清潔能源與智能電網經濟政策研究

文／中電聯規劃統計部 張衛東／

一、取得的成績與問題

（一）清潔能源發電發展

目前為止，國際、國內對清潔能源仍沒有權威、嚴格且一致認可的定義。一般來說，清潔能源( clearerenergy)可指在生產和使用過程中不產生有害物質排放的能源，包括可再生能源如風能、水能、太陽能、生物質能等，及非再生的天然氣、核電等。

截至2012年底，全國發電裝機容量達到11.45億千瓦，其中水電、風電、核電、太陽能、氣電等清潔能源發電裝機3.64億千瓦，比重為32%。全國全口徑發電量4.98萬億千瓦時，其中清潔能源發電量為1.19萬億千瓦時，比重為24%。如圖1、2所示。

圖1 發電裝機比重圖

圖2 發電量比重圖

截止2012年底，我國風電并網容量6083萬千瓦，居世界第一位。如圖3所示。

圖3 我國風電裝機增長圖

2012年全國并網太陽能發電裝機328萬千瓦，增長47%。如圖4所示。

截止2012年底，我國水電裝機2.49億千瓦，也居世界第一位。由于我國水電資源豐富，目前開發率僅為50%左右，未來仍有較大潛力。我國核電已建成規模與美、日、法等國家相比仍很小，但在建規模3000萬千瓦，居世界第一，未來有較大發展空間。隨著天然氣開采使用規模增長，我國天然氣發電規模也穩步增加。清潔能源發展在保障能源供應，特別是改善環境質量，實現綠色可持續發展方面做出了重要貢獻。

（二）智能電網發展情況

2011年10月，青藏聯網工程全面投產，我國實現了大陸地區電網的全面聯網。

特高壓交直流試驗示范工程相繼建成投產，全國跨區電力輸送規模大幅增長。

2009年，國家電網公司建成我國首條1000千伏特高壓交流線路，晉東南變電站—荊門變電站，途徑南陽開關站，跨越黃河和漢江。2010年，國家電網公司建成向家壩-上海±800千伏特高壓直流示范工程，南方電網公司建成小灣-廣東±800千伏特高壓直流工程，至今已經穩定運行兩年多。特高壓交流試驗示范工程和特高壓直流工程分別獲得中國工業大獎和國家優質工程金獎。

電網企業確立了10大類智能電網重點研究領域，先后組織開展了200多項智能電網專業研究，構建了系統完整的堅強智能電網戰略性理論框架。科研單位、設備制造企業也積極開展設備研制和技術創新，通過自主研發、聯合研制和引導研發等多種方式，在智能電網調度支持系統、智能變壓器、智能GIS、光纖復合低壓電纜、電動汽車充換電設備及其控制系統、微電網運行控制系統等方面取得了重大突破，大幅度提高了自主研發能力和設備實驗能力，在智能化高壓設備、變電站信息一體化平臺、智能電網調度技術支持系統等方面走在了世界的前列。

電網企業啟動了29類287項試點工程建設。目前已經完成多項智能變電站、配電自動化、用電信息采集系統、電動汽車充換電設施、智能電網調度技術支持系統、電力光纖到戶、上海世博園、常規電源網廠協調、輸變電設備狀態監測系統、省級集中95598供電服務中心、智能小區等工程的建設和推廣。

（三）存在的問題

1、清潔能源比重仍相對偏低，以煤為主的發電結構難以快速扭轉，造成全國特別是中東部受端地區嚴重大氣等環境污染；

2、清潔能源發展沒有明確穩定的目標，缺乏統一規劃引導，各類清潔能源發電沒有實行最優配置，風電等行業無序發展、產能過剩、棄風棄電現象嚴重；

3、風電、太陽能等可再生能源發電技術進步進入瓶頸期，成本下降難度增大，長期無法實現平價上網，需要政府和用戶持續給予補貼；

4、智能電網關鍵技術取得實質性突破較為困難，經濟性和商業化模式不確定。除抽水蓄能外，各種新型儲能方式均無法滿足大規模發展對技術和成本的雙重要求；受技術制約，電動汽車及充換電服務的經濟性、便利性和企業盈利難以兼顧；智能家居產品與消費者需求存在差異，推廣緩慢；

5、規范、鼓勵和扶持政策有待于進一步協調、優化，相關政策落實、資金撥付、項目管理等方面的工作效率有待提高。

圖4 我國并網太陽能發電裝機增長圖

二、政策現狀

在市場經濟條件下，也包括社會主義市場經濟，大多數的經濟政策都是基于成本與價格的政策，甚至包括環境政策也是立足于將環境污染及治理的外部成本內部化，從而改變產業間或項目間的成本效益關系。

（一）風力發電

2009年7月，國家發展改革委發布《關于完善風力發電上網電價政策的通知》（發改價格[2009]1906號），文件規定全國按風能資源狀況和工程建設條件分為四類風能資源區，相應設定風電標桿上網電價。

這是繼2004年火電標桿電價之后，國家推出的第二類發電上網標桿電價。過去幾年，在標桿電價制度的激勵下，我國風電呈現出大干快上的發展勢頭，裝機容量很快達到世界第一。

圖5 全國風力發電標桿上網電價表

但是，在快速發展過程中也出現了一些問題：缺乏統一規劃，部分地區風電規模過大，出現較為嚴重棄風情況；缺乏統籌考慮，補貼資金征收不足（僅風電年度補貼需要300億元）；新批中東部風電項目建設條件復雜、投資大、風資源相對較差，企業建設積極性不足；補貼資金發放滯后，補貼制度、補貼資金征收發放程序有待優化，相關部門管理效率有待提高；風電設備質量問題逐步暴露，檢修維護成本提高；裝備產業產能過剩。

（二）太陽能發電

2009年7月，財政部、科技部、國家能源局聯合發布《關于實施金太陽示范工程的通知》，采取財政補助方式支持光伏發電示范項目。當年并網光伏發電項目按系統總投資的50%給予補助。

2010年，“金太陽”不再支持大型并網光伏電站，關鍵設備招標方式為國家集中招標，用戶側光伏發電項目補貼比例為50%。

2010年至2011年，不再對關鍵設備進行招標，采用晶體硅組件的示范項目補助標準為9元／瓦。

3）開展固定資產投資項目節能評估與審查工作，加強項目源頭節能管理。中國海油先后完成了對惠州煉化二期、恩平23-1油田群總體開發等30多項重大建設項目節能評估報告的審查工作，共提出修訂意見576項，節能措施215項，發現節能量47×104t標煤，強化了項目可研和設計階段對節能技術應用和能耗狀況的審查，做到了節能管理“關口前移”。

2012年上半年，補貼標準調整為5.5元／瓦。

2013年3月，財政部決定金太陽示范工程不再進行新增申請審批。

2013年5月，財政部發布《關于清算金太陽示范工程財政補助資金的通知》（所謂117號文件），規定沒有按期完工的項目，要求“取消示范工程，收回補貼資金”。至此，金太陽工程政策正式進入清盤狀態。

2011年8月，國家發改委發布《關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》，規定：2011年7月1日以前核準建設、2011年12月31日建成投產光伏發電項目，上網電價統一核定為每千瓦時1.15元（含稅）；2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，以及2011年7月1日之前核準但截至2011年12月31日仍未建成投產的太陽能光伏發電項目，除西藏仍執行每千瓦時1.15元的上網電價外，其余省（區、市）上網電價均按每千瓦時1元執行。

金太陽補貼政策與光伏發電標桿電價政策過去曾經短暫并行一段時間，未來政策將轉向單一標桿電價政策。

太陽能發電發展也存在一些問題，如：清盤金太陽總體方向正確，但遺留大量矛盾，甚至將引發連鎖訴訟；與風電相同的補貼資金征收不足，補貼資金發放滯后；太陽能發電成本下降趨勢趨緩，加上煤價下跌因素，實現平價上網難度增大；1元電價引導投資力度有待觀察，恐難以實現分布式光伏發展目標，另外還有電量計量、電費結算、發票稅收等問題；歐盟“雙反”裁決下，裝備產業面臨嚴峻形勢。

（三）生物質發電

2010年以前，生物質能發電電價按照當地燃煤脫硫電價加0.25元／千瓦時確定。

2010年7月，國家發改委發布《關于完善農林生物質發電價格政策的通知》（發改價格[2010]1579號），規定未采用招標確定投資人的新建農林生物質發電項目統一執行標桿上網電價每千瓦時0.75元（含稅）。

新政策激勵效果很好，生物質能實現較快發展，目前面臨的問題主要是新增發電項目過多、過密，規模布局不盡合理，由于竟價收購，恐將推高燃料價格，導致企業虧損。

（四）智能電網

智能電網價格政策涉及范圍非常廣泛。國家對可再生能源發電項目接入電網系統給予補助，標準為：50公里以內，每千瓦時補貼0.01元；50-100公里，每千瓦時補貼0.02元；100公里及以上，每千瓦時補貼0.03元。部分地區發電側實行峰谷電價，支持抽水蓄能發展；部分地區實行電動汽車充電電價；部分地區用戶側實行峰谷電價、高可靠電價等靈活電價。

智能電網價格方面的不足：風電等部分可再生能源發電出力具有隨機性、反調峰性等特征，增加了系統內其他機組的調峰、調頻負擔，目前沒有相應補償機制；除抽水蓄能外化學、壓縮空氣、飛輪等儲能系統成本高，目前沒有響應補貼機制，難以規模發展；用戶側峰谷電價、高可靠電價等靈活電價機制有待推廣；綠色電價機制有待建立。

（五）清潔能源與智能電網發展的價格政策思路

清潔能源與智能電網發展最基本和最重要的原則就是：“用最少的補貼資金，實現最合理的清潔能源發展規模”。

1）合理的發展規模，應當指清潔能源利用對常規化石能源利用的替代，重點要落在電量上。

圖6 全國各省區2012年燃煤機組脫硫標桿上網電價（元／千瓦時）

圖7 部分省區風電與煤電上網電價差價（元/千瓦時）

2）合理的發展規模，應當綜合考慮國家資源特征、可持續發展要求、公民對環境的總體訴求、經濟發展階段及能源價格承受能力等多種因素，科學論證后提出分階段目標，并可合理細化到不同類型清潔能源。

3）最少的補貼資金增加社會額外負擔最低，對電力來說，就是每千瓦時售電價中的電價附加最低。

按照這個原則，我們首先回顧風電的電價政策，全國各省區2012年燃煤機組脫硫標桿上網電價如圖6所示，部分省區風電與煤電上網電價差價如圖7所示，部分省區風電與煤電上網電價差價示意圖如圖8所示。

因此，為了更大更有效地發揮補貼資金的作用，應當調整現行補貼政策，即按照各地標桿煤電價格加上相同補貼電價如0.18元／千瓦時確定風電標桿電價。這樣，再配套合理政策，可實現相同的補貼資金下風電發電量最大化。

對于大型太陽能發電項目，與風電電價政策類似，也不應該全國制定統一標桿價格，而修訂為分省標桿煤電電價加固定補貼價格確定。

對于分布式光伏發電，則與大型發電項目不同，由于其所發電力可直接在電力系統終端消納，電價應當按照當地平均銷售電價（或者用戶所屬分類銷售電價）加固定補貼價格確定。

對于分布式光伏項目，應按照平均銷售電價加固定補貼價格確定，如圖9。

全國各省區平均銷售電價（元／千瓦時）最后，對于生物質能發電，則應區別對待。

考慮到生物質原料總量有限、生物質燃料能量密度低、不適宜遠距離運輸等特征，全國各地有條件地區均應將生物質燃料充分利用，因此全國指定統一標桿電價進行鼓勵發展是適宜的。

圖8 部分省區風電與煤電上網電價差價示意圖

圖9 全國各省區平均銷售電價（元/千瓦時）

三、建議

1、加強研究論證，科學確定我國清潔能源發展規模及所需補貼資金的籌集方案。

2、堅持統一規劃，合理統籌資源與開發、結構與布局、電源與電網、裝備與發電、目標與步驟等之間的關系。

3、優化調整風電與太陽能發電標桿電價機制，提高補貼資金利用效率，實現資源優化配比，促進清潔能源健康發展。