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可再生能源上網電量、補貼等問題待解

2017-05-24 閱讀次數：5280 新聞作者：京能集團

前不久，國家電力監管委員會發布了《電力監管年度報告（２０１０）》（以下簡稱《報告》）。《報告》公布了風電、光伏發電并網及全額收購情況，并指出了風電、光伏發電存在的主要問題。《新能源導刊》就《報告》中關于可再生能源部分采訪了中國可再生能源學會副理事長孟憲淦、中國風能協會副理事長施鵬飛、著名能源經濟學家、廈門大學能源經濟研究中心主任林伯強。專家認為，此次《報告》公布可再生能源發電的監管情況是采用了上網電量作為衡量是一個重要進步；可再生能源發電補貼仍舊是新能源發展重要的推動力。專家提出，要解決上網難題，必須充分考慮電網企業的接入成本，而不能把問題扔給電網不管。

　　孟憲淦：補貼持續不超過十年今后將重電量輕裝機

　　首先，可再生能源的補貼是必要的。從《報告》可以看出，太陽能發電一共發了０．７２億千瓦時，平均每千瓦時的價格大約在１．１７元。相比火電和水電的０．２元至０．３元的價格差距很大。１元以上的價格如果沒有補助，市場難以接受。

　　所以在一段時間內一定要有補助。可再生能源法的核心就是要用政策來支持和推動價格相對較貴的可再生能源的發展。但這并非是永遠的支持。補貼的最終目的是在保證項目存活的基礎上，幫助可再生能源渡過最初難關，直到項目可以競價上網為止。

　　這個過程進行得很快。５月５日，意大利政府剛通過一個法案，根據法案，２０１７年后政府不再對可再生能源進行補貼。我國目前的預測是希望目前價格最貴的光伏發電價格降至０．６元／千瓦時，實現用戶側的平價上網。

　　根據目前的發展速度，我認為可再生能源補貼政策最長不超過十年。光伏發電側的平價上網預計在２０２０年能夠實現。因為２０１６年至２０１７年，歐美基本要實現發電側的平價上網。歐洲電價換算成人民幣大約１．６元／千瓦時左右，而我國民用電價格在０．５元／千瓦時左右。但太陽能光伏組件的價格基本全球統一。因此我國做到平價上網難度更大一些。但隨著技術進步，發電成本不斷降低，我國在歐美實現平價上網后的兩三年內也能很快實現平價上網。

　　《報告》給我們傳遞的另外一個信息就是根據公布的數據，我國“十一五”可再生能源發展的目標基本實現。風電表現最好，生物質能和光伏發電部分完成，主要差距在發電量方面。

　　“十一五”規劃最初制定的風電發展目標是到２０１０年裝機５００萬千瓦，發電１０５億千瓦時。而２０１０年我國風電裝機容量達到了４１８２萬千瓦，其中并網３１０７萬千瓦，風電發電量也達４１８億千瓦時。生物質發電規劃目標５５０萬千瓦，目前裝機容量達到了，發電量目標是２１２億千瓦時，實際２０１０年發電量為１１０億千瓦時。光伏發電裝機目標是３５萬千瓦，發電量是４．２億千瓦時。２０１０年裝機已達到８０萬千瓦，但發電量非常少，只有０．７２億千瓦時。這說明光伏發電的上網問題還需要解決。

　　２０１０年各種可再生能源（不含水電）發電量總和為５２８．７億千瓦時，占２０１０發電總量４．２萬億千瓦時的１．２５％左右，也就證明不包括水電在內的可再生能源發電量所占比例還是相對較小。

　　可以說“十一五”期間可再生能源有了很大進展。“十二五”期間，我國將關注重點從裝機容量轉向上網電量。比方說風力發電的目標，“十二五”提出的是并網發電９０００萬千瓦，而不再強調裝機容量為多少。

　　可再生能源的輸出和消納問題，最終還是并網容量與裝機容量不協調。最近風電的幾次脫網事故，均涉及電網的接納問題以及風電場的運營管理問題。現在電網接納、工程運營管理以及工程開發之間的統籌協調工作做得并不好。項目開發的時候并沒有考慮電網的接納能力、改造成本，以及并網后的運行管理問題。可以說可再生能源目前發展的最大問題不是技術問題，是運行管理機制問題。

　　從國際上看，以光伏為例，光伏項目９０％以上都是并網工程，在并網工程中，又有９０％是分布式能源系統，我國則兩者兼有之。個人認為應該側重于分布式能源系統，貫徹自發自用原則，這樣既能夠減輕電網負擔，又避免了遠距離的輸送和大范圍的消納。

　　在國外，可再生能源項目的開發權掌握在電力公司手中，而非政府部門。若要開展項目，就需要先向電力公司提出申請，然后到銀行貸款，最后找工程隊施工。項目的擁有者就是一個投資者而已，投資后有收益才是項目建設的關鍵。

　　我國目前可再生能源發展的體制問題還沒有捋順。比方說金太陽工程是由財政部在管理。當然，財政部負責解決了金太陽工程的啟動資金問題，如果沒有財政部的支持，光伏發展還要更慢更曲折一些。但是規模和市場打開后就要考慮管理體制問題，這比完成項目更加重要。

　　林伯強：解決并網問題首先要解決電網企業經濟推動力問題

　　可再生能源發電并網問題從經濟的角度上來看，主要是電網企業并網的經濟推動力問題。

　　目前的價格機制很少考慮電網公司作為企業在收購可再生能源電量時的動力問題。與民營企業追求利潤最大化不同，國有企業的目標是規模最大化。正是因為如此，但凡有些許利潤，國有企業便會因為規模擴張的動力而參與到項目中。如果能夠擴大規模的事情國有企業都不去做，那說明有其他因素將企業擴大規模的動力壓下去了。

　　關于補貼問題，對于我國風電發展來說，補貼是至關重要的。沒有補貼在中國根本沒有辦法發展。即便是現在有補貼的情況下，也幸虧有國有企業在支撐，不然風電市場不可能達到現在的規模。因此，風電補貼在現階段和以后很長一段時間內都是必須的，現在談商業化還為時過早。

　　為什么很多人認為風電的成本已經足夠低的可以考慮商業化，是因為他們只考慮了發電方面的成本，并沒有考慮電網方面的成本。如果風電規模大到一定程度，電網成本有可能比風電場本身的建設成本還要高，這還沒有包括風電運營成本。

　　如果按照市場規律運作，風電的價格就必須往上走。比照國外風電的價格，我國風電價格還處在比較低的水平。當然，按照相對比較低廉的風機價格來說，用標桿電價就能夠抵消發電方面的成本。現在的關鍵在于電網企業沒有動力，并網存在問題后，風電設備利用小時數也很難提高。很多風電場在做可研報告的時候，預測的設備利用小時數都在２５００小時至３０００小時，但并網后很有可能２０００小時都到不了。

　　風電資源比較分散，不像火電水電容易規劃。隨著風電規模的不斷擴大，電網的成本也要不斷增加，而且這種增加是非線性增長。所以電網接入就更加難一些。如果把這個問題扔給電網不管，并網問題解決起來就更難了。

　　還有就是風電設備，我個人認為應該關注已經安裝的風電設備運行情況了。在這么短的時間內制造出那么多風機，以后很有可能會出現各種各樣的問題，這也會增加成本。

　　最后并網難還存在著審批脫節問題。很多５萬千瓦以下的風電項目都由地方政府批復，而國家電網的建設項目是在國家層面批復。目前地方批復的速度明顯高于國家層面。由于風電對地方的經濟拉動效益明顯，很多時候地方政府批復風電項目并沒有很好地考慮電網規劃以及風電消納的問題，這也在一定程度上造成了風電接入難。

　　所以，要想解決風電等可再生能源并網問題，首先要調動電網積極性。其次要注意審批銜接的問題，地方政府在審批的時候必須仔細考慮風電消納和接網問題。

　　施鵬飛：棄風電量應低于５％

　　電監會公布的關于２０１０年上半年風電太陽能的調研報告中提到，２０１０年上半年有２７億千瓦時風電電量沒有被收購。我把這個稱為棄風電量。而根據中電聯公布的數據，２０１０年上半年風電上網電量為２７６億千瓦時。這么看來，我國２０１０年上半年棄風電量大約占１０％。我非常希望能夠了解這方面的數據，很可惜這次《報告》中并沒有公布棄風電量。

　　并網容量并不能說明目前風電市場的發展情況，上網電量則是一個很重要的指標。棄風電量說明風電并網和消納的情況，是有實際意義的重要數據。從２０１０年上半年的數據來看，１０％的棄風電量比例太高了。從市場健康發展的角度，棄風電量無論如何應該控制在５％以內比較合適。

　　還有幾個小問題也希望能夠從電監會了解。《報告》中沒有提到２００９年１２月２６日公布，２０１０年４月１日開始執行的《可再生能源法（修正案）》。這個法律目前是否已經開始執行，執行情況如何？大家都非常關心全額保障性收購的執行情況。《報告》只有概述，具體執行情況如何？保障收購保障額度是多少？是否存在困難？《可再生能源法（修正案）》里還提到電網增加的成本應該在可再生能源基金中獲得補貼，目前的補貼情況如何？

　　這些問題對于我國可再生能源目前市場發展有著非常重要的意義。

　　【調查】風電、光伏發電并網及全額收購情況

　　為全面掌握風電、光伏發電并網及全額收購情況，促進其協調、健康、可持續發展，根據《中華人民共和國可再生能源法》和《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》（電監會２５號令），在全國范圍內開展了風電、光伏發電并網接入情況的專項調查。

　　調查結果顯示，截至２０１０年６月底，全國已建成并網風電及光伏發電裝機容量為２２１３．６７萬千瓦，占全國發電裝機容量的２．４６％左右，其中，風電并網裝機容量（ＳＥＲＣ５４電力監管年度報告（２０１０）國家電力監管委員會）為２２００．３７萬千瓦。風電的投資主體相對集中，主要是中央企業和部分風能資源豐富的地方國有發電投資企業，光伏發電還處于試驗、探索階段，投資主體呈多元化發展態勢。

　　電網企業總體上能夠在確保電網安全穩定運行的前提下，優先調度風電、光伏等可再生能源發電，全額收購風電、光伏發電上網電量，并認真貫徹執行上網電價政策及電價附加調配政策，與風電、光伏發電企業及時足額結算電費，確保了發電企業的利益和資源的充分利用。風電、光伏發電的購售電合同和并網調度協議簽訂情況總體良好，基本上做到了并網有協議，交易有合同。

　　【觀點】風電、光伏發電存在的主要問題

　　１、風電發展規劃和投資立項的統籌性有待進一步加強。一是部分地區存在大規模風電難以消納的問題。在部分風電資源比較豐富的地區，風電發展規劃側重于資源規劃，缺乏具體的風電送出和風電消納方案，大規模風電送出消納的矛盾日益突出。二是部分項目電源建設和電網建設的協調有待加強。由于風電項目前期工作流程相對簡單，核準進度快，建設周期相對較短，而電網接入系統在項目審查、方案確定及工程建設方面相對復雜，致使接入系統工程與風電場建設難以同步完成。

　　２、風電、光伏發電的相關政策和激勵機制有待進一步完善。一是光伏發電產業扶持政策尚需完善。國家層面上至今未出臺光伏發電上網電價和項目建設的相關實施細則，制約了光伏發電產業的規模化發展。特別是對于作為未來光伏發電主要形式之一的接入配電網（用戶側）分布式光伏發電項目，目前還缺上網售電的政策支持，嚴重制約了小型光伏發電的投資積極性。二是國家對風電等可再生能源發電接入系統工程投資、運行維護等方面的相關規定尚未完善，部分接入系統工程補貼不足影響了電網企業投資建設的積極性。風電項目一般遠離負荷中心，其配套接入系統建設工程量大、投資高、線路利用率低，接入系統工程補貼政策的標準難以滿足部分項目電網投資和運行維護的需要，影響了電力企業建設的積極性。三是風電、光伏發電電費補貼不及時。風電、光伏發電電費補貼往往大大滯后于電量上網時間，導致發電企業不能及時獲得相應的電價補貼，影響企業的經營效益，部分規模較小的發電企業甚至出現流動資金周轉困難的現象。

　　３、風電、光伏發電并網接入和運行管理有待進一步規范和完善。一是風電接入系統缺乏明確的定義導致各方有不同的理解，進而容易導致接入系統建設過程中的分歧以及統計口徑的不一致。二是風電、光伏發電并網接入和調度管理的有關標準和規定需要根據風電、光伏發電的特點進一步規范和完善。目前電場并網方面沒有國家級標準，為解決風電機組低電壓穿越、吸收無功以及安全穩定等突出問題，國家電網公司出臺了《國家電網公司風電場接入電網技術規定》，要求風電場滿足相關技術標準并進行技術改造后才能入網，此規定在一定程度上規范了風電接入工作，但該標準是企業標準，不是國家標準，容易引發網廠矛盾。

　　４、風電、光伏發電的規模發展對電網安全穩定運行的影響不斷加大。風電、光伏發電具有間歇性、隨機性的特點，風電還有反調峰特點，對系統潮流控制、輔助服務調用、短路電流控制、電能質量保證等都提出了新的挑戰。目前，由于風功率預測系統不完善，基礎數據缺乏，準確度不高，電網企業無法根據預測的風力功率制定日前計劃，運行方式的安排上存在著很大的不確定性。上一條：西北電網加快與新疆電網聯網步伐下一條：未來煤電發展技術路線確定

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