產品。

    國內企業可能向外轉移產能。如果我國應對美國的貿易訴訟不力，來自美國的訂單將會有較大的稅率風險，對美光伏產品出口可能會萎縮，如果歐盟跟進，情況更甚。在這種情況下，國內光伏產業將向東南亞等地區轉移，以規避貿易風險。

    第三，擴大新能源國內市場是解決產能過剩的需要。2006年至今，在國家政策和市場熱情的雙重刺激下，我國新能源產業投資一直居高不下，部分產品已經出現產能過剩苗頭。據不完全統計，全國156家電池組件企業2011年的太陽能電池產能已超過35GW，預計2012年產能在40GW以上，產量將超過24GW。2011年全球光伏裝機量僅21GW，據歐洲光伏工業協會預測，受歐美債務危機和歐洲光伏補貼持續下調影響，預計2012年全球光伏市場增速放緩，全年裝機量約24GW。當前我國的產能已可滿足全球未來2-3年光伏市場需求，需求增長速度遠不能跟上產能擴張的步伐。

    截至2011年底，全國多晶硅產能已超過22萬噸/年，而2012年世界預計需求不到10萬噸。十二五期間，我國地方政府規劃建設千億光伏產業園區就達到20個，規劃產值達到2萬億元，而據EPIA預計，2015年全球光伏裝機約為45GW，按8元/瓦計，全球市場安裝需求也僅為3600億元。目前國內年均新增風電裝機大約1500萬千瓦左右，但產能已經超過3500萬千瓦。在國內新能源設備供過于求、外需萎靡不振的形勢下，加速啟動國內市場已成為新能源行業解決產能過剩問題的良策。

    發電成本過制約新能源市場擴張

    新能源市場應用不足、比重偏低的原因是多種多樣的，包括新能源波動性和隨機性大、并網難、成本高、政策不完善、技術尚未完全成熟等等，然而，應當看到，在制約新能源發展的諸多因素中，發電成本過高是一個關鍵性瓶頸制約因素。

    首先，質量安全問題頻發嚴重影響新能源市場需求。由于風電、光伏等新能源呈現隨機性、間歇性和波動性的特點，與水電、火電等常規電源相比，目前還沒有辦法像常規電源一樣對其進行計劃安排和控制，大規模接入電網可能會產生諧波、逆流、網壓過高等問題，對電網安全穩定運行帶來新的問題和挑戰，主要體現在：電網調峰調頻壓力增大、電壓控制難度提高、電網安全穩定運行風險增加等。近期，甘肅酒泉、甘肅瓜州與河北張家口等地接連發生風電機組脫網事故。如2011年2月，發生在酒泉的一起“脫網”事故，導致附近16個風電場的598臺風電機組脫網，損失出力84萬千瓦，占事故前酒泉地區風電出力的54.4%。我國新能源整機制造企業和零部件制造企業產品質量控制手段較低，產品批量投產后，性能不夠穩定，幾乎所有整機制造企業的產品在試運行階段和交付業主后均出現過質量問題。已安裝運行的風電場，大部分采用的是非常簡單的監測手段，自動監測的范圍小，監測的指標簡單，缺乏對信號的自動分析，大多依賴于人工巡檢和故障后處理。

    其次，“并網難”使得新能源市場擴張阻力增大。按照“建設大基地、融入大電網”的規劃布局，我國規劃在內蒙古、甘肅、河北、吉林、新疆、江蘇等省區建設八個千萬千瓦級風電基地。這些風電基地所在地區大多負荷較低，電網規模小，無法就地消納，需要依托更高電壓等級、大規模遠距離輸送，這就要求配套建設輸變電設施，投資非常巨大。為了遠距離輸送風電光電，需要層層升高電壓，配套新建從10千伏至750千伏之間各個電壓等級全套輸變電設施，才能將風電光電輸送到上千公里甚至數千公里以外去使用。加之長距離線損和層層變損對輸電經濟性影響頗大，過網費進一步降低了經濟競爭力。而我國電網建設現狀與風電等新能源大規模發展的形勢不相適應，主網架不強，跨地區輸送存在制約，導致新能源發展出現了“并網難”、設備利用小時下降、能源浪費等問題。北方風電集中開發地區大都遭遇較嚴重的棄風限電問題，大部分風機在夜間低谷期棄風停運，東北一些地區冬季棄風限電比例已近50%；西北主要風場因數次脫網事故，目前限電竟高達70%-80%，風能資源最好的一些地區，設備年利用小時數還不到1400。2011年，并網風電發電量盡管同比增長48.16%，但設備利用小時數卻比上年降低144小時，全國范圍內平均風電棄風電量占比達20%，直接經濟損失達近百億元。太陽能也出現因無法并網而不得不“棄光”的苗頭，2011年光伏發電的設備利用率也較上年有所下降，年利用小時數僅1700左右。

    最后，發電成本過高是制約新能源市場擴張的關鍵因素。在市場經濟條件下，企業和用戶天然具有選擇低價能源的傾向，如果具有綠色、低碳、無污染等環保優勢的新能源成本能降到和傳統能源不相上下，必將推動國家發改委和能源局對其的重視程度，在電網建設、補貼政策、上網電價的實際落實上會有很大進步，并網難問題也將逐步解決。

    盡管與前幾年相比，我國新能源成本已經大幅下降，然而在不考慮常規能源外部環境成本的情況下，除太陽能熱水器外，絕大多數新能源電力成本仍然大大高于常規電力，缺乏市場競爭優勢，如果國家不出臺強有力的支持政策，新能源市場很難迅速擴大。目前我國光伏發電成本已降至1.1元/千瓦時，預計到2015年將下降到0.8元/千瓦時；目前1兆瓦的光熱電站每千瓦時發電成本約為2元，10兆瓦的約為1.5元，50兆瓦可降至1.2元左右。其余新能源電力中，風電平均成本在0.5-0.65元/千瓦時，生物質發電成本在0.4-1元/千瓦時，核電成本在0.45元/千瓦時左右。而目前我國火電上網標桿電價一般在0.4元/千瓦時左右，價格最高的廣東火電也只有0.5元左右，而水電上網電價還不到0.4元/千瓦時。可見，除了核電外，其余新能源發電成本均明顯高于傳統電源，并且還存在波動性大、出力不穩定、并網難等缺點，使得在調峰調頻方面需要較多的其他電力來平衡，如抽水蓄能、燃氣燃油電站配套等，這將給電網的調度增加負擔，間接抬高了成本。

    新能源發電成本有望接近傳統能源

    從新能源發電成本變化趨勢看，盡管由于技術尚未完全成熟、關鍵設備仍需要依靠進口、設備利用小時低、配套政策不完善等因素的影響，新能源發電成本在短期內還沒有大幅下降的可能，在與傳統能源的競爭中暫時處于劣勢。另一方面我們應當看到，中國在發展新能源方面有著自己的優勢，隨著技術的進步、規模的擴大、供應鏈的完善和政策扶持力度的進一步加大，為新能源的規模化、商業化、產業化發展鋪平了道路。尤其是考慮到煤炭、石油、天然氣等傳統能源價格上漲因素及環保成本，預計再過5-10年，部分新能源電力成本將接近傳統化石能源，市場競爭優勢將逐步顯現。

    第一，“十二五”期間政策扶持力度將進一步加大。 制定切實可行的發展目標。《可再生能源發展“十二五”規劃》提出，至2015年底，并網風電累計裝機容量要達到1億千瓦，年發電量要達到1900億千瓦時。光伏發電裝機要達到1400萬千瓦，光熱發電裝機100萬千瓦，太陽能熱水器推廣面積要達到4億平方米。政策上還首次提出地熱能、潮汐能和海洋能的發展目標。

    進一步加大資金投入規模。即將出臺的《新興能源產業發展規劃》在具體實施路徑、發展規模以及重大政策舉措等方面，對新能源的開發利用和傳統能源的升級變革進行了部署，預計規劃期累計直接增加投資5萬億元，每年增加產值1.5萬億元。

    研究推出可再生能源配額制。“十二五”期間，國家將建立和實施可再生能源配額制，即按各地電力消費總量來規定可再生能源比例。《可再生能源電力配額管理辦法(討論稿)》2012年5月初已下發各地政府和相關企業，征求意見后即出臺最終方案，《討論稿》要求，對于總裝機容量超過500萬千瓦的發電企業，可再生能源發電占自身發電比例要達到11%，下一步國家發改委將把配額下發至各省份。

    完善新能源價格補貼機制。《可再生能源發展“十二五”規劃》提出，要通過市場競爭的機制，完善可再生能源產品的政策補貼機制，鼓勵可再生能源發電企業與用電戶的直接交易，全面落實完善可再生能源發電補貼政策及可再生能源集中供熱、供氣和液體燃料的價格及服務收費標準。

    第二，新能源發電技術逐漸成熟。“十一五”期間，中國風電[0.20 1.00%]產業在機組適合中國低風速、低溫、高海拔等特殊環境條件方面進行了大量的創新，兆瓦級風機、海上風機等科技難關被相繼攻克，大容量機組開發方面已實現了與世界同步，關鍵零部件基本實現國產化，風電設備供應鏈日趨完善。科技部發布的《國家“十二五”科學和技術發展規劃》指出：“十二五”期間，我國將重點發展5兆瓦以上風電機組整機及關鍵部件設計、核心裝備部件制造、并網、電網調度等關鍵技術，形成從風況分析到風電機組、風電場、風電并網技術的系統布局，推動近海和陸上風力發電產業技術達到世界先進水平。光伏行業在硅錠制造技術、冶金級多晶硅、高效能電池片、SE、ESE、MWT等方面的技術已達國際先進水平。多晶硅生產技術持續進步，2012年，我國萬噸級多晶硅生產線將投產，低能耗還原、冷氫化、高效提純等關鍵技術環節進一步提高，副產物綜合利用率進一步增強，先進企業的綜合電耗將達到80千瓦時/千克、生產成本達到19美元/千克的國際先進水平。我國百萬千瓦級壓水堆核電站關鍵設備的設計制造已基本立足國內，通過大規模的技術改造，我國形成了世界一流的核電裝備研發制造基地，可為未來二十年我國核電發展提供可靠的設備保障。國家能源局積極打造國家級研發平臺，分兩批設置了十個國家級核電研發中心，目前我們已全面掌握二代改進型壓水堆核電技術，并實現了批量化、系列化發展，AP1000三代壓水堆技術引進、消化吸收和示范工程建設穩步推進。

    第三，原材料及設備制造成本將持續下降。作為新能源中技術最成熟、最具規模開發和商業化發展前景的發電方式，目前風能發電的技術已經較成熟，國內風電機組普遍采用當今世界主流技術，世界領先的3MW機和海上風電項目均在國內落戶，同時風電市場化運作機制不僅吸引了大量資本進入風機制造領域，也使得風機廠商在技術、質量和成本控制上實現充分競爭，推動國內風電技術和管理水平快速提高，由于競爭激烈，風電整機價格大幅下滑，整機價格從2008年的6500元/千瓦，降到2009年的5400元/千瓦，再到2010年跌破4000元/千瓦，直至如今的低于3500元/千瓦，較三年前幾乎腰斬。當前光伏組件價格大幅下降，2012年太陽能電池生產成本將進一步下降，多晶硅、硅片、電池片和組件環節加工成本分別有望降至19美元/千克、0.18美元/瓦、0.18美元/瓦和0.25美元/瓦，屆時垂直一體化企業的組件成本將達到0.73美元/瓦，同比將下降27%。在降低成本的同時提高產品質量，部分企業已經做出10年的產品做工保證，產品性能保修期延長至25年，并保證組件功率輸出在首次使用后每年的衰減在0.7%以下。隨著薄膜電池的發展，光電發電成本會越來越低。歐美國家預計，15年至20年之后光伏發電成本將接近煤電成本，有望實現平價上網。

    第四，國產化率和產業自給能力迅速提高。目前國內在運風力發電機組(不包括臺灣地區)中，國產機組的市場份額已超過85%。隨著國內風電市場的發展，國內有10余家風電設備制造企業實現了規模化生產，華銳、金風等7家制造企業已經躋身世界風電設備制造15強，其中華銳風電[6.05 -1.14% 股吧 研報]已經躍居世界第二。風電設備的國產化，帶動了國內風電技術水平和運營質量的快速提升。目前國產單晶爐、多晶硅鑄錠爐、開方機等設備逐步進入產業化，占據國內較大市場份額。晶硅太陽能電池專用設備除全自動印刷機和切割設備外基本實現了本土化并具備生產線“交鑰匙”的能力。硅基薄膜電池生產設備初步形成小尺寸整線生產能力。多晶硅有望徹底擺脫依賴進口的局面，預計2012年我國投產的多晶硅企業將達到60家以上，產能超過16萬噸，產量達到13萬噸，可滿足國內80%以上市場需求，形成約占世界市場40%的良好態勢，多晶硅自給能力的迅速提高，將對我國光伏產業保持全球競爭優勢提供有力支撐。

    第五，新能源“并網難”瓶頸將逐步緩解。我國新能源資源大多位于“三北”地區，與負荷中心呈逆向分布，隨著新能源裝機規模連續數年翻番增長，“并網難”問題日益突出。解決“并網難”有三條路徑：一是將新能源開發模式從原來的“集中開發”改為“分散式開發”，實現新能源的就近、就地利用；二是加強以特高壓為骨干網架的堅強智能電網建設，實現新能源大規模開發、遠距離輸送和大范圍消納。三是通過建立后備能源的手段，比如將風電和具有儲能優勢的太陽能光熱發電相結合，以避免電源的間歇性和隨機性的問題。目前，國家正在以上三方面積極采取措施，解決新能源“并網難”問題。《國家“十二五”科學和技術發展規劃》把風電并網列入“十二五”重點發展技術范疇。國家電網公司表示，將加快特高壓電網建設，以擴大風電消納范圍，實現風電的大規模開發、遠距離輸送。國家能源局有關負責人表示：“總結風電發展經驗，未來我國將不再一味發展大型風電基地，也鼓勵分散式開發”。可以預計，隨著這些規劃和政策措施的逐步落實，困擾我國新能源發展的“并網難”瓶頸將逐步得以緩解。

    多舉措降低新能源電力成本

    我國新能源產業要實現快速健康發展，加速市場擴張，進一步降低發電成本、提升市場競爭力是關鍵，這一方面需要國家政策的多方面扶持；另一方面，企業也應當通過加大關鍵技術研發力度來提高效率、降低成本。

    完善政策補貼機制，提高新能源市場競爭力。目前新能源尚不具備市場競爭力，需要政策扶持才能生存發展，對新能源產業進行補貼是國際通行做法。新能源補貼政策的初衷在于降低發電成本、促進產業發展，補貼過高不利于新能源技術進步，而補貼過低則將挫傷投資者信心，不利于產業發展。因此，補貼標準必須適中，并應隨新能源技術進步而動態調整，不斷降低補貼幅度。補貼政策的實施，主要通過實行新能源上網電價招標的形式進行，以確保獲得補貼的企業是最有競爭力的，促進優勢企業提高市場份額，加大技術創新投入，為進一步降低成本創造條件。

    加速技術進步，降低新能源發電成本。技術落后直接造成了價格無法下降、競爭力弱，從而制約了新能源產業市場的發展。應加大資金、人員方面的投入，加強產學研結合，支持關鍵共性技術研發，全面提升本土化新能源設備技術水平，以科技攻關或其他方式使有關企業在技術、設備、工藝等方面鞏固或達到領先地位，力爭在新能源核心技術領域取得重大進展，提升新能源發電系統的整體實力，通過技術進步不斷提高效率、降低成本，把成本下降到可以商業化發電，平價上網，走到老百姓家中。

    倡導“分散式”開發，降低新能源輸配成本。分散式開發是指不通過變電站，直接將新能源電力升壓后接入農網和低壓電壓。相比大規模集中開發，分散式開發可以降低新能源電力的遠距離輸送、變壓、線損成本，分散電網的事故風險并緩解消納瓶頸，適合電網結構好、土地面積有限的地區。目前，分散式開發已經在歐洲形成一定規模，但是我國僅在內蒙古有兩臺示范機組，潛力巨大。應支持資源不太豐富的地區，發展低風速風電場。推出新能源分布式開發的試點，實現部分新能源的就地開發和消納，從而形成分散式開發與原有大規模基地開發“兩條腿”走路的格局。

    出臺調峰用后備電源補償政策，促進新能源并網和消納。面對新能源的并網難題，可以通過建立后備能源的手段，比如將風電和具有儲能優勢的太陽能光熱發電、抽水儲能電站相結合，以避免電源的間歇性和隨機性的問題。但當前電價的確定和電力調度的規則，沒有充分體現電網安全運行過程中能發揮不同作用電力裝機的價值，如調峰、備用等設備，其價值通過電網企業的電力調度間接實現，為給新能源發電出讓發電小時數，降低了其他備用發電機組的出力，減少了自身的收益，國家應盡快研究出臺合理的利益補償機制，提高相關企業的積極性。<