中国新能源 “后补贴时期 ”发展分析张运洲，刘俊，张晋芳，王彩霞国网能源研究院有限公司，北京 102209摘 要近年来，全球范围内风电、光伏发电成本不断降低，新能源发电的经济性持续提升，对补贴的依赖性逐步降低，新能源发展正逐步进入“后补贴时期”。在此背景下，根据国家能源转型发展目标，着重分析中国中远期新能源发展前景，研判新能源发电成本变化趋势，提出新能源“后补贴时期”应关注的重点问题，提出提高系统新能源承载力的关键措施，给出保障中国新能源科学健康发展的相关政策建议。关键词新能源；后补贴时期；中远期；系统承载力；电力规划中图分类号 TM61; F406.72 文献标志码 A DOI 10.11930/j.issn.1004-9649.2018111250 引言在国家能源战略引领和政策驱动下，中国新能源发电从无到有、从小到大，在促进能源结构优化和推动绿色发展转型中发挥了重要作用。坚定不移地大力发展可再生能源特别是以风电、光伏为主的新能源，是中国实现能源转型、应对气候变化、保护生态环境的重要途径，也是推进能源生产和消费革命战略的主要措施。在国家补贴政策支持下，中国新能源发电发展迅猛，装机规模、发电量均位居世界首位[1-2]。由于过度依赖补贴，新能源发电补贴缺口正在持续扩大。截至2017年年底，中国可再生能源发电累计补贴缺口已达1 127亿元[3]。2018年底中国新能源发电装机突破3.5亿kW，同比增加21.9。近年来，随着成本大幅下降，新能源发电市场竞争能力明显增强。国家近期也出台了一系列政策文件，以降低补贴强度、加快补贴退坡，鼓励建设不需要国家补贴的新能源发电项目，推动风电、光伏平价上网[4]，新能源发展正逐步进入“后补贴时期 ”。本文首先结合国家能源转型发展要求，展望了中国未来新能源发展前景；然后对中国新能源发电经济性趋势开展分析，预测了未来典型水平年风电、太阳能发电度电成本变化情况，提出了新能源 “后补贴时期 ”应重点关注的问题；再从规划、运行、市场等维度，给出了提升电力系统承载力的相关措施；最后从科学引导发展节奏、推进电力市场建设、出台配套政策机制、提升系统灵活性等方面，提出了中国新能源未来发展的政策建议。1 中国中远期新能源发展展望构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系成为能源转型发展的必然趋势。中国能源消费总量大且每年还在较快增长，能源结构中化石能源占比很高；作为资金、技术密集型行业，能源发展具有很强的路径依赖性。要突破发展惯性、推进能源转型，任务十分艰巨。大力发展包括风光在内的可再生能源，持续提高非化石能源占一次能源消费中的比例，是应对气候变化、大气污染、环境保护的重要举措[5-6]。能源生产和消费革命战略（20162030）提出，到2050年非化石能源占一次能源消费比重超过一半。据此开展多情景测算，预计2050年，新能源发电规模至少要达到25亿kW，占全部电源装机的比重超过52，发电量占比30左右。从开发方式来看，目前，中国新能源总装机中，集中式占88、分布式占12。尤其是太阳能发电，全国约80的分布式光伏发电布局在东中部地区，因靠近用电负荷中心，宜就近消纳，发展迅猛，从长远来看应当进一步着力发展。西部北收稿日期2018−11−28； 修回日期2019−02−13。基金项目国家电网公司科技项目SGERI01KJ 2017 26号。第 52 卷 第 4 期中国电力Vol. 52, No. 42019 年 4 月ELECTRIC POWER Apr. 20191部地区新能源资源潜力更大[7-8]，集约开发条件优越、利用效率高，随着消纳形势逐步好转，中远期规模化开发的经济性优势将逐步显现，将是中国未来新能源开发的重点。因此，未来新能源开发应坚持集中与分散开发并举，西部北部地区和近海宜集中式开发、东中部地区宜分布式开发。2 中国新能源发电成本变化趋势2.1 全球新能源发电成本变化趋势2018年上半年全球陆上风电平均度电成本约为0.055美元/kWh，比2010年下降35；全球光伏发电平均度电成本为0.07美元/kWh，比2010年下降77[9-10]（见图12）。从全球来看，受关键设备价格下降、项目开发经验成熟等因素驱动，陆上风电和光伏发电成本持续下降。2.2 国内风电发电成本变化趋势受新增风电更多布局在东中部地区影响，土地和建设成本有所上升，2017年单位造价为8 000元/kW左右。据工信部统计，陆上风电平均度电成本为0.43元/kWh[2]。初步测算2022年中国陆上风电发电成本将下降到0.38元/kWh左右，在各地区基本实现发电侧平价上网；2025年将下降到0.35元/kWh左右。参考中国风电建设统计评价报告中对2020、2022、2025年分区域风电项目单位造价预测情况，风电度电成本测算情况如表1所示[11]。总体来看，随着中国风电全产业链逐步实现国产化，风电设备技术水平和可靠性不断提高，风电场造价总体呈现逐年下降趋势。2.3 国内光伏发电成本变化趋势随着光伏发电的技术进步、产业升级和市场规模扩大，中国光伏发电成本持续下降，单位容量造价从2010年的约20元/W，降到2017年的6.6元/W。部分具有产业链优势的企业建设项目单位容量造价已经接近5元/W。根据测算，2017年光伏发电成本平均为0.52元/kWh左右，其度电成本比2010年累计下降超过70。光伏发电成本在近中期仍有较大的下降潜力，初步判断2022年中国光伏发电成本将下降到0.39元/kWh， “三北 ”地区可基本实现发电侧平价上网；2025年将下降到0.35元/kWh，华东、华中等地区可实现发电侧平价上网。基于中国光伏协表 1 2020、2022、2025年风电相关经济指标预测Table 1 The predicted economic indicators of wind power in 2020, 2022 and 2025地区2018年平均燃煤标杆电价/元kWh–1资源小时数2020年2022年2025年造价元kW–1度电成本元kWh）–1造价元kW–1度电成本元kWh）–1造价元kW–1度电成本元kWh）–1华北0.363 7 2 100 6 673 0.39 6 175 0.36 5 498 0.32东北0.374 0 2 100 6 857 0.40 6 412 0.37 5 798 0.34西北0.299 3 2 200 6 541 0.36 6 142 0.34 5 588 0.31华东0.399 9 2 100 7 277 0.42 6 989 0.4 6 578 0.38华中0.414 6 2 000 7 227 0.44 6 941 0.42 6 533 0.40501001502002502009下半年2010上半年2010下半年2011上半年2011下半年2012上半年2012下半年2013上半年2014上半年2014下半年2015上半年2015下半年2016上半年2016下半年2017上半年2018上半年2018下半年陆上风电；海上风电成本/美元MWh−1图 1 20092018年全球风力发电度电成本Fig. 1 The global LCOE （levelized cost of energy） ofwind power from 2009 to 20180501001502002503503002009下半年2010上半年2010下半年2011上半年2011下半年2012上半年2012下半年2013上半年2014上半年2014下半年2015上半年2015下半年2016上半年2016下半年2017上半年2018上半年2018下半年光伏发电带追踪器；光伏发电无追踪器成本/美元MWh−1图 2 20092018年全球光伏发电度电成本Fig. 2 The global LCOE （levelized cost of energy） ofPV power from 2009 to 2018中国电力第 52 卷2会预测数据以及2018年中国光伏组件实际价格，预计2020、2022、2025年中国光伏造价将分别降至4.6、4.1、3.7元/W。结合相关经济性指标，进而测算光伏发电度电成本如表2所示。2.4 新能源发电成本影响因素新能源发电成本取决于初始投资、利用小时数、贷款利率及税费等因素。其中，初始投资主要包括风机、光伏组件等技术成本以及土地、税费、融资等非技术成本。风电和光伏发电初始投资中非技术成本分别占8和18（见图34）。以光伏项目为例，目前全球光伏竞标结果中沙特等国家光伏发电成本低于中国，除当地光伏利用小时数高之外，光伏非技术成本低是重要原因。按光伏目前成本现状进行对比测算，沙特的光伏度电成本在0.17元/kWh，大幅低于中国的0.54元/kWh。中国光伏领跑者计划中光伏发电竞标成本低，也与国家给予领跑者项目土地、税费等优惠直接相关[12]。未来技术因素对推动中国新能源发电成本降低的贡献度会有所下降，非技术成本因素成为影响新能源发电成本的重要因素，需要重点予以关注。3 新能源进入 “后补贴时期 ”应关注的重点问题随着新能源发电经济性不断提升，鼓励无补贴的新能源发电项目发展是大势所趋。伴随着补贴降低甚至无补贴，中国正逐步进入新能源 “后补贴时期 ”。从电力系统角度来看，需重点关注高比例新能源并网发展的成本问题、政策问题和技术问题[13-14]。（1）努力推动新能源发电降低成本，提高项目整体经济性和竞争性。新能源发电成本主要来自设备本体成本和土地、融资、税费等本体以外的成本。随着设备本体成本占比下降到某一范围，非技术成本将逐渐成为影响新能源发电成本的主要因素。目前，全球范围内招标电价较低的新能源发电项目，其土地成本、贷款利率均相对较低，已有效拉低项目的初始投资和后期运营成本，经济性和竞争性优势逐步显现。（2）补贴退坡过程中，针对存量与增量项目制订合理的差异化政策。在当前降低社会用能用电成本的政策下，如何化解存量可再生能源补贴缺口仍在扩大的矛盾，需要及时出台政策予以疏导。由于不同开发类型的项目成本存在差异，新增项目应以不需要国家补贴为主，对于分布式光伏、光伏扶贫等政策支持性项目仍需要一定额度的补贴，补贴退坡进程有所滞后。增量项目应统筹考虑补贴缺口矛盾，借鉴德国以年度补贴总额度定新增规模的有益经验，在新能源分年度建设规模和时序上予以合理安排。（3）制定中长期规划，重点应对高比例新能表 2 2020、2022、2025年光伏发电相关经济指标预测Table 2 The predicted economic indicators of PV powerin 2020, 2022 and 2025地区2018年平均燃煤标杆电价/元kWh–1资源小时数光伏度电成本/元kWh–12020年2022年2025年华北0.363 7 1 175 0.42 0.37 0.34东北0.374 0 1 350 0.37 0.33 0.30西北0.299 3 1 500 0.33 0.30 0.27华东0.399 9 1 000 0.50 0.44 0.40华中0.414 6 900 0.55 0.49 0.44非技术成本18组件价格45组件之外的技术成本37通信、监控第二次设备价格2安装价格15支架价格5逆变器价格4电缆价格4汇流箱等一次设备价格7图 3 中国光伏造价构成Fig. 3 The cost structure of PV power in China设备及安装工程，77建筑工程，11建贷利息，3预备费，0其他费用，8施工辅助工程，1图 4 中国风电造价构成Fig. 4 The cost structure of wind power in China第 4 期 张运洲等中国新能源 “后补贴时期 ”发展分析3源电力系统的电力平衡压力及额外成本问题，并关注结构转型带来的财务压力。风电、光伏发电等新能源电力具有随机性、波动性和间断性，接入电力系统后必然增加系统调节负担。常规电源需应对新能源与负荷双重波动，给电力实时平衡带来困难。越来越多的风电、光伏发电并网，不仅需要关注新能源自身的发电成本、技术改造成本，还需要关注给整个电力系统带来的额外系统成本，主要包括电力平衡成本和容量充裕性成本等。在迈向高比例新能源电力系统的进程中，上述问题会愈发突出，需要在电力中长期发展规划中研究解决，比如未来中国煤电承担调节电源和电力平衡的作用不可或缺，不宜轻言退出，还要利用市场机制解决煤电利用小时数逐步下降而带来的财务问题和企业生存问题。（4）研究相关的稳态技术并攻克新一代电力系统运行关键问题，解决电力系统特性变化带来的技术挑战[15-18]。新能源大规模并网、新型用能设备广泛接入和电力电子装备大量使用，使得系统特性正在发生深刻变化，有一个从量变到质变的过程。从电气特性看，电力系统等值转动惯量大幅度降低，系统的电压、频率调节能力不足，抗扰动能力大幅削弱；从故障特性看，故障冲击从局部向全局发展并快速传播，形成连锁反应，新的故障形态、扰动形式已经出现；从稳定特性看，系统稳定形态愈发复杂，传统的暂态、电压、动态稳定形态均出现新问题亟待研究解决。4 提升电力系统承载力的综合措施大规模新能源消纳一直都是世界性难题，与国外相比，中国的新能源消纳问题更为突出[15-16]。新能源装机增长速度远超负荷增长速度和系统调节能力增长速度，电力系统调节能力不足是影响和制约新能源高比例消纳的主要矛盾。与此同时，国内电力市场正在建设之中，省间壁垒和机制障碍尚待进一步消除。破解新能源消纳难题迫切需要从规划、运行、政策等层面共同发力，形成综合措施清单，挖掘系统调节资源，提升系统新能源承载力。狭义上的灵活调节能力存在于电力系统运行的各个环节中，具有方向性、时间尺度性和固有性等特征[19]，涉及电源、电网、负荷等参与系统运行的多重主体。广义上的灵活调节能力不仅与电力系统运行阶段有关，还必须要延伸扩展到前置环节和机制环节。前置环节包括规划阶段以及相关技术层面；机制环节包括政策环境和市场构建（见图5）。4.1 规划层面上促进电源结构优化，推动源网协调发展，提升系统灵活性当前，中国电源结构中火电占比达到67，特别是 “三北 ”地区，占比达到70，且以供热机组为主[16, 20]。中国抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源比重仅为6， “三北 ”地区不足4，远低于欧美等新能源发展高水平的国家。同时，弃能现象严重区域的新能源装机规模与电网外送能力不匹配，新能源电力在更大电网范围内配置受限。要促进新能源的高效开发和利用，应从规划阶段上着力提升电力系统灵活性。继续加大传统抽水蓄能电站发展力度，发挥支撑电力系统全局的综合调节效益，支撑大规模新能源并网和核电开发。同时，还需要提前布局正逐步商业化推广应用的电化学储能。在变电站层级，布局电网级电化学储能设施，动态调整优化净负荷曲线，实现对新能源与用户双侧支撑作用，同时延缓配电网升级改造规模，减少停电损失。在用户层面，布局分散式储能配合用户用电需求，以合理峰谷电价为引导，有效降低峰谷差，并配合分布式发电并网，提高电力供应可靠性。可以预见，通过大力发展新能源推动中国能提升电力系统承载力的综合措施增强系统灵活调节能力规划层面火电灵活性改造抽水蓄能电站调峰天然气发电多种类型储能扩大互联规模市场层面运行层面全国统一电力市场可再生能源配额制绿证交易制度全网统一调度运行方式精细化提升功率预测精度实施需求侧响应图 5 提升电力系统新能源承载力的综合措施Fig. 5 Comprehensive measures for improvingrenewable energy carrying-capacity of power systems中国电力第 52 卷4源转型，储能是必不可少的技术手段之一。随着技术不断成熟，未来储能具备大规模发展的可行性。预计2035年储能总装机将达到2亿kW左右，其中抽水蓄能约1.4亿kW，非抽水蓄能储能约6 000万kW；展望2050年，储能总装机达到4亿kW以上，非抽水蓄能储能达到2.5亿kW以上。通过加快商业化应用各类储能技术手段，可以加速退役调节能力差、支撑能力弱的煤电机组，降低化石燃料使用强度，提升系统整体运行效率。针对存量火电机组，通过完善相关激励政策与市场机制，推动具备条件的火电机组全面实现灵活性改造，热电、纯凝机组最小技术出力分别达到40、30以下，提高火电机组深度调峰能力，依托辅助服务市场，推动煤电由电量主体向容量主体逐步过渡。同时，规划并推动建设大电网、融入大市场、支撑大开发，扩大市场范围、充分发挥互联系统的调节能力，实现跨时间、跨地域的互济，在更大范围内消纳新能源。未来电网建设规划中，应优先考虑构建全国电网的主干网架，高标准高质量建设跨省跨区输电通道，提升电网跨省跨区输送能力，优先安排新能源外送，提高输送清洁能源电力比重。同时，建设智能配电网，适应分布式电源、微网广泛接入。4.2 运行层面上实施统一调度，优化新能源运行国外普遍采用优化新能源运行方式，加强新能源并网管理，实现新能源场站全面监控，不断提升新能源功率预测精度，加强功率偏差考核力度，调动需求侧参与积极性，实现输电能力动态调整，保证新能源优先调度消纳。西班牙在国调中心设立可再生能源调度中心CECRE，实现对全部5 MW以上可再生能源机组集中监控，同时建立了风电场预测偏差和功率因数考核机制，风电场因自身预测偏差导致系统不平衡功率需承担考核费用，功率因数不达标（0.98）也将予以经济考核。葡西德等国调度机构持续改进和提升新能源功率预测精度，实现多数据源对比分析，进一步缩小预测误差。为进一步优化中国新能源运行消纳水平，应加强全网统一调度、精细化运行方式安排。持续提升新能源发电功率预测水平。打破分省备用模式、实现跨区域共享旋转备用。跨省区调用灵活调节资源、充分利用全网调峰能力。开展跨省跨区可再生能源现货交易和电量置换交易。同时，积极探索更灵活的运行方式和更高效的直流输电方式，推进跨省跨区通道以输送清洁能源为主[21]。此外，通过合理的价格和激励机制，引导用户积极与系统互动，推动需求侧响应广泛实施。4.3 市场层面充分发挥市场配置作用，构建全国统一电力市场，多渠道、多方式消纳新能源成熟的市场机制为欧美等国实现高比例新能源消纳提供了重要保障，同时，建立了可再生能源电力配额制度及配套的绿色电力证书交易机制，明确了政府部门、电网企业、发电企业和电力 用产责任，进一步激发了市场主体开发利用新能源的积极性。结合中国国情，未来需要逐步建设国家电力市场和省级电力市场相结合的全国统一电力市场。建立统一开放、竞争有序的市场化机制及其监管体制，逐步放开发电计划，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。同时辅以配额制和绿证交易等政策手段，实现在全国范围内优化配置新能源。中国国家电力市场以省间电能量市场为主，辅以开展跨区跨省辅助服务市场、跨区跨省可再生能源消纳市场和输电权市场等。随着条件逐步具备，未来开展电力期货和电力场外衍生品交易。省级电力市场以省内电能量市场为主，辅以开展省内辅助服务市场、省内容量市场等，促进市场竞争，保证省内供需平衡，并尽可能地消纳新能源。从长远来看，中国新能源将在全国统一市场框架下，参与中长期市场、现货市场和辅助服务市场，通过发挥新能源边际成本低的优势实现优先消纳。5 中国新能源未来发展的政策建议5.1 科学引导发展节奏，促进新能源高效开发能源战略上，研究符合中国国情的能源转型路线图，特别要研究明确新能源发展在能源变革中的地位和角色；规划制定上，要合理确定新能源发电装机分阶段总量及结构布局，滚动测算新能源消纳能力，研究论证不同地区、不同水平年的新能源开发规模与布局，将新能源消纳能力作为安排项目建设的重要依据；年度项目安排上，要继续第 4 期 张运洲等中国新能源 “后补贴时期 ”发展分析5加强对新能源行业的宏观调控，统筹做好新能源发展规划，深化年度投资预警和监管制度，继续加强新能源规模管理，做好政策顶层设计，尤其注意政策衔接与平稳过渡，防止行业大起大落。5.2 构建大范围消纳平台，推动全国统一电力市场建设建立具有中国特色的市场化消纳机制，发挥大市场的资源配置作用，形成包含中长期交易、现货交易和辅助服务等交易模式、国家电力市场和省级电力市场相衔接的全国统一电力市场，提升可再生能源消纳利用水平，实现新能源电力全国范围内高效配置。5.3 出台配套政策机制，形成新能源良好发展环境及时出台可再生能源配额制度，制订科学合理的配额指标和实施方案，明确各利益相关方的主体责任与义务，打破省间壁垒，对执行情况加强动态监测、评估和考核，做好配额制政策与现有可再生能源政策及电力市场建设的衔接。5.4 提升系统灵活性，综合施策为新能源消纳创造条件加大抽水蓄能、调峰气电等灵活电源建设力度，建立提升煤电机组灵活改造积极性的配套政策机制，加快推进中国煤电机组深度调峰改造工作，推动供热机组实现热电解耦。据测算，为保障电力平衡，2035年全国煤电装机将达到11.5亿kW左右。通过灵活性改造，煤电机组调节能力预计可达到8亿kW左右，其中 “三北 ”地区约5亿kW。同时，应建立科学的价格形成机制，保证投资者合理回报。6 结语能源转型要求大力发展新能源，中国新能源逐步由 “补充 ”电源向 “主力 ”电源迈进。随着 “后补贴时期 ”到来，新能源发电经济性不断提升，实现平价上网正在成为事实，中国未来中远期新能源发展仍将处于重大机遇期，具有良好的发展前景。实现大规模高比例新能源高效消纳是一项系统性工程，需要国家层面高度重视，各级政府有效支持，电力企业共同努力，全社会积极关注，需要科学引导新能源开发节奏、有效推动电力市场建设、积极出台配套政策机制，根本上形成规划、运行和政策等三个层面多个维度上的综合措施，提升电力系统新能源承载力，确保新能源在更大范围内实现更高水平的消纳。参考文献国家电网公司. 国家电网公司促进新能源发展白皮书2018[R].[1]国网能源研究院. 中国新能源发电分析报告[M]. 北京 中国电力出版社, 2018.[2]国家发展改革委员会, 财政部, 国家能源局. 关于2018年光伏发电有关事项的通知[EB/OL]. 2018-05-31[2018-11-15]. http// 关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知征求意见稿[Z].2018.[4]张运洲, 程路. 中国电力“十三五”及中长期发展的重大问题研究[J]. 中国电力, 2015, 481 1–5.ZHANG Yunzhou, CHENG Lu. Research on major issues of the 13thfive-year plan development of power industry[J]. Electric Power,2015, 481 1–5.[5]程路, 张运洲, 辛颂旭. 能源消费基数增加后实现2020年非化石能源占比15目标分析[J]. 中国电力, 2015, 489 5–8.CHENG Lu, ZHANG Yunzhou, XIN Songxu. Analysis of non-fossilenergy proportion target in 2020 based on energy consumptionstatistics[J]. Electric Power, 2015, 489 5–8.[6]李琼慧, 王彩霞. 新能源发展关键问题研究[J]. 中国电力, 2015,481 33–36.LI Qionghui, WANG Caixia. Study on the major issues of renewableenergy development[J]. Electric Power, 2015, 481 33–36.[7]李琼慧, 王彩霞. 从电力发展“十三五”规划看新能源发展[J]. 中国电力, 2017, 531 30–36.LI Qionghui, WANG Caixia. Analysis on new energy developmentbased on the 13th five-year electric power planning[J]. ElectricPower, 2017, 531 30–36.[8]Bloomberg New Energy Finance. New energy outlook 2018[R].[9]IRENA. Renewable energy auctions analysing 2017[R]. 2018.[10]张运洲, 黄碧斌. 中国新能源发展成本分析和政策建议[J]. 中国电力, 2018, 511 10–15.ZHANG Yunzhou, HUANG Bibin. Cost analysis and policysuggestions of China’s new energy development[J]. Electric Power,2018, 511 10–15.[11]国家能源局. 关于推进光伏发电“领跑者”计划实施和2017年领跑基地建设有关要求的通知[EB/OL]. 2017-09-22[2018-11-15].[12]中国电力第 52 卷6http// 新能源有序发展需要注意三个问题[N]. 中国电力报,2013-12-122.[13]张运洲, 单葆国. 中国电力系统发展运营面临的挑战和对策[J]. 中国电力, 2017, 501 2–6.ZHANG Yunzhou, SHAN Baoguo. China ’s power systemdevelopment and operation main challenges and countermeasures[J].Electric Power, 2017, 501 2–6.[14]舒印彪, 张智刚, 郭剑波, 等. 新能源消纳关键因素分析及解决措施研究[J]. 中国电机工程学报, 2017, 371 1–8.SHU Yinbiao, ZHANG Zhigang, GUO Jianbo, et al. Study on keyfactors and solution of renewable energy accommodation[J].Proceedings of the CSEE, 2017, 371 1–8.[15]张正陵. 中国“十三五”新能源并网消纳形势、对策研究及多情景运行模拟分析[J]. 中国电力, 2018, 511 2–9.ZHANG Zhengling. Research on situation and countermeasures ofnew energy integration in the 13th five-year plan period and its multi-scenario simulation[J]. Electric Power, 2018, 511 2–9.[16]谭雪, 刘俊, 郑宽, 等. 新一轮能源革命下中国电网发展趋势和定位分析[J]. 中国电力, 2018, 518 49–55.TAN Xue, LIU Jun, ZHENG Kuan, et al. Research on tendency andpositioning of power grid development in the new round energyrevolution[J]. Electric Power, 2018, 518 49–55.[17]谢国辉, 何永胜, 王卿然. 中国东中部地区风电发展前景分析[J].中国电力, 2018, 513 100–104.[18]XIE Guohui, HE Yongsheng, WANG Qingran. Research ondevelopment prospect of wind power in eastern and central China[J].Electric Power, 2018, 513 100–104.肖定垚, 王承民, 曾平良, 等. 电力系统灵活性及其评价综述[J]. 电网技术, 2014, 386 1569–1576.XIAO Dingyao, WANG Chengmin, ZENG Pingliang, et al. A surveyon power system flexibility and its uations[J]. Power SystemTechnology, 2014, 386 1569–1576.[19]裴哲义, 王彩霞, 和青, 等. 对中国新能源消纳问题的分析与建议[J]. 中国电力, 2016, 4911 1–7.PEI Zheyi, WANG Caixia, HE Qing, et al. Analysis and suggestionson renewable energy integration problems in China[J]. ElectricPower, 2016, 4911 1–7.[20]张晋芳, 郑宽, 黄瀚, 等. 特高压直流主送新能源技术经济研究[J].中国电力, 2017, 506 152–157.ZHANG Jinfang, ZHENG Kuan, HUANG Han, et al. The technicaland economic analysis on new energy mainly transmitted by UHVDC[J]. Electric Power, 2017, 506 152–157.[21]作者简介张运洲1962，男，硕士，高级工程师教授级，从事能源电力及电网规划研究工作，E-mail 。（责任编辑 李博）Study on the Development of Renewable Energy During“Post-Subsidy Period“ in ChinaZHANG Yunzhou, LIU Jun, ZHANG Jinfang, WANG CaixiaState Grid Energy Research Institute Co., Ltd, Beijing 102209, ChinaAbstract In recent years, the global levelized cost of energy LCOE of wind and PV power generation has been decreasing, whichimproves the economy of renewable energy power generation and provides effective support for alleviating the subsidy dilemma. Thedevelopment of renewable energy has entered the “post-subsidy era“. The paper analyzes the prospect of renewable energydevelopment in China in the mid-and long-term according to the national energy transation development goals, studies thevariation tendency of renewable energy generation cost, and puts forward the key issues that should be paid attention to in the “post-subsidy era“. The key measures are analyzed to improve the renewable energy carrying-capacity of power system. In the end, relatedsuggestions are proposed to guarantee the scientific and healthy development of renewable energy.This work is supported by Science and Technology Project of SGCC No.SGERI01KJ 2017 26.Keywords renewable energy; post-subsidy period; the mid-and long-term; carrying-capacity of power system; power planning第 4 期 张运洲等中国新能源 “后补贴时期 ”发展分析7