中国大规模可再生能源发电并网的保障政策研究报告.pdf

I 中国大规模可再生能源发电并网的中国大规模可再生能源发电并网的中国大规模可再生能源发电并网的中国大规模可再生能源发电并网的保障政策研究保障政策研究保障政策研究保障政策研究 国家发改委能源研究所 2010 年 10 月 II 目录目录目录目录 0 前言 . 1 1. 现有可再生能源发电并网政策及实施效果评价 3 1.1 现有可再生能源发电相关政策的综述分析现有可再生能源发电相关政策的综述分析现有可再生能源发电相关政策的综述分析现有可再生能源发电相关政策的综述分析 . 3 1.1.1 可再生能源发电优先上网政策可再生能源发电优先上网政策可再生能源发电优先上网政策可再生能源发电优先上网政策 . 3 1.1.2 可再生能源发电分类电价可再生能源发电分类电价可再生能源发电分类电价可再生能源发电分类电价 7 1.1.3 可再生能源的费用分摊机制可再生能源的费用分摊机制可再生能源的费用分摊机制可再生能源的费用分摊机制 11 1.1.4 可再生能源的电网建设补贴可再生能源的电网建设补贴可再生能源的电网建设补贴可再生能源的电网建设补贴 14 1.1.5 可再生能源发电配额可再生能源发电配额可再生能源发电配额可再生能源发电配额 16 1.2 现有可再生能源发电并网政策实施评价现有可再生能源发电并网政策实施评价现有可再生能源发电并网政策实施评价现有可再生能源发电并网政策实施评价 17 1.2.1 可再生能源发电政策实施效果可再生能源发电政策实施效果可再生能源发电政策实施效果可再生能源发电政策实施效果 . 17 1.2.2 可再生能源发电并网政策特点和存在的问题可再生能源发电并网政策特点和存在的问题可再生能源发电并网政策特点和存在的问题可再生能源发电并网政策特点和存在的问题 . 18 2. 未来可再生能源电力大规模并网的困难和挑战 19 2.1 风电功率特性影响电力系统运行风电功率特性影响电力系统运行风电功率特性影响电力系统运行风电功率特性影响电力系统运行 . 19 2.2 风电功率特性加大等效负荷峰谷差风电功率特性加大等效负荷峰谷差风电功率特性加大等效负荷峰谷差风电功率特性加大等效负荷峰谷差 21 2.3 电源结构影响电网调峰能力电源结构影响电网调峰能力电源结构影响电网调峰能力电源结构影响电网调峰能力 . 25 2.4 风电发展面临大规模远距离外送风电发展面临大规模远距离外送风电发展面临大规模远距离外送风电发展面临大规模远距离外送 27 2.5 区域电网风电消纳问题突出区域电网风电消纳问题突出区域电网风电消纳问题突出区域电网风电消纳问题突出 29 2.6 技术支撑体系仍很薄弱技术支撑体系仍很薄弱技术支撑体系仍很薄弱技术支撑体系仍很薄弱 . 30 2.7 电力市场发展尚不完善电力市场发展尚不完善电力市场发展尚不完善电力市场发展尚不完善 . 31 3. 国外大规模可再生能源发电并网的保障政策分析 31 3.1 国外电力系统及风电并网现状国外电力系统及风电并网现状国外电力系统及风电并网现状国外电力系统及风电并网现状 31 3.1.1 欧洲电力系统及风电并网现状欧洲电力系统及风电并网现状欧洲电力系统及风电并网现状欧洲电力系统及风电并网现状 . 31 3.1.2 美国电力系统及风电并网现状美国电力系统及风电并网现状美国电力系统及风电并网现状美国电力系统及风电并网现状 . 34 3.2 国外风能发展中长期规划及电网保障措施国外风能发展中长期规划及电网保障措施国外风能发展中长期规划及电网保障措施国外风能发展中长期规划及电网保障措施 37 3.2.1 欧盟中长期风电发展规划及电网保障措施欧盟中长期风电发展规划及电网保障措施欧盟中长期风电发展规划及电网保障措施欧盟中长期风电发展规划及电网保障措施 . 37 3.2.2 美国美国美国美国 2030 年风电发展规划及保障措施年风电发展规划及保障措施年风电发展规划及保障措施年风电发展规划及保障措施 . 41 3.3 国外电网适应风电大规模发展的经验总结国外电网适应风电大规模发展的经验总结国外电网适应风电大规模发展的经验总结国外电网适应风电大规模发展的经验总结 43 3.3.1 同步电网是实现风电大规模接入的重要保障同步电网是实现风电大规模接入的重要保障同步电网是实现风电大规模接入的重要保障同步电网是实现风电大规模接入的重要保障 . 43 3.3.2 电源结构是决定电网容纳风电能力大小的重要因素电源结构是决定电网容纳风电能力大小的重要因素电源结构是决定电网容纳风电能力大小的重要因素电源结构是决定电网容纳风电能力大小的重要因素 . 44 3.3.3 精确的功率预测是增加电网容纳风电能力的有效手段精确的功率预测是增加电网容纳风电能力的有效手段精确的功率预测是增加电网容纳风电能力的有效手段精确的功率预测是增加电网容纳风电能力的有效手段 . 45 3.3.4 在更大的区域或市场内调度运行是减小电网影响和接入成本的优化选择在更大的区域或市场内调度运行是减小电网影响和接入成本的优化选择在更大的区域或市场内调度运行是减小电网影响和接入成本的优化选择在更大的区域或市场内调度运行是减小电网影响和接入成本的优化选择 . 46 3.3.5 分布式风电开发方式有助于风电并网分布式风电开发方式有助于风电并网分布式风电开发方式有助于风电并网分布式风电开发方式有助于风电并网 . 47 3.3.6 加强电力市场管理和经济激励政策制定是提高电网容纳风电能力的重要保障加强电力市场管理和经济激励政策制定是提高电网容纳风电能力的重要保障加强电力市场管理和经济激励政策制定是提高电网容纳风电能力的重要保障加强电力市场管理和经济激励政策制定是提高电网容纳风电能力的重要保障 . 47 4. 解决大规模可再生能源并网的保障政策建议 49 4.1 技术层面技术层面技术层面技术层面 . 50 4.1.1 加快部署风力发电系统功率短期预报技术加快部署风力发电系统功率短期预报技术加快部署风力发电系统功率短期预报技术加快部署风力发电系统功率短期预报技术 ，，， ，提高电网调度能力 提高电网调度能力提高电网调度能力提高电网调度能力 . 50 4.1.2 制定完善并网技术标准制定完善并网技术标准制定完善并网技术标准制定完善并网技术标准 ，，， ，引导产业开发适应电网要求的装备 引导产业开发适应电网要求的装备引导产业开发适应电网要求的装备引导产业开发适应电网要求的装备 . 50 4.1.3 应允许放弃一定的边际电量应允许放弃一定的边际电量应允许放弃一定的边际电量应允许放弃一定的边际电量 ，，， ，降低电网的总体调峰需求和成本 降低电网的总体调峰需求和成本降低电网的总体调峰需求和成本降低电网的总体调峰需求和成本 . 51 III 4.1.4 加强可调节电源建设和区域间电网连接加强可调节电源建设和区域间电网连接加强可调节电源建设和区域间电网连接加强可调节电源建设和区域间电网连接 ，，， ，增强系统调节能力 增强系统调节能力增强系统调节能力增强系统调节能力 . 51 4.1.5 在集中开发资源的同时在集中开发资源的同时在集中开发资源的同时在集中开发资源的同时 ，，， ，也同时重视和支持分布式电源的发展 也同时重视和支持分布式电源的发展也同时重视和支持分布式电源的发展也同时重视和支持分布式电源的发展 . 52 4.1.6 加快储能等新兴能源技术的发展加快储能等新兴能源技术的发展加快储能等新兴能源技术的发展加快储能等新兴能源技术的发展 . 52 4.2 制度层面制度层面制度层面制度层面 . 53 4.2.1 行政干预和政策激励相结合行政干预和政策激励相结合行政干预和政策激励相结合行政干预和政策激励相结合 ，，， ，经济高效达成发展目标 经济高效达成发展目标经济高效达成发展目标经济高效达成发展目标 . 53 4.2.2 实行接力调度实行接力调度实行接力调度实行接力调度 ，，， ，合理分配消纳成本 合理分配消纳成本合理分配消纳成本合理分配消纳成本 ，，， ，适度提高地方经济收益 适度提高地方经济收益适度提高地方经济收益适度提高地方经济收益 . 53 4.2.3 加大可再生能源发电项目建设管理加大可再生能源发电项目建设管理加大可再生能源发电项目建设管理加大可再生能源发电项目建设管理 ，，， ，纳入电网建设规划 纳入电网建设规划纳入电网建设规划纳入电网建设规划 . 53 4.2.4 建立系统的利益疏通和引导机制建立系统的利益疏通和引导机制建立系统的利益疏通和引导机制建立系统的利益疏通和引导机制 ，，， ，特别是发挥价格杠杆的作用 特别是发挥价格杠杆的作用特别是发挥价格杠杆的作用特别是发挥价格杠杆的作用 . 54 4.2.5 实现技术层面措施的相应鼓励手段实现技术层面措施的相应鼓励手段实现技术层面措施的相应鼓励手段实现技术层面措施的相应鼓励手段 . 55 1 0 前言前言前言前言 近年来，我国可再生能源产业进入快速发展时期，表现尤其突出的是风电和太阳能产业。风电自2006年后连续四年实现装机容量翻番，太阳能发电也开始起步，并网光伏市场在2009年启动，太阳能光伏和热水器制造业已迈入世界前列。我国政府已提出新的可再生能源发电目标，2020年风电装机目标将从2007年确定的3000万kW提高到1.5亿kW；2020年太阳能发电装机目标也从过去规划的180万kW大幅提高到2000万kW。为此，国家在2008年底规划了7个千万千瓦风电基地以及若干个百万千瓦风电基地，太阳能发电基地也在规划之中。这些风电和太阳能发电基地都是主要集中在风能、太阳能资源较为丰富的“三北”地区。 但是，风电和太阳能发电等可再生能源发电普遍具有随机性、间歇性、低容量系数的特点，而且我国风电和太阳能资源优良区又普遍处于远离电力负荷中心和主干电网的偏远地区。因而，这种大规模、集中式的风电和太阳能发电基地的开发，有赖于高电压、远距离的电力输送方式，除了需要大规模新建电力线路外，还需要从结构上改善电网内的调峰能力，从而对当地乃至整个区域电网的安全稳定运行带来了前所未有的技术和管理挑战。近年来随着风电装机总容量的扩大，风电接入电网以及电网接纳风电问题日渐显现，已经开始在东北等局部地区突出暴露出来。因此，保障大规模可再生发电并网已成为今后大规模开发利用可再生能源的重大任务。 中国已出台保障可再生能源发电并网的有关政策，但还存在着不少问题。可再生能源法明确规定电网必须全额收购可再生能源电力；2007年颁布的可再生能源中长期发展规划规定，2020年电网销售的电力中，必须有3来自可再生能源资源。可以说，我国已经为电网消纳可再生能源电力提出了严格的、强制性的总体要求。而在促进可再生能源发电并网的具体政策方面，目前仅有国家发展改革委于2007年初出台的、专门为可再生能源发电项目所建设的输电线路提供每千瓦时1-3分钱补贴的接网投资补贴政策。对于电网接纳风电等可再生能源的技术难点所带来的经济补偿和激励问题，我国尚没有出台具体政策。此外，国家也没有出台有关可再生能源发电并网的接入技术标准、可再生能源发电机组2 相关技术标准，对风电、太阳能发电等可再生能源发电项目的发电出力预测预报也没有明确的指导意见。总之，当前可再生能源发电并网的政策框架主要关注对电网企业全额收购可再生能源电力的强制性要求方面，而缺乏为满足这种要求以及服从电网安全、稳定运行目的所应提供的保障政策措施。 为了更好地促进我国可再生能源的大规模开发，促进行业有序、健康发展，并为政府制定可再生能源发电接入电网政策提供参考和依据，在国家能源局新能源和可再生能源司的指导下和能源基金会的支持下，国家发展改革委能源研究所联合国网能源研究院、中国电科院、中国风能协会以及几家大型风电企业，于2009年6月至2010年5月期间联合开展了“中国大规模可再生能源发电并网的保障政策”研究。此项研究在研究国外促进可再生能源发电接入电网政策制定和实施经验的基础上，深入分析了我国大规模可再生能源发电所面临的发展形势、政策体制环境和所面临的主要问题，针对2020年前我国可再生能源发电的目标和任务，提出相应的接入电网方面的保障政策建议。根据目前我国可再生能源发电的发展形势，风电的并网问题和矛盾率先显现并日趋突出，已成为当前和今后制约风电发展的主要瓶颈。因此，在本研究中，以风电大规模发展的并网研究为重点。太阳能发电的大规模应用有两个方面其一是荒漠电站，而我国太阳能荒漠电站的市场在2009年开始起步，其在今后5-10年的发展道路将类似于过去5年的风电产业，因此其并网问题的解决可以充分利用风电大规模发展并网的经验，其二是作为分布式能源系统的建筑结合光伏系统，其并网主要是接在低压侧配电网，其并网问题主要在于经济利益的调整。生物质发电系统的电力输出特性和煤电是比较类似的，其电力输出在一定程度上可控并可以参与调峰，因此在本报告中不需涉及。地热能发电规模小，海洋能发电上在研发阶段，在本报告中不需涉及。因此，本报告研究主要侧重于大规模风电并网问题。3 1. 现有可再生能源发电并网政策现有可再生能源发电并网政策现有可再生能源发电并网政策现有可再生能源发电并网政策 及及及 及实施效果评价 实施效果评价实施效果评价实施效果评价 1.1 现有可再生能源发电相关政策的综述分析现有可再生能源发电相关政策的综述分析现有可再生能源发电相关政策的综述分析现有可再生能源发电相关政策的综述分析 我国已经初步建立了支持可再生发电的政策框架，通过几年的实施，已经取得了一定的效果。主要政策有发电优先上网政策、分类电价政策、费用分摊政策、电网建设补贴政策、发电配额政策等。 1.1.1 可再生能源发电优先上网可再生能源发电优先上网可再生能源发电优先上网可再生能源发电优先上网 政策政策政策政策 1.1.1.1 政策演进政策演进政策演进政策演进 本节以风电为例，分析我国可再生能源发电的并网政策。风电并网政策共经历三个典型阶段。 （（（（1））））2003年前年前年前年前，，，，可再生能源发电可再生能源发电可再生能源发电可再生能源发电处于处于处于处于并网并网并网并网政策缺失和弱化阶段政策缺失和弱化阶段政策缺失和弱化阶段政策缺失和弱化阶段，，，，并网困难并网困难并网困难并网困难 我国从八十年代起开始实施若干阶段的电力体制改革。2002年启动的电力体制改革的总体目标是打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系；主要内容是为在发电环节引入竞争机制，首先要实现“厂网分开”，将国家电力公司管理的电力资产按照发电和电网两类业务进行划分；其中发电环节按照现代企业制度的要求，将国家电力公司管理的发电资产直接改组或重组为规模大致相当的五个全国性的独立发电公司，逐步实行“竞价上网”，开展公平竞争；而电网环节分别设立国家电网公司和南方电网公司。 在电力部门改制为公司以后，电力企业基本按照商业模式运作，不再承担政府职能，因此企业相应不愿意再承担发展包括风电在内的可再生能源发电的公共义务。特别是“厂网分开”之后，发电环节实行竞价上网，而在当时可再生能源发电技术和经济核算体系下，风电发电成本高达1元/kWh左右，而太阳能光伏发电的成本更是在8元/kWh以上，加上可再生能源发电间歇性电源自身的缺点，使电源企业不愿去发展风电等可再生能源电力。而对于电网企业，从技术角度说，风电等可再生能源电力的接网增加了电网调度和运行的难度和工作量，从经济角4 度说，既增加了接入线路的投入，可再生能源电力高电价又需要在省级电网内消化。而国家在可再生能源发电并网方面的规定原则性过强，不具备约束性。例如，1994年原国家电力部规定，电网管理部门应允许风电场就近上网，并收购全部上网电量，上网电价按发电成本加还本付息、合理利润的原则确定，高出电网平均电价部分，其价差采取均摊方式，由全网共同负担；1999年原国家计委和科技部明确了“可再生能源发电要优先上网和电网企业应当为可再生能源上网提供方便”的规定。因此，电网企业对可再生能源发电经常采取不合作的态度，拒绝接纳。这也是2003年前建设和能够顺利上网、正常运行的风电场，绝大部分是电网企业内部控股的风电场的主要原因。 （（（（2））））2003-2005年年年年，，，，特许权招标制度为解决风电并网问题进行了有益的探索特许权招标制度为解决风电并网问题进行了有益的探索特许权招标制度为解决风电并网问题进行了有益的探索特许权招标制度为解决风电并网问题进行了有益的探索 为了促进风电的规模化发展和商业化经营、通过竞争机制提高风电的经济性、参考其他行业项目和国外风电场招标的实践经验，我国政府在2002年提出了风电场特许权招标的概念，并进行了充分研究。在2002年12月10日原国家计委对第一批特许权示范项目（江苏如东和广东惠来风电场）建议书的批复文件中，关于风电并网问题做出了如下规定“项目公司与省政府指定的部门签订特许权协议，并同时与电网企业签订购售电合同。特许期为特许权协议正式签署并生效后25年”。特许权项目对解决风电并网问题的重要作用体现在 circle6 政府对风电并网和售电做出了承诺保证； circle6 风电场到电网的输电线路投资和建设由电网企业负责。而在特许权招标项目之前，接入系统的投资大都由风电企业负责。 （（（（3））））2006年后年后年后年后，，，，可再生能源法实施可再生能源法实施可再生能源法实施可再生能源法实施，，，，明确规定实施强制上网和全额收购制明确规定实施强制上网和全额收购制明确规定实施强制上网和全额收购制明确规定实施强制上网和全额收购制度度度度 2005年2月，全国人大通过了可再生能源法。2006年1月1日起，可再生能源法开始实施。根据法律条文，为了保证包括风电在内的可再生能源发电项目投资经营者的利益，我国实施可再生能源发电强制上网和全额收购政策“电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务”。该法律为风电等可再生能源并网提供了保障。在可再生能源法生效后的一周内，国家发改委又出台了可再生能源发电有关管理5 规定，对可再生能源接网系统的建设责任和产权问题做出了明确规定对大中型可再生能源发电项目，接入系统由电网企业投资，产权分界点为电站（场）升压站外第一杆（架）；对于小型可再生能源发电项目，则只提出接入系统原则上由电网企业投资建设的原则性规定。 实际上，可再生能源发电接网系统的建设责任和产权不明确问题，是以前可再生能源电力上网的难点之一，导致电网企业积极性不高。这迫使有些可再生能源发电企业自己或委托其他单位建设联网配套工程，且必须符合电网提出的各种要求，既增加了风电等可再生能源发电企业的投资成本，产权也并不明晰，也给电力监管部门和国家能源主管部门的管理增加了难度。可再生能源发电有关管理规定提出了明确的投资、建设责任和产权界定，是落实可再生能源法中提出的“强制上网制度”的基础。 此外，国家电监会在2007年7月颁布了电网企业全额收购可再生能源电力监管办法，除了重申电网企业必须全额收购可再生能源电力外，主要明确了在此方面的电力监管的职能部门、职责、措施等。2007年8月，国家发改委等四部委颁布节能发电调度办法（试行），其中提出 circle6 在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源； circle6 机组发电序位表第一为无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组。 1.1.1.2 政策实施政策实施政策实施政策实施 2006年后，得益于国家对可再生能源发电的优惠电价政策和强制性并网政策，可再生能源发电并网的经济性和制度性障碍基本消除，风电开发呈现规模发展的势头，太阳能发电、农林废弃物发电市场也开始起步。虽然由于建设周期差异的问题（风电场的建设周期短，如果风机能够按时供货和手续顺利，可以在短短几个月内完成电场建设，而电网的建设周期相对长一些），存在一些风电场的风电机组延迟一段时间并网的现象，但从总体看，法律和政策体系中关于可再生能源并网问题的规定，给电网企业赋予了社会责任和压力，促使电网企业在技术、运行管理上为接纳可再生能源电力做出了努力，并实质性地增加了接网的投资和建设。随着风电装机规模的不断增加，电网企业也在电网规划中开始将风电作为6 必须考虑的电源进行电网的布局和规划，风电也自2008年开始被纳入到电力调度、电力平衡和电力行业的统计之中。总之，2006年后，风电优先上网基本得到了保障，强制上网制度基本得以有效的实施。 1.1.1.3 政策走向政策走向政策走向政策走向 2009年6月，全国人大启动了可再生能源法的修订工作，通过对社会公开征求意见，可再生能源法修正案于2009年1月26日获得通过，并于2010年4月1日开始实施。其中最主要的修正的条款即是针对可再生能源并网，而这一条曾在征求意见的过程中引起了广泛的争议。最显著的特征是将原先的“全额收购”改成“全额保障性收购制度”，具体条款修改是 circle6 国务院能源主管部门会同国家电力监管机构和国务院财政部门，按照全国可再生能源利用规划，确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重，制定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法，并由国务院能源主管部门会同国家电力监管机构在年度中督促落实。 circle6 电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。发电企业有义务配合电网企业保障电网安全。 circle6 电网企业应当加强电网建设，扩大可再生能源电力配置范围，发展和应用智能电网、储能等技术，完善电网运行管理，提高吸纳可再生能源电力的能力，为可再生能源发电提供上网服务。 法律修正案草案公开甚至法律修正案颁布后，一种观点（主要是可再生能源发电企业持有的观点）认为政策是在倒退。但实际上，如何正确理解“全额保障性收购制度”成为分析政策走向的关键。之前的“强制上网、全额收购”的规定缺乏定量的指标，在风电等可再生能源电力规模不大的阶段，电网通过挖掘内部的潜力和加强省内、区域内网架建设，可以实现风电机组的全部并网和收购其所发出的全部电量。但是，由于我国风能、太阳能资源丰富区域、现有大型风电场开发区域过于集中，并且远离电力负荷区，在2009年初就已经开始出现电网无力全部接纳风电的现象。例如在吉林，冬季由于热电联产机组无法过多退出，而风7 电容量在省级电网内的容量比例较高，出现了不得已限制风电出力的情况。如果不对跨省和区域电网加以改造和投入，随着风电发展规模的扩大，将会在更多的省份和地区出现不得已限制风电出力的情况，这样“全额收购”将无法落到实处。因此，解决问题的关键就不是2003年之前的电网企业的态度问题，而是如何通过有效的政策和制度设计以及必需的电网建设，在全国范围内消纳可再生能源电量。因此，迅速扩大的可再生能源发电市场，提出了完善风电并网政策的要求，即从定性的“全额收购”制度发展到定量化的“全额保障性收购制度”。 “全额保障性收购制度”的实施难点，在于如何确定年度的最低限额指标，包括指标的具体数额（若偏高，超过了可再生能源发电应有的发展速度，会刺激开发的无序，电网企业也难以完成任务；若偏低，则会为电网企业限制部分可再生能源发电厂出力提供借口）、承担指标任务的主体（省级电网、区域级电网，还是国网和南网）。尽管如此，在具体指标的压力和明确的目标下，电网企业会为接纳风电制定合适的电网建设规划，以达到规定的收购数额要求。因此，这样的政策对可再生能源未来的发展是有利的。同时，从电网企业的角度考虑，法律修正案也原则性地提出了发电企业配合电网企业保障电网安全的义务要求。 1.1.2 可再生能源发电分类电价可再生能源发电分类电价可再生能源发电分类电价可再生能源发电分类电价 1.1.2.1 政策演进政策演进政策演进政策演进 以下以风电电价为重点，介绍我国可再生能源发电电价政策的历史演变。该项政策也经历了五个不同的历史阶段 circle6 完全竞争上网的阶段。该阶段是可再生能源发电发展的初期阶段，即上世纪90年代初到1998年左右。由于可再生能源发电设备基本上是由国外援助资金购买的，上网电价很低，上网电价的收入仅够维持电场运行。例如90年代初期建成的新疆达坂城风电场，一直采用这种电价，上网电价的水平基本上与燃煤电厂持平，不足0.3元/kWh； circle6 审批电价阶段。这是可再生能源发电电价的“春秋战国”时代，即1998年左右到2003年。上网电价由各地价格主管部门批准，报中央政府备案，这一阶段的价格五花八门，最低的仍然是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网电价相当，为0.2-0.4元/kWh，而最高上网电价超过1元/kWh，例8 如浙江的括苍山风电场上网电价高达1.2元/kWh（见图2-2）。为约束电力成本上升，降低电价，2001年原国家计委决定对核算上网电价的具体方法作适当调整，在当年发布的“国家计委关于规范电价管理有关问题的通知”（计价格[2001]701号）文件中，要求发电项目按经营期核算平均上网电价； circle6 招标和审批电价并存阶段。这是可再生能源项目电价尤其是风电电价的“双轨制”阶段，即从2003年到2005年。这一阶段与前一阶段的分界点是首期特许权招标，出现招标电价和审批电价并存的局面，即国家组织的大型风电场采用招标的方式确定电价，到2005年底共开展了3轮招标，而在省（市、区）级项目审批范围内的项目，仍采用的是审批电价的方式； circle6 招标加核准方式阶段。第四阶段是在2006-2009年，主要标志是2006年1月可再生能源法生效和可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法等有关政策的出台。根据国家有关政策规定风电电价通过招标方式产生，电价标准根据招标电价的结果来确定。因此，这一阶段的风电电价采用的是招标加核准的方式。作为比较，生物质能发电采用的是固定电价的方式，即以2005年各省市区燃煤脱硫变干电价为基数，加上0.25元/kWh作为生物质发电固定电价；太阳能发电则采用的是政府定价的方式，即审批电价。 circle6 固定电价阶段。主要标志是2009年7月国家发改委出台了关于完善风力发电上网电价政策的通知，将全国根据风能资源情况，分成了四类地区，相应地制定了四类地区的风电上网电价。 1.1.2.2政策实政策实政策实政策实施施施施 2006年1月，国家发展改革委公布了可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法，其中规定风电电价确定的原则是风电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定。在文件要求下，部分省（市、区）如内蒙古、吉林、甘肃、福建等在2006年后组织了若干省级风电特许权项目的招标，并报国家发展改革委核准，国家发展改革委以中标电价为参考，初步确定了一些省份风电项目的核准电价。其他未进行招标的省9 （市、区），则大部分仍沿用逐个项目核准定电价的做法。个别省如广东省，采用固定电价政策，制定了省内的风电项目标杆电价。 因此，2006年到2009年7月，我国在风电电价政策方面处于招标电价、固定电价和核准电价并存的局面，具体电价政策有4类。 （1）中央政府级特许权项目招标 风电特许权项目在电价方面的主要特点是在项目特许经营期内（25年）执行两段制电价政策，第一段电价执行期为风电场累计等效满负荷小时数达到30000之前的时期，执行中标人在投标书中要求的电价。第二段电价执行期为风电场累计等效满负荷小时数达到30000后直至特许期结束的时期，电价执行当时电力市场中的平均上网电价。项目业主与当地电网企业签订长期购售电合同，风电场建成后的可供电量全部由所在地电网企业按上述电价收购。 由于国家特许权招标项目均为风能资源较好且至少10万kW规模的大型风电项目，并且通过长期购售电合同保证了电量销售和上网电价，具有较强的吸引力。在竞争条件下，中标电价低于其他非国家特许权项目（平均低0.1元/kWh左右），大部分项目电价水平在0.40-0.55元/kWh。 （2）地方招标、中央政府核准 我国风电装机容量自2003年以来增长迅速，除特许权风电项目以及部分参照特许权条件建设的风电场外，其余大部分风电场装机容量在5万kW以下，这类风电场的审批权限在省级地方政府部门，电价大都采用的是地方招标再报国家价格主管部门核准的形式。由于各地风电场的建设条件不同，地方经济发展程度不一，招标出来的电价也差别较大。 自2006年新的可再生能源电价政策开始实施，到2008年10月，国家发展改革委核准了三批共133个风电项目的电价。2007年6月，国家发展改革委对河北、内蒙古、吉林、甘肃、新疆、福建的23个风电招标项目进行了电价核准和批复，同年12月又对河北、黑龙江、辽宁、内蒙古、宁夏、新疆、山西、福建的72个风电招标项目进行电价核准和批复，2008年7月又核准了黑龙江、辽宁、吉林、河北、山西、湖北、内蒙古、河南、甘肃、山东、福建的48个风电项目的电价。这133个项目的总装机为619.15万kW，总体的价格水平为0.51-0.61元/kWh。 10 在价格核准过程中，对个别招标形成的价格做了微调，但各项目价格水平的高低基本能和当地风资源情况相协调，并且在一些省区，如吉林、辽宁、宁夏、新疆、山西，省内报批的风电项目所核准的电价完全一致，内蒙古的几十个风电项目也被核准为0.51-0.54元/kWh之间的三个电价水平。这样的做法，为通过多个招标项目确定分地区的风电上网电价标准打下了基础。 （3）地方核准 地方核准电价的过程是风电企业通过编制可研报告，测算风电场上网电价，在可研报告的基础上，编制项目申请报告，报省级发展改革委核准。但是，如果没有报国家发展改革委核准，则按照政策文件规定，不能进入全国可再生能源电价附加分摊的范围。 2006、2007年和2008年，全国核准的风电项目分别为68个、140个和199个，容量总计分别为299.2万、810.6万、1167万kW。2006和2007年核准项目仍有部分没有上报国家发展改革委。 2006年度风电场工程核准项目最高上网电价为0.8246元/kWh（山东寿光风电场），最低上网电价为0.4616元/kWh（甘肃瓜州风电场），按容量加权的平均电价含增值税为0.6437元/kWh。2007年度风电场工程核准项目最高上网电价为0.922元/kWh（湖北九宫山风电场），最低上网电价为0.414元/kWh（内蒙古辉腾锡勒风电场），按容量加权的平均电价含增值税为0.6133元/kWh。 （4）地方固定电价 自2004年起，广东省实行省内的固定电价政策。2004年4月，广东省物价局发布文件（粤价[2004]110号）关于公布风电项目上网电价的通知，规定除国家风电特许权示范项目仍按中标电价执行外，广东省今后新投产的风电项目，从该项目正式投入商业运行之日起，其上网电价按0.528元／KW时含税的标准执行。其中不包括风电场配套送出工程的各项费用，配套送出工程由风电项目业主建设的，经审核后，可在上网电价的基础上加配套送出工程的还本付息费用。 2004-2007年，由于设备、原材料价格的上涨，银行贷款利率上调等，导致风电场开发成本增加，广东省对风电标杆电价进行了调整。2007年12月，广东省物价局发布文件（粤价[2007]294号）关于完善风力发电上网电价机制的通11 知，要求自2007年12月1日起，广东省风电项目标杆上网电价为0.689元/kWh，（含增值税），不包含接网费用。 由于2006年后存在多种电价政策执行方式，在促进风电开发的同时，也使风电投资和开发企业感到无所适从，中央和地方价格主管部门的工作难度增大。尤其是，多种价格政策的并行，说明我国尚没有形成系统的风电价格形成机制和指导原则，如风电电价是应以固定电价为主，或是应以招标为主，还是应以固定补贴为主价格的确定是以风资源定价，还是以电力市场需求定价为此，在总结2006年后电价政策实施和考虑实际运行的风电场收益水平的基础上，国家发改委在2009年7月颁布了新的风电电价文件，希望以此规范风电电价，原则是按照风能资源情况，将全国分为四类风能资源区，每一个省市（区）分属1-2个风能资源区；按照风能资源情况和风电开发的实际投资，确定四类区域的风电标杆电价，作为该区域风电固定电价，具体的电价水平为0.51-0.61元/kWh。目前该政策出台已近一年的时间，受到了业界的认可和好评。 此外，根据新规定，如果当地资源条件较差，上网电价不能负担发电成本的地区，地方政府可以适当给予补助，例如山东省规定在国家规定的0.61元/kWh的基础上增加0.09元。 在太阳能发电电价方面，2008年8月和2009年初，国家发改委分别核准了4个并网光伏项目的上网电价，为4元/kWh，主要是这4个项目的建设都在2008年底前完成，当时光伏系统的投资成本还均在5万元/kW以上。2009年，光伏系统的价格大幅度下降，2010年4月，国家发改委核准了宁夏等西部地区4个大型光伏荒漠电站的电价，为1.15元/kWh。关于光伏电价水平是否能否反映实际的成本以及能否发挥引导光伏产业健康发展的作用，近年来业界一直有较大的争议。 1.1.3 可再生能源的费用分摊机制可再生能源的费用分摊机制可再生能源的费用分摊机制可再生能源的费用分摊机制 1.1.3.1 政策演进政策演进政策演进政策演进 可再生能源发电价格高出煤电标杆电价部分的费用，需要特别的资金予以支持。在可再生能源法实施之前，由于没有专项支出，高出的费用都在可再生能源发电项目所在省份内进行分摊，实际是由当地省级电网企业支付，并最终全部或12 部分转移到电力用户身上，这也是电网企业不愿接纳可再生能源电力的最直接的经济方面的原因。可再生能源法中提出了“费用分摊”制度，其核心是落实公民义务和国家责任，要求各个地区的电力用户相对公平地承担发展可再生能源电力的额外费用，即将原来的省内分摊扩大到全国分摊。尤其是对于西部可再生能源资源丰富而电力负荷小的地区，费用分摊制度解决了原来省内分摊负担过重、全国范围内负担不均衡的问题。 根据可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法，国家将征收可再生能源电力附加，用于支付可再生能源发电以及相关的接网补贴费用。2006年6月28日，国家发展改革委颁布了7个发给各区域电网的关于调整各地区电网电价的通知， 明确了以下内容征收可再生能源电价附加。按照可再生能源法和可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法（发改价格[2006]7号）的要求，向除农业生产含贫困农排用电外的全部销售电量、自备电厂用户和向发电厂直接购电的大用户收取每千瓦时0.1分钱的可再生能源电价附加。可再生能源电价附加计入电网企业销售电价，由省（区）电网企业收取，单独记账、专款专用。 实际上，2006年后，由于可再生能源发电价格政策的出台，我国可再生能源发电取得了前所未有的飞速发展，可再生能源发电总体增长速度超过了国家规划中的预期，使得1厘/kWh的可再生能源电价附加已经不够满足电价补贴所需的资金额度。因此，在2008年7月，国家发展改革委又颁布了关于提高各地区上网电价的通知（6个部颁文件），除居民用电和化肥生产用电外，将其他征收范围内的可再生能源电价征收标准从1厘/kWh提高到2厘/kWh（为促进可再生能源发展，可再生能源电价附加提高至每千瓦时2厘钱，其中，对居民生活用电和化肥生产用电仍维持原标准）。2009年11月，可再生能源电价附加的标准被再一次提高到4厘/kWh。 2007年1月，国家发展改革委又颁布了可再生能源电价附加收入调配暂行办法，这个文件的主要内容之一即是具体规定了可再生能源电价附加征收使用的管理、监督流程和操作。根据该文件，省级电网企业将作为可再生能源电价附加调配的操作层次，将对各省级电网的可再生能源电价附加收入与应支付可再生能源电价补贴之间的差额进行全国范围内的平衡，平衡将在省级电网企业之间以余额买卖的形式进行