可再生能源发展促进政策机制 分析及建议

Energy of China - - 可再生能源 -

时璟丽

(国家发展和改革委员会能源研究所,北京 100038)

摘要:可再生能源的持续规模化发展是实现我国能源供应转型不可或缺的重要途径。本文

结合国家能源转型要求和电力体制改革形势,对近期已经实施或可能实施的可再生能源目标引导、全额保障性收购、绿色电力认购及交易、光伏发电招标、电力定价、推进供热应用等可再生能源发展促进机制进行了总结和分析,并提出加快或细化政策机制实施的具体建议。

关键词:可再生能源;绿色电力证书;政策;机制

中图分类号:F205 文献标识码:A 文章编号:1003-2355-(2017)09-0005-05 Doi: 10.3969/j.issn.1003-2355.2017.09.001

Abstract: Sustainable scale-up development of renewable energy is in-dispensable for realizing clean energy supply of China.This article summarizes and analyzes the important mechanisms and actions of promoting renewable energy those have been implemented recently or possibly be implemented in near term, including the mechanism of renewable energy target guideline, guarantee purchase of renewable power, green certificate, solar PV bidding program, pricing mechanism, and renewable energy for heating supply etc.. Detail suggestions on these policies and mechanisms’ implementation are proposed.

Key words: Renewable Energy; Green Certificate; Policy; Mechanism

0 引言

我国已提出了推动能源生产和消费革命的能源发展方向,持续增加清洁、绿色能源供应量、不断提升其在能源生产和消费中的比重是能源革命的基础。可再生能源的持续规模化发展是实现能源供应转型不可或缺的重要途径,也是建设生态文明、实现美丽中国梦的重要组成部分。2020 年和 2030 年非化石能源在一次能源消费中占比15% 和 20% 的国家目标,既为未来能源转型路径指引方向,也明确了近中期可再生能源发展的任务。

近年来,我国风电和光伏发电等可再生能源技术快速进步,产业实力显著提升,市场规模迅速扩大,可再生能源对化石能源呈现出大范围增量替代、区域性存量替代的趋势。2016 年,全国新增风电、太阳能发电、生物质发电装机在全部新增装机中的占比达到 46%。2017 年 6 月底,风

电累计装机 1.54 亿kW,上半年发电量占全部发电量的 5.0% ;光伏发电累计装机 1.02 亿 kW,发电量占全部发电量的 1.8% ;生物质发电累计装机1330 万kW,发电量占全部发电量的 1.2%。但随着应用规模不断扩大,可再生能源在未来发展空间、能源系统融入、政策机制保障等方面面临愈加严峻的挑战,尤其是较高比例限电、电价补贴缺口、规划建设配套等问题凸显。在电力体制改革持续推进、能源发展内外部环境不断变化的情况下,仅靠延续既往政策难以化解可再生能源发展面临的迫切问题,必须结合能源发展形势和电力体制改革进程,进行政策和机制创新,以保障国家非化石能源占比和能源转型目标实现,加快推进可再生能源成为主力能源之一的进程。

2016 年底和 2017 年初,国家能源、电力、可再生能源、风电、太阳能利用、生物质能利用发展

等系列“十三五”规划密集颁布,确定了近期可再生能源发展的目标、定位和重点,尤其是明确了政策机制调整或创新的方向,一些新的政策已经开始付诸实施,如可再生能源开发利用目标引导制度、全额保障性收购制度、绿色电力自愿认购交易机制、光伏发电招标机制等。这些政策的实施体现了达成总量目标、加强系统运行管理、推进可再生能源技术进步和成本下降以及扩大可再生能源补贴资金来源等政策创新,也是未来可再生能源能否持续并健康发展的关键性制度安排。

1 建立可再生能源目标引导制度,为实现能源转型目标提供保障

2016 年 2月国家能源局发布了《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见(国能新能〔2016〕54 号)》文件,明确建立目标引导制度。其核心是:依据各地区可再生能源资源状况和能源消费水平,制定各省(区、市)一次能源消费总量中可再生能源消费比重指标以及全社会电力消费量中可再生能源电力消费比重指标。比重指标按年度分解落实,按年度监测省级政府部门、电网公司和发电企业可再生能源开发利用情况。

作为目标引导制度的落实督促措施,2016年

8 月和 2017 年 4月,国家能源局分别发布了 2015年度和 2016年度全国可再生能源电力发展监测评价报告。在 2016 年度评价报告中,除了包括各省(区、市)全部可再生能源电力消纳情况和非水电消纳情况外,还包括风电和光伏发电保障性收购落实情况、特高压线路输送可再生能源情况、国家清洁能源示范省区情况等内容。根据该报告, 2016年青海、宁夏、云南、内蒙古、吉林和山西非水电可再生能源消纳比重已达到 2020 年的目标,贵州、甘肃、黑龙江、安徽、京津冀和江西接近 实现目标,陕西、海南、广东、辽宁和山东实现2020 年目标还有较大差距。

目标引导制度的进一步有效实施,尚需要在以下几方面进行配套细化:一是对目标任务细化责任主体以及分解年度指标;二是需增强管理办法的约束力,对未完成的企业和地区要细化相应的措施,增加企业和地方对完成目标的压力和动力;三是需深入研究完善绿色证书制度设计,绿色证书交易机制中涉及的交易方式、交易价格及组织管理等问题都需要系统考虑;四是需要处理好开发利用目标政策与现行价格、补贴等其他相关政策的衔接问题,新的机制建立后,现行的电价政策和补贴模式需要做出重大调整,还需充分考虑新机制与现行价格、补贴、碳交易、财税、全额保障等机制和政策的衔接。

2 落实可再生能源全额保障性收购制度,政策实施发挥了一定的效用

实施目标引导制度可以解决未来可再生能源电力发展和增长空间问题,但除了可再生能源消纳电量以外,可再生能源标杆电价政策的执行问题在近几年也开始显现,尤其是 2015 年电力体制改革方案公布以来,部分省区以电力市场化试点名义牺牲风电和光伏发电等可再生能源电力、加剧限电情况凸显,如甘肃等地区实施了风电及光伏发电可再生能源电力与大用户签订低价供电协议,东北等地区出现了可再生能源电力与火电发电权置换,此外新疆、云南等地也存在类似的可再生能源发电并网消纳“保量不保价 ”问题。在这种形势下,2016 年 3月,国家发展和改革委员会发布了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法(发改能源〔2016〕625号)》,关键内容是:电网企业根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数,结合市场竞争机制,通过落实优先发电制度,全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量;年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分,两部分电量均享有优先发电权;国家核定各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数并予以公布;保障性收购电量范围内,因电网调度安排导致的可再生能源限发电量视为可再生能源优先发电权或优先发电合同自动转让至系统内优先级较低的其他机组,由相应机组承担对可再生能源并网发电项目的补偿费用,保障性收购电量范围内的可再生能源优先发电权不得主动通过市场交易转让。

建立和实施可再生能源发电全额保障性收购

制度,一方面是为了缓解和解决风电和光伏发电非技术性限电问题,更重要的是对由于非技术原因造成限电问题的地区,在最低保障收购年利用小时数内,保证标杆电价政策的执行效力,使可再生能源电力开发企业获得基本收益,并且,配合当前电力体制改革进程,最低保障收购年利用小时数外的电量参与电力市场交易,为可再生能源具备竞争力后全面进入电力市场打基础。

2016 年 5月,国家发展和改革委员会和国家能源局发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知(发改能源〔2016〕1150号)》,核定了风电、光伏发电重点地区最低保障年利用小时数。2016 年,除了辽宁、河北和山西外,其他省区没有达到风电最低保障收购年利用小时数要求;除了蒙东、山西和黑龙江外,其他地区没有达到光伏发电最低保障收购年利用小时数,因此需要继续强化政策的执行效力。

从具体数据分析看,全额保障性收购政策已经开始发挥效用。2016 年,全国弃风电量 497 亿kWh,4个季度在全年弃风电量中的比例分别为39%、27%、14% 和 20%。主要弃风区域的弃风比例在政策颁布后显著下降。根据国家可再生能源中心初步统计,2017 年一季度全国弃风和弃光电量分别为 135 亿 kWh 和 23 亿 kWh ,为 2016年同期的 70% 和 77%,并且这一比例的下降是在2016 年风电和光伏发电新增装机分别达到 1930万 kW 和 3454 万 kW 的情况下实现的。

在实施层面,建议在以下方面细化全额保障性收购制度并强化执行;一是统筹协调可再生能源全额保障性收购与当前部分地方实施的各类交易;二是随电力体制改革进程以及外部环境、形势变化调 整和落实全额保障性收购制度,在经济下行压力不减、电力行业仍供过于求的形势下,全额保障收购制度可以成为降低地方不利于可再生能源消纳政策所造成的限电等负面影响的政策手段之一。

3 推进可再生能源电力自愿认购交易和绿色证书强制认购交易两个市场的建立,以解决补贴资金和限电问题

可再生能源补贴和风电及光伏发电的限电问题是当前影响可再生能源发展的两大关键因素,其中补贴拖欠问题,从下游的市场倒推到上游制造企业,对可再生能源全产业链都存在影响。补贴拖欠的主要问题有两点,一是发电项目获得补贴资格的认定延迟;二是补贴资金发放延迟。本质上,这两个问题的根本原因在于可再生能源发展基金与可再生能源电价补贴资金之间存在缺口。根据财政部数据,截至 2016 年底累计补贴资金缺口约为 520 亿元。如果按照《可再生能源发展“十三五 ”规划》中各类可再生能源装机、电量以及成本目标、现有 1.9 分 /kWh 的可再生能源电价附加标准不变、煤电标杆电价不变、2015 年可再生能源附加征收率来测算,仅考虑风电、光伏发电、生物质发电的电价补贴需求,2020 年当年电价补贴资金缺口接近 600 亿元,累计缺口为 2443亿元,应收尽收情况下累计缺口为 2039 亿元,如果可再生能源装机规模大大超过预期(如 2017年上半年光伏发电装机已经接近 2020 年发展目标),则补贴资金需求还将显著增加。因此,拓展可再生能源补贴资金规模和渠道是当务之急。建议对于电价补贴资金缺口存量部分,财政安排一定的资金逐年予以解决。对于增量部分,通过调整可再生能源电价附加水平、尽快推进绿色电力证书交易等方式解决。

2017 年 1月,国家发展和改革委员会、财政部、国家能源局发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知(发改能源〔2017〕132 号)》,将于 2017 年 7 月 1 日启动绿色证书自愿认购交易,2018 年起适时启动电力配额考核和绿色证书强制交易。绿色证书自愿认购是一个重要的市场,通过自愿认购,可以大大普及绿色电力消费理念,并有助于强制性市场的建立。但是在近期,虽然预期自愿认购市场的规模可以增长很快,但对于解决电价补贴资金缺口问题的作用将是非常有限的。因此,从国内现实需求看,必须尽快推出和实施强制性的配额和绿色

证书约束交易机制。配额责任主体可以在发电企业和售电(电网 )企业中选择。

如果以燃煤发电企业作为配额责任主体,则配额责任和购买绿色证书是其承担社会责任的一个重要体现。长期以来,我国煤电定价机制并没有将其外部性成本考虑在内,煤电企业在排放污染物时没有承担应有的环保责任,其外部性成本被社会公众承担了。此外,碳交易等反映煤电外部性成本的市场机制还需要时间才能得以全面实施,在近期内传导到煤电成本上的作用也有限。燃煤发电企业购买绿色证书满足配额要求,是履行其社会责任和支付外部性费用的一条途径。从对可再生能源发展的促进效果看,以燃煤发电企业作为配额责任主体,一方面可以使可再生能源发电项目增加绿色证书收益,另一方面可以使煤电企业增加体现其部分外部性的成本,从两个方面缩小可再生能源成本和化石能源成本的差距,有助于可再生能源发电补贴退补、平价目标的提前实现,减少补贴资金需求。

如果以售电(电网)企业作为配额责任主体,则一是可以减少补贴资金需求;二是可以解决、至少是有助于缓解可再生能源限电问题;三是通过合适的配额指标要求,可以为未来可再生能源发展提供稳定的持续的增长空间,保障国家 2020年和 2030 年非化石能源占比目标的实现。从国际经验和可再生能源长远发展看,以售电(电网 )企业作为配额责任主体优势更为显著。

4 调整变革可再生能源电力定价机制,促进可再生能源逐步参与市场

2006年我国建立了支持可再生能源电力发展的固定电价和费用补偿机制,其后陆续颁布了陆上风电、光伏发电、生物质发电、海上风电、光热发电上网标杆电价以及分布式光伏发电的度电补贴政策,并依据各类可再生能源技术发展形势进行相应的调整,如 2014 年以来几次调低陆上风电、光伏发电的标杆电价水平。由于现行可再生能源标杆电价和煤电标杆电价仅仅是反映了各类电源的直接成本,未能考虑化石能源在资源环境生态等方面的外部成本或者可再生能源的外部效益,虽然风电和光伏发电等可再生能源成本在近年来实现了显著下降,但其直接表观成本显著高于煤电,标杆电价水平也显著高于煤电,从而显著降低了可再生能源的经济性和竞争力,同时也是造成可再生能源电价补贴资金需求飙升的主要缘由之一。

2015 年我国启动和实施新一轮电力体制改革,电改的重点之一是推进电价改革,理顺电价形成机制,主要包括输配独立和单独电价核算、公益性外的发售价格由市场形成、推进发用电计划改革、电量逐步转向市场化交易(发售直接交易、长期交易、跨区交易)并形成市场化交易电价等。电力体制改革对可再生能源的电价补贴机制创新又提出了新要求,从改革方向看,未来可再生能源需要全部参与电力市场,可再生能源价格形成机制一方面可以以市场化为目标进行相应的调整、变革,另一方面也可以成为电价改革的先头示范。

随着电力市场改革逐步推进,未来将实现市场化电力定价机制,建立公平、公开、灵活的电力市场调度机制,以可再生能源标杆电价和燃煤标杆电价为基础的差额补贴形式将会逐步转变为以可再生能源市场定价为基础的形式。具体建议如下:

一是配合电力体制改革进程,实施可再生能源定额补贴机制,即将现行的“煤电标杆电价+ 差额补贴”政策调整为“煤电标杆电价 / 市场电价 +溢价定额补贴”政策,建立定额补贴标准定期评估以及随可再生能源发展形势和成本变化、电力市场价格变化调整的机制。

二是对处于不同发展阶段的可再生能源技术,采用差别化电价政策。对技术成熟、规模化发展的可再生能源,如陆上风电和光伏发电,可以先期实施定额补贴,并缩短电价或补贴水平调整周期,对前沿、处于示范推广阶段的可再生能源发电,建议继续保持稳定的经济政策,实施标杆电价机制,提供相对稳定的投资环境,推动其商业化发展进程。

三是逐步推进招标电价政策的实施,我国自2016 年开始对可再生能源以竞争方式确定开发企业和发现电价的探索,对光热发电实施竞争性比选,对光伏领跑技术基地项目和普通光伏电站项

目实施招标。从实施效果看,光热发电竞争性比选基本达到了发现价格需求的目标,光伏领跑技术基地招标对降低电价作用显著。从长期看,招标竞争方式既符合国际发展潮流和趋势,更可推动可再生能源技术进步、产业升级,有益于我国可再生能源产业持续健康发展。此外,招标定价的另一个优势是可以与各种电价机制匹配,既可以进行固定上网电价的招标,也可以进行固定补贴水平招标,因此可以与现有的固定电价政策、未来逐步转型的定额补贴政策、考虑绿色证书交易后的多种经济激励政策协同实施。

5 发挥可再生能源供热的能源替代作用,扩大应用范围和规模

除了电力外,供热是可再生能源利用的另一重要形式。国际上可再生能源发展领先国家基本上同步发展可再生能源电力与供热技术和应用,在部分国家和地区,可再生能源已成为供热系统的主要能源来源,如冰岛和瑞典可再生能源供热已占其终端热力需求量的 60% 以上。2015 年现代可再生能源供热制冷在全球终端供热制冷能源消费量中占比约 8%,而供热制冷能源消费量约占全球终端能源消费量的50%,可再生能源供热在能源供应中已经发挥了重要作用。

对于我国来说,持续扩大可再生能源供热应用的迫切需要和现实意义主要在两个方面,一是对实现 2020 年和 2030 年非化石能源在一次能源消费中的占比目标,尤其是实现能源供应和消费转型非常重要。目前我国能源消费中广义供热占比相较于电力、交通、原料等仍然很高,如果供热方面不实现供应和消费的清洁化,即使电力清洁化比例很高,但如果电力在整个能源中占比一定的情况下,也会拖慢能源转型的速度和步伐。二是可再生能源供热可以实现多品种能源替代,解决区域环境问题,近年来我国北方地区冬季民用采暖与工业用能等对煤炭需求叠加,致使雾霾等空气污染现象频发,采用可再生能源供热可以对区域环境治理做出一定贡献。

可再生能源供热在资源来源、技术手段、产品类型等方面具有多样化特点,目前主要技术处于成熟阶段,如太阳能供热、地热能直接利用、地源热泵等可满足热水、取暖、蒸汽、制冷等各种品质用热和用冷需求,生物质能供热可以以农林废弃物、城市垃圾、工厂有机废水和废物为原料,提供热电联产、取暖、蒸汽、固体成型颗粒、 生物天然气等能源产品,此外,在可再生能源资源富集、供热需求量大、电力供应相对过剩的北方地区,还可以发展以替代燃煤小锅炉为目标的清洁电力供热。2015 年我国可再生能源供热利用规模达到 6750 万 tce,总量是当年风电能源贡献量的 116%。但可再生能源供热均为非商品化能源,目前尚未被纳入到国家能源统计体系当中,其在能源结构调整中的作用常常被忽视,“重电轻热”情况广泛存在。因此,需要加快建立国家供热计量统计体系,将可再生能源供热纳入到国家能源统计体系当中。

2017年一季度,国家多个部门对北方地区清洁能源供热开展了密集调研,可再生能源供热有望在政策和机制方面取得系统性的突破。根据《可再生能源发展“十三五”规划》,将按照“优先利用、经济高效、多能互补、综合集成”的原则,开展规模化应用的可再生能源供热示范工程。可再生能源供热是区域能源规划的重要内容,并应与城市发展规划很好衔接。推进建筑领域、工业领域可再生能源供热,启动生物质替代城镇燃料工程,加快供热领域各类可再生能源对化石能源的替代。统筹规划建设和改造热力供应的基础设施,加强配套管网建设与改造,优化设计供热管网,建立可再生能源与传统能源协同互补、梯级利用的综合热能供应体系。到 2020年,各类可再生能源供热和民用燃料总计可替代化石能源约 1.5 亿 tce。

建议从能源供需两侧协同推动可再生能源供热发展。供应端重点是提升可再生能源供热的技术水平和系统可靠性,加快提升可再生能源供热的系统集成能力,明确可再生能源与化石能源供热融合、电力系统与热力系统融合、能源梯级利用的发展理念和思路,结合互联网+、智能系统控制和优化调度,充分发挥各品位热源的品质和成本优势,降低供热成本,提高供热总体效率。需求端重点是以新的机制和政策激励可再生能源供热市场需求,如构建包括热力定价和补偿、管网建设补偿、税收金融政策在内的综合激励政策机制,建立多种商业模式推动可再生能源供热的规模化应用,以能源合同管理、PPP、BOT、OT 等扩大应用规模和范围,推动区域能源站建设。

6 结语

我国可再生能源进入大范围增量替代、区域性存量替代阶段,当前适应发展形势需要的创新机制

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