“四步走”助綠色能源成主力電源

——日本破解可再生能源發(fā)展瓶頸經驗分析

日本政府最新公布的“第5次能源基本計劃”，首次將可再生能源確定為到2050年實現經濟自立的脫碳化“主力電源”，但2030年可再生能源發(fā)展目標仍維持22%~24%的占比，因目標偏低而備受社會輿論詬病。當前日本可再生能源發(fā)展仍面臨發(fā)電成本過高、市場環(huán)境欠優(yōu)、并網接入容量受限、電力調節(jié)能力不足四大瓶頸。為此，新修訂的能源基本計劃決定采用降低發(fā)電成本、改善市場環(huán)境、優(yōu)化電網運行、提升調節(jié)能力等四大措施破解上述難題，以期未來實現可再生能源成為主力電源的目標。

降低發(fā)電成本

全球可再生能源價格不斷創(chuàng)新低，發(fā)電成本甚至低于傳統火電的水平，但日本的可再生能源價格卻偏高。例如，日本風力發(fā)電實際成本平均為13.9日元/千瓦時，高出世界平均水平8.8日元/千瓦時的60%。

降低發(fā)電成本的總體目標是與現有國際市場價格保持同等水平，以強化可再生能源的國際市場競爭力。基本思路是借鑒歐洲國家普遍采用的根據發(fā)電量價格遞減的浮動價格制(Sliding-scale)，以市場價格交易為基礎的差額補貼制(Feed-inPremium)、可再生能源直接在電力批發(fā)市場交易等做法，改革可再生能源發(fā)電補貼機制，把可再生能源固定上網電價(FIT)轉變?yōu)?ldquo;市場電價+溢價補貼(FIP)”，推行市場競爭機制與政府扶持相結合的政策。

推廣競價招標制促進市場競爭。2017年11月首開招標，2兆瓦以上光伏招標最低成交價為17.20日元/千瓦時，比2017年的21日元/千瓦時低了18%，取得了一定的積極成效，但與歐洲國家招標成效相比降幅仍偏小，招標制從2018年起還計劃擴大至大型生物質發(fā)電和海上風電項目。

推行領跑者制促進市場降價。以效率高、成本低的領跑者企業(yè)價格為上網標桿價格，進一步加快可再生能源發(fā)電電價退坡速度，進一步降低可再生能源發(fā)電補貼依賴。隨著電力體制改革的深入，到2020年要徹底改革FIT制度，最終將取消補貼制度。

引導企業(yè)更加依靠技術創(chuàng)新和科學管理開發(fā)市場和促進投資。鼓勵開發(fā)多用途、低成本的鈣鈦礦太陽能電池，推廣固定式和懸浮式海上風電的低成本施工法、加強智能逆變器等能改變現行商業(yè)模式的創(chuàng)新技術開發(fā);同時有效利用一般海域、四荒地以及其他有潛力的土地資源，采用最新的技術設備提高發(fā)電效率，促進可再生能源的開發(fā)投資。

改善市場環(huán)境

日本實施FIT制度6年以來，取得了一些積極的成效，也存在很多問題。特別是在可再生能源高比例大規(guī)模普及的新形勢下，必須重新審視FIT制度，更多地通過市場手段來推動可再生能源經濟自立。因此，如何改善市場環(huán)境，過渡到平價上網是當前日本可再生能源發(fā)展所面臨的重大政策課題。

規(guī)范FIT認證和運用制度。FIT制度初創(chuàng)期，由于光伏收購價格優(yōu)惠吸引了大批業(yè)主申請，但限于當時條件準備不足，有些業(yè)主取得FIT認證而長期未能實際發(fā)電。2017年4月，日本實施新修訂的FIT法，對未能與送配電方簽訂并網合約的業(yè)主將取消其認證資格。與此同時，對2018年以后取得認證的項目限定投運發(fā)電期限，住宅光伏限1年、商業(yè)光伏限3年、風電、地熱和生物質發(fā)電限4年，中小水電限7年;對于增發(fā)電量實行隨行就市的收購價格政策，但發(fā)電設備安裝場所的土地證明文件則放寬至在取得認證后提交。

探索建立新的商業(yè)模式。FIT制度完結之后，要引導業(yè)主探索建立新的商業(yè)模式。今后，隨著發(fā)電成本降低，零能耗建筑推廣、家用熱電聯產系統和電動汽車的普及，將會有更多用戶選擇自家消費的新模式，與此同時剩余電力如何與需求側融通，如何構建離網式可再生能源商業(yè)模式，如何利用非化石能源的附加價值，如何利用可再生能源電轉氣技術等，政府將盡早制定相關配套鼓勵措施。

降低投資準入門檻。歐洲海上風電發(fā)展的成功經驗表明，政府放寬環(huán)境評估和并網管理將有效促進產業(yè)大發(fā)展。日本可再生能源投資過于集中太陽能領域，近5年新增裝機容量90%以上集中在光伏發(fā)電。而風電和地熱發(fā)電則增長緩慢。因此，日本立法改變普通海域只允許3~5年的短期占用規(guī)定，海上風電海域可長期占用達30年，同時加快環(huán)評審批手續(xù)，以優(yōu)化可再生能源結構，保證可再生能源發(fā)電的持續(xù)穩(wěn)定性。

優(yōu)化電網運行

風電和光伏發(fā)電具有的波動性和間歇性特點，對電網的安全穩(wěn)定運行造成很大影響，直接關系到可再生能源的并網消納。當前日本可再生能源并網面臨三大難題：一是“并網困難”，系統消納空間有限是主要原因;二是“并網不公”，可再生能源不能獲得優(yōu)先甚至平等的調度機會;三是“并網昂貴”，可再生能源不得不承擔高額的電網增擴容等配套費用。綜合來看，電網靈活性不足是造成三難問題的根源。

針對“并網困難”的問題，日本將推行新的輸配電管理制度，其首要目標是最大限度釋放已有電網的靈活性。因此，日本主要采取優(yōu)化系統運行、調整輸電模式、放開部分并網約束等方法解決這一問題。

針對“并網不公”的問題，日本將加強可再生能源發(fā)電的經濟調度。今后日本電力調度將擴大調度范圍，涵蓋各類再生能源，簡化并網手續(xù)，開放系統容量市場，在滿足電網安全和供電質量的前提下，優(yōu)先調度可再生能源發(fā)電，以實現最低發(fā)電成本的經濟調度。

針對“并網昂貴”的問題，將建立公平合理的電網成本分攤機制。可再生能源發(fā)電所固有的不確定性要求其大規(guī)模并網往往需要對輸電容量進行增擴容，以加強電網的輸送能力。因此，必須對現有的輸電線路進行改造，一方面增加輸電容量，電網增擴容實行公開招標，工程費用將由相關企業(yè)共同負擔;另一方面通過改革和提質增效有效削減現有電網利用成本，防止電網成本轉嫁給發(fā)電側，并網工程費用由一次性付款改為分期支付，以減輕業(yè)主負擔。

提升調節(jié)能力

 風電和光伏發(fā)電等不確定性可再生能源接入電網需要確保電力系統的調節(jié)能力，以平滑發(fā)電系統輸出波動性，保持電力供需平衡。但既有電力系統靈活調節(jié)表現能力較弱，因而電源調峰調頻能力受限。因此，當下最重要的是提高和釋放電力系統靈活性，以保障可再生能源并網及其電能質量。

精細優(yōu)化運行計劃，縮減調度間隔和關停機時間，以提高系統效率;一方面充分發(fā)揮火力發(fā)電和生物質發(fā)電本身所具備的可調節(jié)性，包括火電機組低功率保護機制、自動頻率控制(AFC)、每日啟停運行(DSS)等，確保電網運行的靈活性;另一方面，提高發(fā)電量預測和電網負荷預測精度。天氣預報力爭做到準確及時，盡可能實現當天預報發(fā)電量，減少預測值與實際值的誤差，以減少電力調度頻次和間隔。

增加儲能系統參與市場調度，通過需求響應和智能電網提高負荷彈性。大規(guī)模可再生能源接入光靠火電和抽水蓄能發(fā)電調峰是不夠的，必須利用蓄電池等儲能技術、分布式能源的虛擬電廠技術(VPP)、電轉氣技術(P2G)增加電力調節(jié)能力。需求側響應是增加電力靈活性的重要手段，利用需求響應技術(DR)可大大增強調節(jié)能力。現在日本光伏供給過剩的發(fā)電量主要用于抽水蓄能發(fā)電，今后將主要利用需求響應技術來調整電網供需平衡。大力利用這些低碳調峰組合技術還有助于推動節(jié)能減排目標的實現。

優(yōu)化跨區(qū)電力調度，通過市場創(chuàng)新挖掘電源自身的調峰潛力。2017年4月，日本首開“負瓦特交易市場”，將消費者節(jié)約的電量作為輸配電與電力零售的調節(jié)工具;2018年5月，日本又設立了“非化石能源市場”，開辟了以自家消費為主的可再生能源市場交易通道;2020年還將創(chuàng)建“供需調整市場”，實行跨區(qū)域的廣域電力調配;今后還計劃創(chuàng)設“容量市場”，通過供需實時調整確保足夠的電力調節(jié)能力，同時積極探索基于區(qū)塊鏈技術的P2P電力交易模式。這些新市場一旦形成后，富裕的可再生能源將會帶動電力批發(fā)市場電價降低，同時反過來又會刺激電力需求，從而驅動電力需求進一步靈活化。(來源:中國電力新聞網 作者:周杰/作者系國際清潔能源論壇(澳門)副理事長兼秘書長、中國經濟社會理事會理事、武漢新能源研究院研究員)