- 業界新能源發展機制及政策研究2014-06-25 來源：《電氣技術》 | 點擊率：導語我國能源和電力發展現狀，面臨兩個基本現實：一是能源資源貧乏，難以支撐現在的社會經濟發展模式，而且能源資源與用電需求地理分布上極不均衡；二是氣候變化催生的低碳社會。
我國能源和電力發展現狀，面臨兩個基本現實：一是能源資源貧乏，難以支撐現在的社會經濟發展模式，而且能源資源與用電需求地理分布上極不均衡；二是氣候變化催生的低碳社會。
經濟發展模式對電力系統發展的壓力迫在眉睫。大力開發和利用新能源是我國優化能源結構、改善環境、促進經濟社會可持續發展的必然選擇。
近年來，我國新能源產業發展迅速，對改善能源結構、保護生態環境、促進經濟發展發揮了重要作用。然而，隨著產業規模的不斷擴大，我國新能源開發面臨的諸多問題和障礙開始逐漸顯現，成為制約我國新能源產業規模化的瓶頸。
例如，目前風電及太陽能光伏發電技術的開發成本已大大降低，但仍高于化石能源，這就導致其尚缺乏市場競爭力；加之目前電價的市場化改革滯后，限制了新能源市場容量的進一步擴大；此外，并網難也成為新能源發電的又一障礙；新能源資源豐富地區集中在我國的北部和西部地區，而電力負荷卻在東南部地區，大量新能源電力需從資源豐富地區輸送到高電力負荷地區，而跨區能源的傳輸消納工作缺乏統籌，使得并網難成為目前新能源發電的重要瓶頸。
因此，有必要對我國新能源發電的機制及相關政策開展研究，深入分析我國新能源發展發展的現況及存在的問題，梳理我國現行的新能源發展機制及政策，并探索應用科學的綜合評價方法對于當前新能源發展機制進行評價，研究現有的新能源發展機制存在的問題和改進的方向，為新能源的發展及政策調整提供參考。
根據我國《可再生能源法》的解釋，新能源指的是風能、太陽能、水能、生物質能、地熱能、海洋能等非化石能源。從廣義上理解，任何區別于傳統化石能源的利用形態，新的能源體系或由新技術支撐的能源利用方式、新的能源利用理念都可劃分為新能源的范疇。
本報告重點放在風電、光伏發電、生物質能發電及分布式發電等。
全球新能源發展概況
截至2012年底，全球共有新能源裝機約48萬MW，同比增長約21.6%。其中，風電28.3萬MW，占58.9%；并網光伏10.2萬MW，占21.3%；生物質發電8.3萬MW，占17.3%；地熱發電1.17萬MW，占2.4%；海洋能發電527MW，占0.1%。2012年，新能源裝機發電量占到全球全年總發電量的5.2%。
截至2012年底，全球累計風電裝機已達到282587MW，同比增長18.8％。其中，中國累計裝機75324MW，排名全球第一，占全球風電總裝機的26.7%；美國累計裝機60007MW，排名第二；德國累計裝機31308MW，排名第三。此外，還有21個國家的風電裝機容量已經超過了1000MW。
全球累計新能源裝機最多的地區是歐盟，約占全球新能源總裝機的44%，其次是“金磚國家”（中國、俄羅斯、印度、巴西、南非），約占27%。全球累計新能源裝機前三位依次是：中國、美國、德國。
據全球風能理事會（GWEC）統計，2012年全球新增風電裝機44799MW，增速同比下降1.7個百分點。其中，美國新增13124MW，占當年全球新增風電的29.3%，超越中國而排名全球第一；中國新增12960MW，排名第二；德國新增2415MW，排名第三。但就地區來看，2012年亞洲地區新增風電排名全球第一，其次是北美和歐洲。
2012年丹麥風電發電量占全國用電量的比重超過30%，而歐盟為7%，美國為3.4%，中國為2%。
2013年，德國風電發電占全國用電需求的8%，光伏發電量占全國用電需求的4.9%，目標到2020年全國35%的電力來自新能源。
國外促進新能源發展的主要政策主要有直接政策（固定電價、國產化率要求、出口援助、認證和檢測和研究開發及示范等）、間接政策（財稅激勵、信貸優惠、新能源配額制、特許權經營和綠色電價等）。
我國風電并網和消納存在的問題主要有：2012年全國因限電而產生的棄風損失電量達208億千瓦時，約占全國全年風電上網電量的20%，全國2012年棄風率約為17%；蒙東和吉林最為嚴重，超過了30%；蒙西和甘肅較為嚴重，超過了20%；黑龍江、遼寧、河北均超過了10%；云南、新疆超過了5%；寧夏、山西不足2%。
可見從我國電力工業的整體考量，新能源發展的規模并非過快，而是發展的模式和平衡出現了問題。
新能源發展機制的評價體系
1．評價體系
綜合評價模型的輸入端為新能源發展的一系列機制政策，以評價指標體系為核心，結合層次分析法，構建綜合評價模塊，模塊的研究內容及實現功能包括：①指標界定及分析；②層次分析法確定指標權重；③數據標準化；④綜合評價結果與優先級排序輸出。
整個模型耦合了從微觀層次的新能源發電技術、政策效用分析評價到宏觀層次發展結構規劃的整個過程。
2．我國新能源發展機制
1）總量目標與規劃：2020年，“有效補充能源”，占比15%；2030年，“主要地位”，占比20%；2050年，“主力能源”，占比1/3以上，結構性改變。
2）產業發展及技術創新：風電基本形成裝備制造、技術研發、檢測認證、配套服務的完整產業鏈，國產份額達90%以上；光伏，其電池產量約占全球總產量三分之二，轉換效率達到世界先進水平；產業政策為專項資金扶持、技術創新及標準認證體系、國家產業指導。
3）全額保障性收購制度：《可再生能源法》明確，合理規劃，明確發電量占比，優先調度及全額收購，落實監管。
4）價格管理與費用補償：新能源上網標桿電價；新能源價格補貼。
5）體制及監管：能源部門主管，標準、價格、稅收、補貼等方面權責分散，缺乏綜合管理和宏觀協調；電力體制因素制約。
3．新能源發展機制面臨的問題
1）總量目標與規劃：地方和國家規劃缺乏協調；只有總量目標，缺少分解目標；新能源、傳統能源、電網規劃脫節。
2）產業發展及技術創新：制造產業大而不強，核心技術制約；管理水平較低；質量有待提高；配套缺失，缺少對調峰電源、傳統電源改造、電網接入技術投入；分布式及儲能等新技術缺失。
3）全額保障性收購制度：責任主體缺失；技術及運行管理機制制約；電價補償激勵機制缺失。
4）價格管理與費用補償：補貼機制有待完善；稅收優惠執行力度有待加強。
5）體制及監管：缺乏統一協調機制；電力體制改革相對滯后；缺乏市場監管機制；缺乏新能源與社會和自然生態環境保護的協調發展保障機制。
4．評價結果分析
我國當前新能源發展機制的水平約為4，介于“接近理想目標”和“與理想目標有一定差距”之間，該評價結果基本反映了我國當前新能源產業的發展現況及面臨的問題。
重點從新能源發電量占比、規劃協調度、配額制、調峰能力及補償機制、優先調度、輸配與售電分開的市場機制、法律法規與監管、分布式電源、儲能等方面加強建設。
總量目標及規劃
健全完善可再生能源開發利用中長期總量目標的建立制度和考核制度；建立統籌協調國家與地方、電源與電網、各行業間規劃的政策和制度。
新能源規劃建設必須考慮以下幾個方面：
1．在電源規劃上，不僅要考慮新能源自身的選址和建設容量，以期最大限度的利用新能源資源，還要考慮系統調峰、備用電源的建設，保證系統安全穩定運行。
2．在電網規劃上，針對新能源的不確定性提出新的電網規劃模型，考慮風電隨機性、建設成本、系統可靠性等多目標優化方案，解決新能源的市場消納問題和棄風現象。
3．在協調規劃上，避免電源規劃和電網規劃相互脫節。從根本上考慮如何緩解風電等新能源的波動性，一方面有利于提高系統穩定性，減少輔助設施的投入；另一方面可以提高線路的利用率，減少建設投資成本。
調峰能力及補償機制
1．調峰能力及補償機制
調峰能力及補償機制建設要挖掘現有機組調峰能力、建立調峰補償機制和促進抽水蓄能電站快速發展。
2．大力扶持儲能產業
出臺相應的產業政策，建立基于電價峰谷差的結算渠道，形成真正的市場需求；制定儲能產業發展規劃，打造完整的產業鏈及投融資平臺，引入資金、技術，促進產業做大做強，協調相關配套產業良性發展；鼓勵區域性儲能服務的發展，加大儲能服務的政策性補助；對儲能新技術的研發予以政策及資金支持。
全額保障性收購制度
1．全額保證性收購
以規劃為依據，明確責任主體，建立考核制度。
2．建立新能源配額制度
可再生能源電力配額是指根據國家可再生能源發展戰略，對發電企業、電網企業和各省（自治區、直轄市）人民政府，在一定期限內開發、收購、消納可再生能源電力數量或比例規定的最低要求。
3．全面提高新能源消納水平
全面落實新能源消納指標：發電計劃指標分配；年、月、日、實時各時間尺度的發電計劃和運行方式；規劃、計劃編制導則及考核監管制度。
加強技術支持系統建設和監管：全面提高風功率預測系統的建設范圍及預測精度；加強風功率預測考核和監管；我國風功率預測系統覆蓋率已達到90%以上，預測精度已經接近國外先進水平。
適應新能源并網的發電計劃安排：在安排日發電計劃時，若風電出力有利于減小峰谷差，則實際運行時風電可全額消納；若風電出力增大峰谷差，則需比較系統常規運行調峰裕度（不考慮風電）與風電增加峰谷差的大小；若風電增加峰谷差小于系統常規運行調峰裕度（不考慮風電），則實際運行時可通過協調常規機組出力全額消納風電；若風電增加峰谷差大于系統常規運行調峰裕度（不考慮風電），則為保證系統安全穩定運行，需適當限制風電出力。
4．跨區域協調控制
跨區調度根據其上報的調峰能力及區域內風電出力情況對跨區域輸電聯絡線的容量進行實時修正，以此安排風電送出容量。作為受端區域電網的協調調控中心，要實時向跨區調度上報本地區的調峰能力。風電場控制中心負責實時向跨區域聯合協調調控中心，上報有功功率、無功功率、電壓、溫度、風速等風電場運行數據。
市場及運營機制的建立
1．適應新能源發展的電力市場機制建立
在試點中，競價上網模式存在的問題在于五個方面：一是區域電力市場模式與以省為單位的行政體制存在沖突，地方政府對建立區域電力市場沒有積極性，一旦出現競爭導致電價上漲的情況，地方政府不同意通過調整銷售電價進行疏導，使得改革難以為繼；二是電力供需狀況時松時緊，供應緊張時價格上漲風險很大；三是市場主體遵守市場規則的意識較差，容易出現聯手漲價行為；四是部分地區電網發展滯后，電力輸送存在網絡堵塞，堵塞地區只能按發電企業報價，競爭形成電價的機制失靈；五是政府監管力量較弱。
2．市場與運營機制的建立
市場與運營機制的建立應包括電網公司的盈利模式、售電市場的建立、綜合能源公司、輸配電服務平臺。
3．大用戶直供模式對新能源并網的影響
為電力市場改革做出了鋪墊和探索；當前背景下，大用戶直供的實質是一種利益的轉移，獲益主體是用戶、電廠、地方政府，受損主體是電網、在網未參與直供的電廠、其他用戶；制約因素為法律法規不完善、社會認可程度、價格機制不健全、市場機制不完善、社會經濟影響。
結論與建議
近年來，我國相繼出臺了一系列鼓勵新能源發展的產業政策，形成了一整套新能源發展的機制體系，有效的促進了新能源產業高速發展。目前，我國新能源產業在規模、裝機容量及發展速度上均位于世界前列。對改善能源結構、保護生態環境、促進經濟發展發揮了重要作用。
與裝機容量領先不同的是，我國新能源發電量占比遠遠低于歐、美等國家，并存在嚴重的棄風問題。消納能力弱，機制中欠缺保障和激勵消納的機制，沒有配套的消納規劃，與電源、電網規劃缺少協調。全額保障性消納的概念和責任主體不明確；調峰電源得不到補償，電價不能反映市場供需關系和資源特性等。
我國新能源發展機制應重點從新能源發電量占比、規劃協調度、配額制、調峰能力及補償機制、優先調度、輸配與售電分開的市場機制、法律法規與監管、分布式電源、儲能等方面加強建設。（中國電力規劃設計總院副總師 黃曉莉）
（本文根據作者會議PPT編輯而成，未經本人審閱）
