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我国可再生能源发展需政策引导并完善市场机制

2017-5-17 15:52| 发布者: crystal| 查看: 809| 评论: 0|来自: 能源评论

       截至2016年底,全球可再生能源发电(水电、风电和太阳能发电)装机达到18.9亿千瓦,约占全球总装机容量的30.6%。其中,欧洲和东亚是可再生能源发展程度较高的两个地区。

  具体来看,欧洲可再生能源发展机制较为完善,各国之间形成了良好的电力互济,发展成效明显。截至2016年底,欧洲可再生能源装机达4.54亿千瓦,占欧洲总发电装机的43%;2016年,欧洲可再生能源发电量占总发电量的比重达到了30.2%,其中风电和太阳能发电合计占比13.2%。风电已经成为丹麦和西班牙的最大电源,占两国用电量的比重分别为34%和21%;而借助于清洁电力,英国在2016年的碳排放量下降到了19世纪以来的最低水平。

  中国已经成为当之无愧的世界可再生能源发展“冠军”,到2016年底,可再生能源发电装机达到了5.58亿千瓦,占全国总装机的34%,接近全球可再生能源发电装机的30%;2016年,可再生能源发电量占总发电量比重为25.3%,不过水电占据大头,风电与太阳能发电以14%的装机占比仅仅发送了5.3%的电量。中国遭遇了严重的弃风、弃光问题,2016年平均弃风率17%,平均弃光率20%左右。

  面对可再生能源的发展困局,国务院总理李克强在今年的政府工作报告中强调,要“抓紧解决机制和技术问题,优先保障可再生能源发电上网,有效缓解弃水、弃风、弃光状况”。具体如何落实,对比中国与欧洲的可再生能源发展现状,或许可以帮助我们找到解决问题的有效发力点。

  政策引导:变强补为温补

  在欧洲,政府政策一方面在促进可再生能源发展,另一方面也在着力引导可再生能源的开发规划进程,在控制发展节奏上拿捏得比较好。例如,德国政府制定的光伏发电扶持政策,很注重将中长期发展目标与年度计划进行有效衔接,利用灵活的上网电价调整机制引导分布式光伏发电的发展。具体而言,德国会根据上一年度光伏发电新增装机规模与年度计划的匹配度,来确定下一年度上网电价的调整幅度,如果上一年新增规模超出年度计划,便会增加上网电价的下调比例,反之则适当减少下调比例,从而确保光伏发电的有序增长。在2016年第四次进行可再生能源法案修订时,德国将上网电价政策调整为招标制,以缓解绿色电力装机的爆发式增长。在英国,已经形成的固定上网电价、可再生能源配额责任制和差价合同机制体系,可以针对不同规模的可再生能源发电采取不同的扶持措施;涉及范围更广的碳交易及碳价机制、应对气候变化税等政策,也已经与可再生能源政策形成了良好的互补。

  相对来说,中国的可再生能源政策体系还处于逐步健全阶段,这与中国可再生能源起步较晚有关系。1995~2003年左右,可再生能源处于起步期,扶持政策主要以推动产业发展和示范应用为主;2004~2014年左右,可再生能源进入快速发展期,政策转为以激励发展为主;2015年以来,可再生能源规模化发展态势已现,政策转向注重引导产业的健康有序发展。

  目前,我国仍然在采用固定上网电价的补贴方式推动可再生能源的发展,这种“一味药材”强补的模式,对于推动产业起步与快速扩容效用明显,但也带来了国家补贴压力大、可再生能源参与市场竞争的积极性不足等副作用。未来有必要进一步丰富“药方”,变强补为温补,既重视统筹规划,给予可再生能源必要的成长空间,也要对产业进行约束和引导,更多发挥市场配置资源的决定性作用,促进竞争、降低成本、优化布局、激励消纳,保证高质量发展。当前,随着绿色证书交易机制的推出,可再生能源配额制进入筹划阶段,这种政策演变趋势正在显现。

  系统协调:源网荷一个都不能少

  电力系统的结构和运行协调程度,会对可再生能源发展形成刚性约束,因此欧洲一直非常重视电力系统的灵活性,从电源、电网和负荷三方面着手,提高可再生能源发电的并网与消纳能力。在电源侧,火电机组灵活性提升技术得到了广泛应用,灵活电源比重普遍较高。德国、丹麦、西班牙、英国等国的灵活调节电源与可再生能源发电装机的配比分别为44%、43%、140%和190%。电网侧,欧洲已经建成跨国输电线路超过350条,总输电容量达到欧洲最大负荷的17%;风电大国丹麦向周边国家的输电能力是该国风电装机容量的1.6倍,当风电大发时,可以很方便地利用跨国市场消纳富余电力。2016年12月,欧洲输电运营商联盟发布两年一度的“十年电网发展规划”,明确提出未来即便需求响应、储能等技术快速发展,仍需要建设更大规模、更远距离的电力输送网络,以满足高比例可再生能源发展需要。负荷侧,借助于完善的电力市场,各国普遍开展了需求侧响应,吸引客户在高峰时段减少用电以维持系统平衡;积极支持储能发展,提高电网的适应能力。

  中国在电源、电网、负荷的结构与协调方面与欧洲相比尚存在较大差距。电源侧的灵活调节电源比重偏低,导致系统调峰能力严重不足。其中,抽蓄、燃气等电源比重仅为6%,火电调峰能力只有50%左右,而且在弃风、弃光严重的“三北”地区,供热机组占比超过40%,调节能力仅为20%。电网侧,西北电网和东北电网电力外送能力只有当地可再生能源装机容量的27%和12%左右,外送通道不足和现有部分通道利用率不高的问题同时存在,难言在更大范围内消纳可再生能源。在负荷侧,促进需求侧响应的价格机制不完善,需求侧资源开发利用程度也较低。

  市场机制:低成本消纳方案

  扶持政策更多的是解决可再生能源经济性问题,电网系统的优化为可再生能源消纳提供了可能性,不过要想低成本地解决消纳难题,最终还要依靠市场机制。欧洲各国普遍采用中长期市场、现货市场、平衡市场等相结合的市场模式,电力市场相对成熟,多级市场协调配合,有力地促进了可再生能源电力的消纳。更为重要的是,欧盟着力推进统一电力市场的建设,各国对于可再生能源在市场机制下的跨国自由流动持普遍支持态度,目前已有13家输电系统运营商实现了日前市场的联合出清,范围覆盖英国、丹麦等15个国家,该区域用电量达到欧洲整体电力需求的75%。

  在中国,自2015年电改9号文发布以来,电力市场建设提速,但现阶段仍旧以中长期交易为主,短期灵活的交易模式尚未建立、机制还不健全,可再生能源发电边际成本低的优势还难以在市场中发挥出来。在煤电产能过剩的情况下,发电计划的刚性执行部分地挤占了可再生能源优先发电的空间。而且,辅助服务补偿机制也不完善,调峰所增加的成本无法有效补偿,调峰积极性不高、能力也得不到充分发挥。可喜的是,经过政府部门、电网和发电企业的共同努力,解决弃风问题初见成效,今年一季度中国风电弃风率已降至16.4%。

  综合来看,在可再生能源发展领域,中国与欧洲存在多维度的差距,未来解决弃风、弃光问题,需要在健全相关政策体系、加强电力系统规划及运行的协调性、进一步完善电力市场等方面做出更多努力。实际上,这些工作并不涉及技术难题,而是有很多制约技术发挥作用的体制机制需要打破,需要创新。

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