清洁能源与智能电网经济政策研究

文／中电联规划统计部 张卫东／

一、取得的成绩与问题

（一）清洁能源发电发展

目前为止，国际、国内对清洁能源仍没有权威、严格且一致认可的定义。一般来说，清洁能源( clearerenergy)可指在生产和使用过程中不产生有害物质排放的能源，包括可再生能源如风能、水能、太阳能、生物质能等，及非再生的天然气、核电等。

截至2012年底，全国发电装机容量达到11.45亿千瓦，其中水电、风电、核电、太阳能、气电等清洁能源发电装机3.64亿千瓦，比重为32%。全国全口径发电量4.98万亿千瓦时，其中清洁能源发电量为1.19万亿千瓦时，比重为24%。如图1、2所示。

图1 发电装机比重图

图2 发电量比重图

截止2012年底，我国风电并网容量6083万千瓦，居世界第一位。如图3所示。

图3 我国风电装机增长图

2012年全国并网太阳能发电装机328万千瓦，增长47%。如图4所示。

截止2012年底，我国水电装机2.49亿千瓦，也居世界第一位。由于我国水电资源丰富，目前开发率仅为50%左右，未来仍有较大潜力。我国核电已建成规模与美、日、法等国家相比仍很小，但在建规模3000万千瓦，居世界第一，未来有较大发展空间。随着天然气开采使用规模增长，我国天然气发电规模也稳步增加。清洁能源发展在保障能源供应，特别是改善环境质量，实现绿色可持续发展方面做出了重要贡献。

（二）智能电网发展情况

2011年10月，青藏联网工程全面投产，我国实现了大陆地区电网的全面联网。

特高压交直流试验示范工程相继建成投产，全国跨区电力输送规模大幅增长。

2009年，国家电网公司建成我国首条1000千伏特高压交流线路，晋东南变电站—荆门变电站，途径南阳开关站，跨越黄河和汉江。2010年，国家电网公司建成向家坝-上海±800千伏特高压直流示范工程，南方电网公司建成小湾-广东±800千伏特高压直流工程，至今已经稳定运行两年多。特高压交流试验示范工程和特高压直流工程分别获得中国工业大奖和国家优质工程金奖。

电网企业确立了10大类智能电网重点研究领域，先后组织开展了200多项智能电网专业研究，构建了系统完整的坚强智能电网战略性理论框架。科研单位、设备制造企业也积极开展设备研制和技术创新，通过自主研发、联合研制和引导研发等多种方式，在智能电网调度支持系统、智能变压器、智能GIS、光纤复合低压电缆、电动汽车充换电设备及其控制系统、微电网运行控制系统等方面取得了重大突破，大幅度提高了自主研发能力和设备实验能力，在智能化高压设备、变电站信息一体化平台、智能电网调度技术支持系统等方面走在了世界的前列。

电网企业启动了29类287项试点工程建设。目前已经完成多项智能变电站、配电自动化、用电信息采集系统、电动汽车充换电设施、智能电网调度技术支持系统、电力光纤到户、上海世博园、常规电源网厂协调、输变电设备状态监测系统、省级集中95598供电服务中心、智能小区等工程的建设和推广。

（三）存在的问题

1、清洁能源比重仍相对偏低，以煤为主的发电结构难以快速扭转，造成全国特别是中东部受端地区严重大气等环境污染；

2、清洁能源发展没有明确稳定的目标，缺乏统一规划引导，各类清洁能源发电没有实行最优配置，风电等行业无序发展、产能过剩、弃风弃电现象严重；

3、风电、太阳能等可再生能源发电技术进步进入瓶颈期，成本下降难度增大，长期无法实现平价上网，需要政府和用户持续给予补贴；

4、智能电网关键技术取得实质性突破较为困难，经济性和商业化模式不确定。除抽水蓄能外，各种新型储能方式均无法满足大规模发展对技术和成本的双重要求；受技术制约，电动汽车及充换电服务的经济性、便利性和企业盈利难以兼顾；智能家居产品与消费者需求存在差异，推广缓慢；

5、规范、鼓励和扶持政策有待于进一步协调、优化，相关政策落实、资金拨付、项目管理等方面的工作效率有待提高。

图4 我国并网太阳能发电装机增长图

二、政策现状

在市场经济条件下，也包括社会主义市场经济，大多数的经济政策都是基于成本与价格的政策，甚至包括环境政策也是立足于将环境污染及治理的外部成本内部化，从而改变产业间或项目间的成本效益关系。

（一）风力发电

2009年7月，国家发展改革委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号），文件规定全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。

这是继2004年火电标杆电价之后，国家推出的第二类发电上网标杆电价。过去几年，在标杆电价制度的激励下，我国风电呈现出大干快上的发展势头，装机容量很快达到世界第一。

图5 全国风力发电标杆上网电价表

但是，在快速发展过程中也出现了一些问题：缺乏统一规划，部分地区风电规模过大，出现较为严重弃风情况；缺乏统筹考虑，补贴资金征收不足（仅风电年度补贴需要300亿元）；新批中东部风电项目建设条件复杂、投资大、风资源相对较差，企业建设积极性不足；补贴资金发放滞后，补贴制度、补贴资金征收发放程序有待优化，相关部门管理效率有待提高；风电设备质量问题逐步暴露，检修维护成本提高；装备产业产能过剩。

（二）太阳能发电

2009年7月，财政部、科技部、国家能源局联合发布《关于实施金太阳示范工程的通知》，采取财政补助方式支持光伏发电示范项目。当年并网光伏发电项目按系统总投资的50%给予补助。

2010年，“金太阳”不再支持大型并网光伏电站，关键设备招标方式为国家集中招标，用户侧光伏发电项目补贴比例为50%。

2010年至2011年，不再对关键设备进行招标，采用晶体硅组件的示范项目补助标准为9元／瓦。

3）开展固定资产投资项目节能评估与审查工作，加强项目源头节能管理。中国海油先后完成了对惠州炼化二期、恩平23-1油田群总体开发等30多项重大建设项目节能评估报告的审查工作，共提出修订意见576项，节能措施215项，发现节能量47×104t标煤，强化了项目可研和设计阶段对节能技术应用和能耗状况的审查，做到了节能管理“关口前移”。

2012年上半年，补贴标准调整为5.5元／瓦。

2013年3月，财政部决定金太阳示范工程不再进行新增申请审批。

2013年5月，财政部发布《关于清算金太阳示范工程财政补助资金的通知》（所谓117号文件），规定没有按期完工的项目，要求“取消示范工程，收回补贴资金”。至此，金太阳工程政策正式进入清盘状态。

2011年8月，国家发改委发布《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，规定：2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元（含税）；2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按每千瓦时1元执行。

金太阳补贴政策与光伏发电标杆电价政策过去曾经短暂并行一段时间，未来政策将转向单一标杆电价政策。

太阳能发电发展也存在一些问题，如：清盘金太阳总体方向正确，但遗留大量矛盾，甚至将引发连锁诉讼；与风电相同的补贴资金征收不足，补贴资金发放滞后；太阳能发电成本下降趋势趋缓，加上煤价下跌因素，实现平价上网难度增大；1元电价引导投资力度有待观察，恐难以实现分布式光伏发展目标，另外还有电量计量、电费结算、发票税收等问题；欧盟“双反”裁决下，装备产业面临严峻形势。

（三）生物质发电

2010年以前，生物质能发电电价按照当地燃煤脱硫电价加0.25元／千瓦时确定。

2010年7月，国家发改委发布《关于完善农林生物质发电价格政策的通知》（发改价格[2010]1579号），规定未采用招标确定投资人的新建农林生物质发电项目统一执行标杆上网电价每千瓦时0.75元（含税）。

新政策激励效果很好，生物质能实现较快发展，目前面临的问题主要是新增发电项目过多、过密，规模布局不尽合理，由于竟价收购，恐将推高燃料价格，导致企业亏损。

（四）智能电网

智能电网价格政策涉及范围非常广泛。国家对可再生能源发电项目接入电网系统给予补助，标准为：50公里以内，每千瓦时补贴0.01元；50-100公里，每千瓦时补贴0.02元；100公里及以上，每千瓦时补贴0.03元。部分地区发电侧实行峰谷电价，支持抽水蓄能发展；部分地区实行电动汽车充电电价；部分地区用户侧实行峰谷电价、高可靠电价等灵活电价。

智能电网价格方面的不足：风电等部分可再生能源发电出力具有随机性、反调峰性等特征，增加了系统内其他机组的调峰、调频负担，目前没有相应补偿机制；除抽水蓄能外化学、压缩空气、飞轮等储能系统成本高，目前没有响应补贴机制，难以规模发展；用户侧峰谷电价、高可靠电价等灵活电价机制有待推广；绿色电价机制有待建立。

（五）清洁能源与智能电网发展的价格政策思路

清洁能源与智能电网发展最基本和最重要的原则就是：“用最少的补贴资金，实现最合理的清洁能源发展规模”。

1）合理的发展规模，应当指清洁能源利用对常规化石能源利用的替代，重点要落在电量上。

图6 全国各省区2012年燃煤机组脱硫标杆上网电价（元／千瓦时）

图7 部分省区风电与煤电上网电价差价（元/千瓦时）

2）合理的发展规模，应当综合考虑国家资源特征、可持续发展要求、公民对环境的总体诉求、经济发展阶段及能源价格承受能力等多种因素，科学论证后提出分阶段目标，并可合理细化到不同类型清洁能源。

3）最少的补贴资金增加社会额外负担最低，对电力来说，就是每千瓦时售电价中的电价附加最低。

按照这个原则，我们首先回顾风电的电价政策，全国各省区2012年燃煤机组脱硫标杆上网电价如图6所示，部分省区风电与煤电上网电价差价如图7所示，部分省区风电与煤电上网电价差价示意图如图8所示。

因此，为了更大更有效地发挥补贴资金的作用，应当调整现行补贴政策，即按照各地标杆煤电价格加上相同补贴电价如0.18元／千瓦时确定风电标杆电价。这样，再配套合理政策，可实现相同的补贴资金下风电发电量最大化。

对于大型太阳能发电项目，与风电电价政策类似，也不应该全国制定统一标杆价格，而修订为分省标杆煤电电价加固定补贴价格确定。

对于分布式光伏发电，则与大型发电项目不同，由于其所发电力可直接在电力系统终端消纳，电价应当按照当地平均销售电价（或者用户所属分类销售电价）加固定补贴价格确定。

对于分布式光伏项目，应按照平均销售电价加固定补贴价格确定，如图9。

全国各省区平均销售电价（元／千瓦时）最后，对于生物质能发电，则应区别对待。

考虑到生物质原料总量有限、生物质燃料能量密度低、不适宜远距离运输等特征，全国各地有条件地区均应将生物质燃料充分利用，因此全国指定统一标杆电价进行鼓励发展是适宜的。

图8 部分省区风电与煤电上网电价差价示意图

图9 全国各省区平均销售电价（元/千瓦时）

三、建议

1、加强研究论证，科学确定我国清洁能源发展规模及所需补贴资金的筹集方案。

2、坚持统一规划，合理统筹资源与开发、结构与布局、电源与电网、装备与发电、目标与步骤等之间的关系。

3、优化调整风电与太阳能发电标杆电价机制，提高补贴资金利用效率，实现资源优化配比，促进清洁能源健康发展。