根据中国电力企业联合会的统计，2013年风电设备利用小时达到2080小时，为2008年以来的年度最高水平，同比提高151小时，风电设备利用率连续两年提高。
不过整个风电产业链的发展仍存在补贴资金拖欠现象。
 
“若干年后回过头看，2014年极可能会被定义为中国海上风电发展的元年。”在4月9日于上海举行的“2014年上海国际海上风电及风电产业链大会暨展览会”新闻通气会上，上海电气风能有限公司(下称上海电气风能)副总经理刘琦对今年的海上风电形势作出如此展望。
在过去的几年，中国的海上风电发展极为坎坷。按照中国的“十二五”规划，到2015年，中国将建成5吉瓦(1吉瓦=1000兆瓦，1兆瓦=1000千瓦)的海上风电项目(编注：5吉瓦的海上风电一年的发电量，足够让上海用一个月的时间)。但目前，中国已建成的海上风电装机仅为428兆瓦，离该目标还有4572兆瓦的空缺。
不过，转机已悄然出现，中国今年的海上风电建设速度将明显提升。中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会提供的数据显示，仅今年开工的项目，就可能达到1566兆瓦，是过去数年累计安装量的3倍。2015年及之后开工的项目更将达到3550兆瓦。
建设加速的背后，是海上风电标杆电价可能于今年出台。该政策将使投资海上风电的收益预期更加明确，有利于吸引更多资本进入该领域。这将利好风电开发企业与风电设备企业。
“海上风电上网标杆电价有望今年推出”
中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会执行副秘书长唐文倩在9日透露，“今年中国非常有可能推出海上风电的上网标杆电价。据我所知，国家能源局与国家发改委价格司已经就这个问题进行了多次的沟通。双方的态度与之前相比也已经有很大的不同。”
刘琦也表示：“中国海上风电的上网电价问题可能会得到解决。我们从不同的渠道，包括与行业的专家、官员的交流中，都获得了类似的信息和信心。海上风电上网电价的出台，将为行业的发展带来支撑，我们企业也将加快发展。”
作为中国最大的海上风电设备供应商之一，上海电气风能已经感受到了这一行业的变化。刘琦称，“今年，中国会有多个海上风电项目开工。预计上海电气风能累计开工的海上风电的项目不少于4个。从这个迹象看，不仅是中国的陆上风电已逐渐回暖走出困境，海上风电也进入了一个发展小高潮。”
据刘琦介绍，今年在海上风电领域，上海电气风能有个10万千瓦项目的二期项目，大概在4月下旬将要陆续交付设备。上海电气风能在江苏如东的20万千瓦的项目，今年9月份也要交付设备。“在福建，上海电气风能与国电龙源的20万千瓦的项目也要开始全面启动，交付设备。此外，上海电气风能手上还有国家特许项目——如东潮间带20万千瓦的项目。”
不过，目前还没有海上风电标杆电价出台的具体时间表，电价的范围也还没有确定。可查资料显示，2010年，首轮海上风电项目特许权招标4个项目的中标价在0.62元/千瓦时至0.74元/千瓦时之间，接近陆上风电最高上网电价。事实上，目前潮间带风电项目单位千瓦造价，较陆上风电高出近一倍，近海风电项目造价比潮间带项目更高。
风电补贴
全行业拖欠现象仍存
去年是中国风电复苏的一年。根据国家能源局和中国风能协会统计，2013年中国新增风电装机容量1610万千瓦，累计装机容量突破9000万千瓦，同比增长23%，装机容量稳居世界第一。继火电、水电之后，风电成为了中国的第三大常规能源。
根据中国电力企业联合会的统计，2013年风电设备利用小时达到2080小时，为2008年以来的年度最高水平，同比提高151小时，风电设备利用率连续两年提高。
2013年财政部从可再生能源基金中先垫支风电价差补贴，缩短了开发商从销售风电到获得补贴的时间。另外，弃风问题有所缓解，政策也在不断跟进。在一系列推动作用下，行业整体回暖迹象明显。
不过风电发展的瓶颈问题仍然存在。唐文倩表示，虽然可再生能源附加从之前的8厘/度上调到了1.5分/度，但还是不够，整个产业链的资金拖欠问题还是很严重。
所谓可再生能源补贴，是中国根据特许权招标,对风电、光伏等可再生能源发电确定一个上网标杆电价，这一电价比常规的火电脱硫上网电价要高。结算时，电网公司负责结算当地火电脱硫上网电价部分，剩余部分即为可再生电价补贴，由国家财政组织资金发放。
补贴资金的来源，是从电力消费者那里按度电征收的可再生能源电价附加。
事实上，可再生能源补贴，补贴的是当地的风电标杆电价减去当地脱硫上网标杆电价之间的差额。因此，在火电价格相对较高的地区，每度电需要补贴的金额相对较少。
对于补贴不足的问题，唐文倩表示，对于可再生能源基金不够的问题，一个比较现实的解决方案，就是选择在火电脱硫脱硝上网电价较高的地区，多装风电。
比如，广东省的煤电脱硫上网标杆电价在0.5元/千瓦时以上，在这里每度风电所需的补贴，要比一般的省份低几分甚至十几分。既然基金不是太够，是不是可以多安排一些广东的项目?
另外，由于广东人口多，工商业发达，其用电负荷也高，风电消纳不成问题。因此在这里建设风电项目，弃风比例会相对较小，对风电业主而言，在经济性上也更加可行。

能源需求预测越来越体现出对能源政策、经济发展、技术进步方向的重要导向作用。国际能源署（IEA）、美国能源部能源信息管理局（EIA）、日本能源经济研究所（IEEJ）等国外机构长期从事能源统计与展望工作，具有较高知名度和影响力。本文拟对上述机构预测方法论和结论进行综合分析，以期能理性看待当前新能源发展浪潮，科学把握未来能源电力发展趋势。
一、由于关注点各有不同，三大机构能源发展展望的情景假设前提各有侧重
未来能源需求的影响因素复杂多样，且每个因素都存在不确定性，国际上通常采用情景分析方法，研究不同发展情景下的能源需求总量与结构。IEA等三大机构能源展望的情景设置如下：
IEA是OECD国家政府间能源事务协调机构，欧盟国家在该机构具有较大的话语权。欧盟致力于通过发展新能源应对气候变化，并借此构建以碳排放为核心的国际新秩序，因此IEA的能源预测特别关注全球气候变化，根据未来各国应对气候变化的不同力度进行情景假设。IEA提出了未来能源发展的三种可能情景：一是当前政策情景，即各国能源政策保持现状不变；二是新政策情景，即假设各国将引入更为积极的应对气候变化的政策；三是450ppm情景，即温室气体在大气中的浓度控制在450ppm二氧化碳当量以下，将全球平均气温升高幅度控制在2℃以内，也可视之为强化低碳情景。
EIA是美国能源统计与信息发布机构。美国更加注重其全球能源霸权地位，尤其看好以页岩气为代表的非常规油气资源对未来能源格局的影响，极其关注和重视引导碳排放问题在全球能源游戏规则中对美国技术、金融等的战略意义。因此，美国认为影响未来能源需求的标志因素是经济增长速度和石油价格，因此设置了参考情景、高经济增长情景、低经济增长情景、高油价情景、低油价情景等五种发展情景。
IEEJ主要负责为日本政府制定能源政策提供能源基础数据和信息。日本本国能源资源匮乏，但从未放弃其在能源科技方面争取领先地位的追求和实干，尤其在以技术进步提高能效方面具有绝对优势。所以，IEEJ在预测中十分看重技术进步的影响，设置了相应的参考情景和技术进步情景。在技术进步情景下，常规电源发电效率显著提高，新能源发电技术应用规模明显扩大。
二、三大机构能源需求展望结论的综合分析
由于情景假设的设置标准不同，对不同机构的展望结果并不能直接进行比较，但都或多或少反映了它们对未来能源发展的基本判断，从这个意义上讲，可以对不同机构的展望结果进行综合分析，它们对未来能源需求预测相同或相似的判断在一定程度上代表着未来能源发展方向。通过综合分析三大国外机构的展望结果，可以得出以下结论。
（一）全球能源需求总量持续增长，能源对于经济社会发展的重要性越来越凸现。
尽管发达国家经济增速放缓，能源需求将长期保持微弱增长，但发展中和新兴市场国家经济快速增长、人口持续增加、城市化进程不断推进，将继续成为世界能源消费增长的引擎。由于统计口径及电力折一次能源方法不同（见右图），三大机构对一次能源消费总量的判断也存在差异。IEA、EIA、IEEJ的基准情景认为，2035年世界一次能源消费总量将分别达到267亿、280亿、250亿吨标准煤，2010-2035年年均增长0.6%-1.6%。综合三大机构的预测结果，到2035年非OECD国家能源消费比重将达到65%左右，较2010年提高约7个百分点，能源消费重心东移趋势明显。
（二）中长期能源电力结构仍将以化石能源为主，风电等新能源快速增长但所占比例及作用有限，现有能源格局不会发生根本性改变。
2010年，世界能源消费总量中，煤炭、石油和天然气三大化石能源约占81%，加上核电和水电，常规能源占比合计达到90%左右。为保障能源安全、应对气候变化、拉动经济发展，各国将继续加快新能源发展，推动能源结构低碳化转型。虽然在不同发展情景下，新能源增长速度不尽一致，但增长速度均超过常规电源。然而从对整个能源系统的贡献度来看，2035年前新能源仍然处于补充和从属地位。EIA和IEEJ对新能源发展前景判断比IEA悲观，即使在IEA最为乐观的450ppm情景下，2010-2035年新能源年均增长3.6%，2035年比重较2010年提高约4个百分点，达到23%，而生物质能就占15%，风电、光伏等其他新能源仅占8%左右。在不同情景中，2035年新能源发电量比重10%-30%。其中，风电在总发电量中的比重为4%-10%，太阳能发电为1%-7%。由于新能源发电设备利用小时数普遍低于常规电源，其发电装机比重要高于发电量比重。2035年新能源装机容量比例在15%-34%，其中风电在8%-18%，太阳能发电在3%-13%。由此可见，2035年前世界新能源发电仍难以成为支柱性电源。但需要说明的是，在个别国家或地区，如丹麦，新能源发电比重也有可能超越常规电源，但是仅局限于在局部特定的电力系统条件下。2010-2035年世界新能源所占比重如上图所示。
（三）全球电气化水平仍将日益提高，电力在能源供应体系中的地位呈加强趋势。
提高电气化水平是未来世界能源发展的主要趋势之一。越来越多的常规能源通过转化为电力在终端利用，风能、太阳能等也主要是通过转化为电力得到利用，因此发电能源占一次能源消费比重将稳步提高。在IEA三种情景下，发电能源占一次能源比重预计将从2010年的38%提高到2035年的40%-44%。2010-2035年世界电力消费增速在1.7%-2.6%，远高于一次能源0.6%-1.6%的增速，也高于终端能源0.7%-1.5%的增速，因此电能占终端能源消费量的比例将不断提高，从2010年的18%提升至2035年的23%左右（见上表）。
因此，节能减排与提高电气化水平并不矛盾，控制能源消费总量并不意味着要控制电力的增速。将对能源消费总量控制拓展至对电力消费总量控制的做法并不合理。由于这些年电力事业快速发展，社会上对电力的忧患意识有所淡化，对电力作用的认识有很大消解，不能不引起注意。
三、启示
国外机构的能源展望有其科学性，但对其结果不宜盲目应用，人云亦云，要着重找到其方向性问题上的共性，作为中国电力发展实践的借鉴。在三大机构的各种情景下，中国能源需求都将保持快速增长，但对于未来中国能源需求所占世界份额以及对中国能源结构的判断差异很大。
当前，新能源同时被赋予了能源、经济（金融）、政治、气候等多重属性，新能源概念出现了泛化和全能化的倾向。部分国内外专家学者认为，随着新能源以及随之而来的新的供能方式的出现，现有能源基础设施将被解构。然而从国际主流判断来看，中长期内新能源并不具备占据能源供应主导地位的可能性，现有能源基础设施的基本格局不会改变，可以通过自身的不断改进和完善满足新的发展需要。在承认新能源是未来能源发展一个方向的同时，仍然要从大趋势、大格局中正确看待和认识能源发展的常识和规律，在生态环境压力与日俱增的情况下，进一步做好节能和化石能源的清洁高效利用，也是当务之急。
（作者为国网能源研究院新能源研究所能源统计研究室主任）

“以电代煤”成本过高？
——煤炭用于发电才真划算
记　者：作为应对气候变化的专家，您怎么看煤与电的纠结？煤用于发电还是直燃，哪个更划算？
李俊峰：虽然大家对于发展火电厂有很多质疑，但真实的逻辑是：煤占我国能源消费的66%。要把它用好，关键在于尽可能地用于发电。这是一个国际大趋势，美国的煤炭大体上90%左右用于发电，因为大型火电厂能够集约化用煤，环保控制要比其他用煤方式要好得多，能大幅度控制烟尘、二氧化硫和氮氧化物的排放。如果采用最严苛的技术标准，燃煤发电的主要污染物可以控制得与天然气发电相当。
我国燃煤的比例大体上是发电占50%，工业窑炉占25%、中小型锅炉占25%。燃煤发电和大型工业窑炉全部安装了除尘、脱硫装置，当然，它们也还有进一步提高其脱除各种污染物效率的潜力。但是工业锅炉、供热锅炉有几十万台，大多数的除尘、脱硫效果都不好。我们可以简单地算一笔账：我国燃煤造成的烟尘和二氧化硫的排放大体上占全国的70%左右，工业窑炉的排放大体上占其中的25%，燃煤发电仅占其中的15%左右，其余的主要是中小型燃煤锅炉的排放，换言之，占煤炭消费25%左右的中小型燃煤锅炉排放的各种污染物，占全部煤炭污染物排放的60%以上。因此控制中小型锅炉各类污染的排放是当务之急。当然，最好的方式还是发展可再生能源、天然气发电，但是，短期内，还不能解决我国能源供应以煤为主的局面，在现有技术条件下，也不可能把散烧煤的污染问题全部解决，提高煤炭用于发电的比例是降低燃煤污染的最有效的手段。
记　者：现在国家电网公司提出“以电代煤”，降低工业锅炉、工业煤窑炉、居民取暖厨炊等直燃煤比重。但也有人从热效率的角度测算，煤用于锅炉供热，要比电锅炉等更便宜，“以电代煤”成本过高，对此，您怎么看？
李俊峰：有些人所说的燃煤锅炉的热效率问题，我了解的情况是，目前我国中小型锅炉实际运行的燃烧效率参差不齐，低的只有60%多，高的可以超过80%，但是现代化的燃煤电厂的综合效率已经提高到45%，如果简单地“以电代煤”，效果是差一些，但是在采用了先进的地源、水源，甚至空气源热泵技术后，可以使得电采暖、制冷的总体效率超过75%，与直接燃煤供暖、制冷的效率相当。
所以，我们应该学习国际先进经验，把煤炭尽可能多地转化为电能，这是没有办法的办法。当然，如果我们的能源结构里有更多的新能源、天然气，那就最理想了。
在西部建火电有必要吗？
——这由资源分布和环境负荷所决定
记　者：由特高压承载的跨区送电量中，清洁能源比例将越来越高，但不能忽略的是，也将输送高比例的坑口火电的电量。有人担心，在西部建火电厂只是污染的转移，对此您怎么看？
李俊峰：火电厂向西部布局，最主要的原因是东部地区火电厂分布基本满负荷了，没有环境承载空间，例如京津冀、长三角用煤平均高达到2000吨/平方千米，珠三角也超过1000吨/平方千米。把新建电厂适当地分散到中西部、北部，是我国资源禀赋和环境负荷决定的。更关键的问题在于，中西部建设的燃煤电厂必须是高标准电厂，排放标准要接近天然气发电。在这方面，国家政策管控必须更加严格，而这种高标准、严要求的低排放，小的、分散的电厂是做不到的，只有大规模的超超临界电厂才能做到。
关于“争论”有何评论？
——在发展特高压问题上要少辩多做
记　 者：对长时间以来有关特高压的争论，您有什么评论？
李俊峰：建设特高压是中国的资源分布和环境负荷状况决定的，而且，我最看重的是，特高压长距离、大容量输送电力的能力。我国的水电大都在西部，风电、太阳能发电也大都在西部和北部，动辄距离电力负荷中心上千、乃至数千千米，特高压已经证明是正确选择。至于是直流特高压、还是交流特高压，应该让市场说了算，不能让专家说了算。我国的水、火电之争吵了50年，到现在也没有结论，输煤、输电也辩了几十年，一直是公说公有理、婆说婆有理，如果等到辩出个是非再建设，还会有我们的电力发展的大好局面吗？
对于特高压的辩论可以持续下去，但是不能延误决策，对于持续多年的争论，我的观点是：新一代技术的发展、成熟、产生效益，这是干出来的，不是辩出来的，看看水火之争、输煤输电之争、高铁与磁悬浮之争、核电代际之争，结论不都是如此吗？
特高压将致小火电复燃？
——这是个伪命题
记　者：有人担心，短期实现大规模西电东送有可能导致西部的小火电管控不严，死灰复燃，您是否有这样的担心？
李俊峰：我认为，这是伪命题，中央和地方政府不可能再犯这种错误，企业也不可能犯这样的错误。小型火电厂这些年好不容易被关停，从老百姓的认识、地方政府的认识来看，都不可能再建小火电了。
与特高压配套的大型能源基地建设目前从发改委来说是严格规划的。我认为当前应形成一个共识，我国人口多、能源负荷大，能源项目建设应采用比欧美更严格的环境标准。

2013年11月30日，我专委会上级协会“中国资源综合利用协会”正式更名为“中国循环经济协会”。我专委会也随之更名为“中国循环经济协会可再生能源专业委员会”，英文名仍为“Chinese Renewable Energy Industries Association（CREIA）”。

2013年11月30日，“中国循环经济协会成立大会”在北京隆重召开。中国循环经济协会是由原中国资源综合利用协会更名而来，更名是加快发展循环经济、建设生态文明的迫切需要，是深化政府行政体制改革，发挥行业协会作用的客观要求。
自此我专委会上级协会“中国资源综合利用协会”正式更名为“中国循环经济协会”。我专委会也随之更名为“中国循环经济协会可再生能源专业委员会”，英文名仍为“Chinese Renewable Energy Industries Association（CREIA）”。
专委会的职能
作为与政府部门、其它组织及协会、科研单位和企业之间沟通的桥梁，加强可再生能源行业与政府部门的沟通。
作为国内外可再生能源领域联系和交流的窗口，促进国际间交流。通过专委会加强国内可再生能源领域的企业与国际间的联系，及时获取信息，寻求国际机构的支持和各种投资机会。
作为可再生能源领域企业间的纽带，加强企业间的联系，反映可再生能源行业的集体呼声。
专委会的宗旨：
致力于推动可再生能源领域技术进步和先进技术的推广，积极促进中国可再生能源产业的商业化发展。
我专委会将继续为各级政府和有关部门推动可再生能源发展提供支持；为行业、企业和会员单位提供政策、管理、技术、市场等专业服务；不断提高服务水平和质量，更好地发挥桥梁纽带作用，积极推动中国可再生能源产业的健康发展。