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智庫論壇 | “十四五”時期可再生能源發展的關鍵是體制改革與機制重構
來源:中國發展觀察 時間:2020-12-17 字體:[ ]

2020年9月22日,習近平總書記在聯合國大會上提出我國將努力在2060年實現“碳中和”后,在全世界引起重大反響,各國給予高度評價。所謂“碳中和”,是指通過碳減排、碳封存和碳抵消平衡整體經濟排放量,從而實現凈零碳排放。其中,大力發展可再生能源替代化石能源,減少二氧化碳排放,是實現“碳中和”的重要途徑?!笆濉逼陂g,我國可再生能源發展成效顯著,為碳減排和應對氣候變化做出了積極貢獻,但仍然存在一些問題,影響我國可再生能源規模進一步快速增長,抑制可再生能源“碳減排”效應的釋放。全面深化相關體制改革和新機制構建是促進我國“十四五”時期可再生能源發展的關鍵。

我國可再生能源發展取得四方面成績

隨著2003年我國《可再生能源法》頒布實施和可再生能源發展支持政策的逐漸完善,我國可再生能源開始進入快速發展期,成績斐然,主要表現在如下四個方面。

1.我國已成為世界最大的可再生能源消費和生產國

2019年,我國可再生能源(含水電)消費總量達到17.95EJ(1EJ(艾焦)是10的18次方J。1千焦等于34毫克標準煤),與2000年相比,我國可再生能源(包括水電)消費總量增長了6.95倍,而同期一次能源消費總量僅增長2.34倍(文中數據如果不特別注明,均來自《BP世界能源統計2020》——作者注)。自2005年可再生能源(含水電)消費量超過巴西和美國后,我國就成為全球最大的可再生能源(含水電)消費國,同時也是最大的生產國(可再生能源除了生物質能外,太陽能、風能、水能不易儲存,因而消費量與生產量相差不大)。2019年我國占全球可再生能源(含水電)消費量份額高達26.94%。

2.可再生能源發展為我國碳減排做出重要貢獻

當前和未來的一段時期,我國能源消費總量仍將處于平穩爬升期。2008—2019年,我國能源消費總量從32億噸標準煤增加到48.6億噸標準煤,年均增長3.85%。與能源消費有關的二氧化碳排放量也具有同樣的特征:2008—2019年,二氧化碳排放量從73.8億噸增加到98.3億噸,年均增長2.6%,占全球排放量的28.8%。

根據國內有關機構的預測,我國二氧化碳排放將在2030年達峰,峰值在115億噸,這意味著2020—2030年間我國二氧化碳排放量年均增速必須在1.58%以下,相比目前2.6%的年均增速要有大幅度減少。這意味著,除了要通過節能、提高能效和大幅度降低化石能源消費總量來減排之外,大力發展可再生能源替代化石能源成為另一個重要途徑。2019年,我國可再生能源發電量2.02萬億千瓦時,避免的CO2排放量為16.5億噸,占當年我國CO2排放量的16.8%。

3.風力發電與光伏發電快速下降,加快補貼政策快速退出

風力發電與光伏發電是可再生能源現代化利用技術進步最快的兩種可再生能源。2010年以來,我國風力發電和光伏發電平準化度電成本(LCOE)逐年大幅下降,市場競爭力日益提高。據國際可再生能源機構(IRENA)的數據,2010年以來,我國陸上風電項目的平均LCOE從2010年的0.482元/千瓦時左右降至2019年的0.315元/千瓦時,10年來下降了35%;海上風電項目LCOE由2010年的1.186元/千瓦時降至2019年約0.75元/千瓦時,10年來下降了37%。2019年中國部分海上風電項目LCOE低于0.63元/千瓦時。光伏發電的LCOE下降幅度比風電更大。2011—2019年間,我國(非居民屋頂)光伏發電平均LCOE從1.16元/千瓦時下降到0.44元/千瓦時,下降幅度為62%。目前,我國大部分地區風力發電和光伏發電已經具備平價上網條件,2020年底陸上風電和光伏發電新增項目不再享受上網電價補貼政策。

4.“十三五”期間我國可再生能源發電繼續保持高速增長

“十三五”期間我國可再生能源發電繼續延續高速增長勢頭,超額完成“十三五”規劃目標。我國“十三五”可再生能源發電裝機規劃目標是2020年裝機總量67500萬千瓦,其中水電34000萬千瓦、風電21000萬千瓦,光伏發電10500萬千瓦,太陽能熱發電500萬千瓦,生物質發電1500萬千瓦。

截至2019年,我國可再生能源發電裝機達到79400萬千瓦,實際完成率117.6%;其中水電裝機完成率104.7%、風電裝機完成率100%、光伏發電裝機完成率194%、生物質發電裝機完成率150%、太陽能熱發電完成率84%。除了太陽能熱發電沒有完成規劃目標、風電剛好完成目標外,其余可再生能源發電裝機都超額完成了規劃任務。

現階段我國可再生能源發展面臨的問題

盡管我國已經成為全球可再生能源第一大消費國和生產國,但可再生能源占能源消費總量的比重還不高。2019年,我國可再生能源占一次能源消費的比重為25.3%,與向高比例可再生能源系統轉型和碳中和的目標要求還有相當的距離,還存在一些影響可再生能源進一步快速發展的問題。

1.風電和光伏發電的“限電率”較高

我國能源轉型還處于初級階段,風電與光伏發電占發電量比重并不高,但近幾年風電和光伏發電已經出現了大量限電的情況(風力發電和光伏發電的“限電”是指可發電但因各種原因不能實現并網的電量。這部分電量與風光電的發電量的比值是“限電率”,通常也程“棄風率”“棄光率”)。根據國家能源局的數據,2015—2017年我國風電限電率分別高達15.2%、17%和12%;光伏發電限電率分別為12.1%、10.6%和6%。2018年我國《清潔能源消納行動計劃2018—2020》提出了2020年我國風電和光伏發電限電率下降到5%的目標后,風電與光伏發電限電率出現明顯下降。2018年和2019年,風電限電率分別下降為6.2%和4%,光伏發電限電率分別下降為3%和2%。

根據歐洲主要國家的經驗,當風電與光伏發電占發電量比重超過10%時,限電率已經下降到1%以下。比如,2011—2013年間,德國發電量中風光電占比從11.2%增加到13.1%,風光電限電率從0.61%下降到0.15%;意大利風光電占比從6.8%上升到12.4%,風光電限電率從1.29%下降到0.42%。相比之下,2019年我國發電量中風光電占比僅為8.4%,但風電和光伏發電限電率仍高達3%和2%。因此,相對于我國可再生能源發展階段而言,這一限電率仍然偏高意味著我國2019年“浪費”了145億千瓦時的風光電。

2.后補貼時代風力和光伏發電“非技術成本”的不利影響將日益凸顯

我國風力和光伏發電項目建設中一直存在非技術因素導致“成本”過高的現象,這類成本甚至占到項目總建設成本的20%—30%。非技術性成本的來源主要有幾個方面:一是國土與林業部門在項目建設用地政策方面不一致導致項目延誤甚至取消,土地使用費用征收不規范;二是風電與光伏發電項目并網工程建設缺乏競爭導致建設成本居高不下;三是風電與光伏發電項目融資信用體系建設滯后導致融資成本居高不下,融資成本甚至超過歐美國家一倍以上。

已有的可再生能源項目補貼政策實際上起到了“對沖”上述“非技術性成本”的作用。進入后補貼時代,這些非技術性成本的不利影響將日益凸顯,成為影響可再生能源,特別是風電和光伏發電發展的重要因素,甚至會影響風電和光伏發電進入“平價上網”時代。

3.政策限制導致生物質能現代利用嚴重滯后

生物質能一直是人類賴以生存的重要能源之一,是僅次于煤炭、石油、天然氣之后第四大能源,在能源系統中占有重要地位。根據清華大學和中國工程院的研究,我國生物質能年可利用資源量接近8億—11億噸標準煤,如果能充分利用,將直接替代我國能源消費總量中17%—24%的化石能源,將極大推動我國能源低碳轉型,為應對全球氣候變化做出巨大貢獻。

生物質能的現代利用方式有生物質發電、生物質沼氣、生物質車用燃料和生物質清潔燃燒供熱等。歐盟一直非常重視生物質能現代利用。歐盟終端能源消費中有17%來自可再生能源,其中59.2%(1156.9萬噸標準油當量)是生物質能貢獻的。這些生物質能的終端用途構成分別是:12%用于交通生物燃料,13.4%用于生物質發電,74.6%用于供熱。

在生物質能現代利用的各種方式中,生物質發電和生物乙醇燃料很早就得到政策支持,但發展規模不算大。2006年國家發展改革委制定了生物質發電標桿電價,到2019年生物質年發電量1111億千瓦時,占可再生能源發電量的5.4%;2001年我國開始推廣車用生物乙醇燃料試點,但到目前為止,車用生物乙醇燃料和生物柴油的年產量僅占成品油消費量的0.6%。

歐盟實踐所證明的最適合生物質能發展的方向——生物質能供暖供熱——在我國一直受到政策限制。國家環??偩?001年發布的《關于劃分高污染燃料的規定》將直接燃用的生物質燃料(樹木、秸稈、鋸末、稻殼、蔗渣等)歸為高污染燃料,限制生物質直接燃燒利用。實踐中,各地環保部門對生物質供熱供暖項目基本持否定態度,即使對政策明確鼓勵的采用生物質成型顆粒為燃料的供熱供暖項目也一直從嚴控制。2017年,國家環保部發布《高污染燃料目錄》取代《關于劃分高污染燃料的規定》。新的《目錄》雖然明確工業廢棄物和垃圾、農林剩余物、餐飲業使用的木炭等輔助性燃料不屬于管控范圍,但在實踐中環保部門對生物質供熱供暖項目并未全面放開,僅限于在山東陽信、商河等少數幾個縣范圍內進行示范發展,對全國生物質供熱供暖的發展沒有產生實質帶動作用。

4.我國電力系統靈活性不能滿足現階段能源轉型的需要

發電部門是可再生能源發展最快的領域。隨著波動性風光電比重的上升,傳統上基于化石能源發電而設計的電力系統穩定運行將面臨沖擊。從能源低碳轉型的要求出發,正確的策略應該是通過提高現有電力系統的靈活性來應對風光電的波動性,而不是限制風光電的發展。

根據歐洲的經驗,提升現有電力系統波動性的常見方法有五種:一是提高除風電和光伏之外其他發電廠的靈活度;二是加強相鄰國家(區域)電網的互聯互通,發揮相鄰電網的間接儲能系統作用;三是通過市場和技術手段提高電力負荷的可調節性;四是發展可再生能源供熱,增加儲熱裝置增加電廠靈活度;五是利用多樣化的儲能技術提高電力系統各環節的靈活性。

目前,我國提高電力系統靈活性的主要手段是推動煤電機組的靈活性改造。其余四種途徑,無論是技術上還是市場制度上變革有限,導致目前電力系統靈活性不高。更重要的是,多年來電源開發與電網規劃不匹配,片面追求超臨界、超超臨界等超大煤電機組的做法降低了電力系統的靈活性,最終限制了我國電力系統對波動性風光電的消納能力。

“十四五”期間可再生能源發展的關鍵是體制改革與機制重構

從能源服務角度,我國可再生能源利用大致可分為“電”和“非電”兩個領域。在電力領域,可再生能源發展的主要障礙是電力體制改革進展緩慢,根源是可再生能源發電企業與電網的利益沖突;非電領域可再生能源發展的重點是生物質供暖,主要障礙是政策限制,根源是環保部門對生物質能源發展的認知偏差。因此,“十四五”期間,體制改革與機制重構是決定我國可再生能源未來發展規模和速度的關鍵。

1.加快建設電力現貨市場與輔助服務市場,提升電力系統靈活性

隨著能源低碳轉型的推進,電力系統中波動性風光電比重的增加,靈活性成為電力系統最稀缺的“資源”。電力系統靈活性包括技術上的靈活性與制度上的靈活性。技術上的靈活性是指通過技術手段來提高系統對生產與負荷波動的反應能力和反應速度,制度上的靈活性是指電力市場制度使電力市場參與者能夠根據價格變化來體現這種反應能力。德國等歐洲國家在風光電比重大幅增加情況下,沒有出現持續性的風光電限電率,得益于歐洲各國電網互聯基礎上的統一市場電力市場建設。我國可再生能源發電并網中存在的大多問題,都與電力市場建設滯后密切相關。

完善的電力市場包括電力現貨市場與輔助服務市場,可以使電力市場參與者(發電商、電網、輔助服務提供商等)所提供的“服務”的價值充分體現,電力系統穩定高效運行。隨著越來越多波動性風光電進入電力市場,傳統市場參與者所提供的“服務”對電力系統穩定高效運行的“價值”需要重估。同時,波動性風光電比重大幅上升帶來了對新的輔助服務的需求。因此,在充分考慮波動性電量比重較大的情況下,建立和完善電力現貨市場是促進能源低碳轉型的系統成本,是實現電力系統穩定高效運行的關鍵。因此,必須進一步加快我國電力現貨市場和輔助服務市場建設,才能為我國可再生能源在“十四五”和今后的快速穩定發展提供可靠的制度保障。

2.增量配電網改革是電力體制改革與能源系統低碳轉型的突破口

增量配電業務是指目前國家電網和南方電網以外的配電業務,尤其指企業經營的配電業務。我國2016年啟動了增量配網改革,將其視為推動電力體制改革的突破口。一方面希望通過增量配網改革實現輸配電價改革的落地,倒逼電網企業從購銷差價盈利模式轉向收取過網費;另一方面希望通過引入新的配電網經營主體,加快配電網建設,同時使目前兩大電網之外的大量配電資產得到充分有效的利用。

但增量配網改革的意義不僅限于此,它也是推動我國能源系統轉型的突破口。隨著能源低碳轉型的推進,電力系統至少將產生兩個重大的變化:一是隨著大量分布式光伏、小型生物質電站、多能互補的微電網等在用戶側出現,電力系統電能從生產端向消費端的單向流動轉變為雙向流動(電能產消者(prosumer)的出現);二是電網從縱向控制的集中式電網向分布式扁平電網轉變。這促使能源轉型進程中大量的技術創新和商業模式創新在配網范圍內產生。

為適應能源轉型帶來的這些變化,配電網需要加快開放和轉型。無論是大量小型的分布式電站“集成”的需要,還是大量儲能設備、電動汽車等分布式接入對配電網優化運行和控制的需要,都需要一個開放的、數字化、智能化水平高和本地平衡能力強的本地配電網。

我國的輸電網的技術水平世界領先,但長期以來我國投資都是“重輸輕配”,導致電網結構薄弱,自動化水平低;基礎數據分割嚴重無法共享,信息化水平低,遠不能應對電力系統轉型的過程帶來的挑戰,也不能適應未來智慧城市和低碳發展的要求。因此,“十四五”期間必須進一步加快增量配網改革來適應能源轉型的要求。

3.完善碳定價機制,推動可再生能源與化石能源公平競爭

談到可再生能源與化石能源的競爭力時,常見的做法是計算一種能源利用方式全生命周期的單位成本,但這種度量方法沒有考慮化石能源碳排放的外部成本。換句話說,大力發展可再生能源替代化石能源的根本原因是人類在利用化石能源時所排放的二氧化碳是導致全球變暖的主要原因,但我們在比較可再生能源與化石能源的成本時卻不考慮化石能源排放二氧化碳的外部成本。因此,必須通過一種機制給排放的“碳”進行定價并且內部化,才能在一個公平競爭的環境下實現可再生能源對化石能源的替代。

從國際實踐看,存在兩種相互補充的碳定價機制:碳排放交易制度與碳稅。以歐盟為例,其碳排放交易制度(EUETS)主要針對電力部門和大工業部門的化石能源消耗企業,而碳稅則針對汽車燃料、居民部門和小工業部門等非ETS排放主體。不過,碳排放交易制度與碳稅也可以同時針對同一主體。因為碳排放交易確定的“碳價”是波動的,當碳價長期處于較低水平時,引導企業主動減排的效果將受到損害。這時候有的國家會在此基礎上引入碳稅,將碳價提高到社會合理水平,避免因為碳交易價過低而造成減排政策無效。

我國碳排放交易制度在八個省市經過五年試點運行,目前正處于全國性碳排放權交易市場運營前的準備階段,并將于2020年底進入試運行階段。從試點運行情況看,八個省市碳排放市場都不同程度存在碳價過低、對企業碳減排激勵有限的問題。因此,“十四五”期間需要加快完善我國碳定價機制,為可再生能源發展和公平競爭創造良好制度環境。

4.消除生物質供熱供暖的發展障礙,釋放我國生物質能利用潛力

生物質能在歐盟可再生能源利用將近60%的份額,并且75%左右的生物質能用于供熱供暖。這是因為生物質能分布廣泛、利用規模靈活,直接燃燒供熱供暖是最能發揮其優勢的利用領域。然而,我國生物質能供熱供暖受到各種限制,發展規模一直較小。因此,“十四五”期間必須消除我國生物質供熱供暖的發展障礙,加快釋放我國生物質能發展潛力。畢竟,生物質能燃燒不排放二氧化碳(碳中性)和硫化物,相比化石能源(包括天然氣)對氣候變化更為友好。

具體地說,可以從如下兩個方面推進:

一是環保部門應消除對生物質能供熱供暖的觀念誤區。雖然國家環保部2017年發布的《高污染燃料目錄》把農林廢棄物排除在監管范圍之外,但由于環保部門長期以來認為“生物質直接燃燒污染大”,在實際工作中對生物質供暖供熱項目“一刀切”甚至禁止。而解決這一問題的最好辦法按照實際排放值來決定生物質能供熱供暖項目(技術)的準入。同時,制定符合實際的生物質能鍋爐燃燒大氣污染物排放指標作為監管依據。

二是改變生物質能供熱供暖的補貼方式,促進先進技術脫穎而出。目前市場上已經出現部分燃燒效率高、排放效果好的生物質鍋爐,但由于生物質能供熱供暖行業沒有形成一個全國性的競爭市場,而且部分示范地區以政府招標方式確定生物質鍋爐或爐具廠家的做法傾向于低價(也是低技術)中標,好的技術反而被排擠出局。建議改變目前中標即獲得政府補貼的做法,生物質鍋爐排放指標優秀的企業才能獲得補貼。具體地說,投標企業除了對建設成本報價,還需要承諾投產后實際運行的具體排放指標。項目投產運行監測排放指標符合國家排放標準的,不給予補貼;排放指標優于國家標準50%的獲得50%的補貼,優于100%的獲得100%的補貼。


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