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  • 從成本變動(dòng)看我國(guó)新能源未來(lái)發(fā)展道路

    2018-03-23 08:55:08 《宏觀經(jīng)濟(jì)管理》 作者:李彥  點(diǎn)擊量: 評(píng)論 (0)
    基于中國(guó)新能源發(fā)電成本歷史變動(dòng)情況分析和未來(lái)成本趨勢(shì)研判,預(yù)測(cè)了2020年和2030年中國(guó)新能源發(fā)電成本,分析了未來(lái)平價(jià)上網(wǎng)情況。

    新能源可持續(xù)發(fā)展需要依托自身技術(shù)進(jìn)步和成本下降,降低補(bǔ)貼依賴,國(guó)家也提出了到2020年風(fēng)電在發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng),光伏發(fā)電在用戶側(cè)平價(jià)上網(wǎng)的目標(biāo)。基于中國(guó)新能源發(fā)電成本歷史變動(dòng)情況分析和未來(lái)成本趨勢(shì)研判,預(yù)測(cè)了2020年和2030年中國(guó)新能源發(fā)電成本,分析了未來(lái)平價(jià)上網(wǎng)情況,結(jié)果顯示,2020年基本實(shí)現(xiàn)“三北”地區(qū)風(fēng)電在發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)和東中部光伏發(fā)電在用戶側(cè)平價(jià)上網(wǎng),2030年光伏發(fā)電平均度電成本有望低于風(fēng)電。

    引言

    近年來(lái),中國(guó)新能源快速發(fā)展,對(duì)能源結(jié)構(gòu)調(diào)整的貢獻(xiàn)越來(lái)越大。截至2016年年底,風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)容量1.49億kW,成為煤電、水電之后的第三大電源,光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量7 742萬(wàn)kW,合計(jì)占全國(guó)電力總裝機(jī)的14%。2017年上半年新能源仍然保持快速發(fā)展勢(shì)頭,風(fēng)電和光伏發(fā)電分別新增491萬(wàn)和2 440萬(wàn)kW,預(yù)計(jì)到2017年年底風(fēng)電和光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)有望超過(guò)2.9億kW。新能源發(fā)展在取得巨大成績(jī)的同時(shí),也亟待關(guān)注解決一些問(wèn)題:一方面,如何增強(qiáng)新能源產(chǎn)業(yè)內(nèi)生動(dòng)力,提升平等參與市場(chǎng)的競(jìng)爭(zhēng)力;另一方面,現(xiàn)有補(bǔ)貼政策推動(dòng)了產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展,但也面臨補(bǔ)貼資金虧空逐年加大的困難,影響可持續(xù)發(fā)展。因此,本文就中國(guó)新能源發(fā)電成本歷史變化和未來(lái)趨勢(shì)以及相關(guān)外部成本等進(jìn)行分析,提出有關(guān)政策建議。

    1、 全球新能源發(fā)電成本

    世界范圍內(nèi)風(fēng)電和光伏發(fā)電成本持續(xù)下降。根據(jù)彭博新能源財(cái)經(jīng)數(shù)據(jù),2016年下半年全球陸上風(fēng)電平均度電成本比2015年下半年下降18%,光伏發(fā)電下降17%,主要原因是風(fēng)電機(jī)組、光伏組件、逆變器等關(guān)鍵設(shè)備價(jià)格下降以及項(xiàng)目開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)逐漸成熟。圖1所示為2009—2016年全球風(fēng)電和光伏發(fā)電度電成本。

    為激勵(lì)新能源發(fā)電降低成本,目前全球至少已有67個(gè)國(guó)家采用競(jìng)標(biāo)方式確定上網(wǎng)電價(jià)。根據(jù)國(guó)際可再生能源署(IRENA)統(tǒng)計(jì),2016年全球風(fēng)電和光伏發(fā)電的中標(biāo)電價(jià)分別為0.20~0.46元/(kW˙h)和0.16~0.80元/(kW˙h)。

    2、中國(guó)新能源成本歷史變動(dòng)和未來(lái)趨勢(shì)

    2.1 中國(guó)新能源發(fā)電成本變動(dòng)情況

    2.1.1 風(fēng)電成本

    近年來(lái),中國(guó)風(fēng)電全產(chǎn)業(yè)鏈逐步實(shí)現(xiàn)國(guó)產(chǎn)化,風(fēng)電設(shè)備技術(shù)水平和可靠性不斷提高,風(fēng)電場(chǎng)造價(jià)總體呈現(xiàn)逐年下降趨勢(shì),2015年全國(guó)風(fēng)電單位造價(jià)比2012年下降了10%,如表1所示。就具體類(lèi)型來(lái)看,分散式風(fēng)電項(xiàng)目單位造價(jià)要高于大型風(fēng)電場(chǎng),主要是由于風(fēng)電機(jī)組單價(jià)高、項(xiàng)目規(guī)模效應(yīng)弱等。

    隨著2016年風(fēng)電布局的調(diào)整,中東部及南部地區(qū)新增裝機(jī)規(guī)模占全國(guó)新增總規(guī)模的44%,同比增加了11個(gè)百分點(diǎn),列入統(tǒng)計(jì)的四川、重慶、山東、河南等省份單位造價(jià)水平較高,使得2016年全國(guó)風(fēng)電平均造價(jià)為8 157元/kW,略超過(guò)2015年。

    從地區(qū)差異來(lái)看,“三北”地區(qū)風(fēng)電平均單位造價(jià)低于東中部地區(qū),主要原因有:一是建設(shè)條件差異,中東部地區(qū)風(fēng)電主要建設(shè)在山地和沿海灘涂,地質(zhì)條件和交通基礎(chǔ)差,風(fēng)機(jī)基建和道路交通工程成本相對(duì)較高;二是用地成本差異,東部地區(qū)土地資源緊張,風(fēng)電用地指標(biāo)獲取難度大、成本高。

    根據(jù)彭博新能源財(cái)經(jīng)數(shù)據(jù),2016年全國(guó)風(fēng)電平均度電成本約為0.5元/(kW˙h),仍高于燃煤標(biāo)桿電價(jià)(0.25~0.45元/(kW˙h))。

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    光伏發(fā)電成本 

    隨著光伏發(fā)電的技術(shù)進(jìn)步、產(chǎn)業(yè)升級(jí)和市場(chǎng)規(guī)模擴(kuò)大,中國(guó)光伏發(fā)電成本持續(xù)下降,單位容量造價(jià)從2010年的約20 000元/kW,降到2016年約7 000元/kW(見(jiàn)圖2)。就具體類(lèi)型來(lái)看,分布式光伏發(fā)電造價(jià)比光伏電站高10%~20%。

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    根據(jù)彭博新能源財(cái)經(jīng)數(shù)據(jù),2016年全國(guó)光伏發(fā)電度電成本波動(dòng)范圍較大,在0.55~1.02元/(kW˙h)之間,平均為0.68元/(kW˙h)。

    2.2 中國(guó)新能源未來(lái)成本變動(dòng)趨勢(shì)及對(duì)比分析

    2.2.1 中國(guó)新能源發(fā)電未來(lái)成本趨勢(shì)

    未來(lái)風(fēng)電項(xiàng)目造價(jià)下降將主要依賴關(guān)鍵設(shè)備成本和非技術(shù)成本的下降,前者主要依靠技術(shù)進(jìn)步和風(fēng)機(jī)選型,后者主要是土地費(fèi)用和稅費(fèi)等。根據(jù)GE研究結(jié)果,更長(zhǎng)更輕的葉片、一體化傳動(dòng)鏈等技術(shù)突破將使2025年風(fēng)電度電成本下降0.050~0.067元/(kW˙h),微觀選址與風(fēng)機(jī)選型的優(yōu)化設(shè)計(jì)將使度電成本下降0.031~0.070元/(kW˙h)。

    參照2012–2015年分區(qū)域風(fēng)電項(xiàng)目單位造價(jià)的年均降幅,按2015年不變價(jià)格預(yù)測(cè),2020年全國(guó)風(fēng)電項(xiàng)目單位造價(jià)約為6 700元/kW(見(jiàn)表2),2030年約為4 600元/kW。

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    光伏發(fā)電單位容量造價(jià)在近中期仍有較大的下降潛力,主要是因?yàn)楣夥M件、逆變器以及土地費(fèi)用、稅費(fèi)等非技術(shù)成本呈下降趨勢(shì)。其中,光伏組件成本下降主要取決于硅料成本的下降、組件轉(zhuǎn)換效率的提升、硅利用率的改善等。

    結(jié)合中國(guó)光伏行業(yè)協(xié)會(huì)對(duì)光伏組件行業(yè)關(guān)鍵指標(biāo)的趨勢(shì)分析,按2015年不變價(jià)格預(yù)測(cè):2020年全國(guó)光伏發(fā)電單位容量造價(jià)約為5 500元/kW,2030年約為3 000元/kW。其中,2020年華中、東北、南方、華東、華北、西北區(qū)域分別為5 655、5 740、5 655、5 486、5 318和5 148元/kW。

    為方便與標(biāo)桿電價(jià)進(jìn)行比較,采用平準(zhǔn)化發(fā)電成本(LCOE)的概念,也常稱為度電成本。平準(zhǔn)化發(fā)電成本是指發(fā)電項(xiàng)目所發(fā)單位發(fā)電量的綜合成本,即發(fā)電項(xiàng)目在整個(gè)運(yùn)營(yíng)期內(nèi)產(chǎn)生的所有成本與全部發(fā)電量的比值,計(jì)算公式為

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    式中:LCOE為平準(zhǔn)化發(fā)電成本;At為第t年的運(yùn)營(yíng)支出;E0為項(xiàng)目初始投資;i為投資收益率;Mt, el為當(dāng)年的發(fā)電量;n為財(cái)務(wù)分析時(shí)考慮的項(xiàng)目壽命;t為項(xiàng)目運(yùn)行年份(1,2,3,…,n)。

    測(cè)算結(jié)果如下:2020年“三北”地區(qū)風(fēng)電平均度電成本為0.35元/(kW˙h),低于東中部地區(qū)(0.49元/(kW˙h));“三北”地區(qū)光伏發(fā)電平均度電成本為0.48元/(kW˙h),低于東中部地區(qū)光伏發(fā)電成本(0.63元/(kW˙h))(見(jiàn)表3)。2030年全國(guó)風(fēng)電平均度電成本降到0.33元/(kW˙h),光伏發(fā)電平均度電成本0.31元/(kW˙h)。

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    2.2.2 與發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)電價(jià)的對(duì)比分析

    《可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出到2020年,風(fēng)電項(xiàng)目電價(jià)可與當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電同平臺(tái)競(jìng)爭(zhēng),光伏發(fā)電項(xiàng)目電價(jià)可與電網(wǎng)銷(xiāo)售電價(jià)相當(dāng)。將預(yù)測(cè)得到的2020年和2030年風(fēng)電、光伏發(fā)電度電成本,與發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)電價(jià)進(jìn)行對(duì)比分析(僅考慮新能源自身發(fā)電成本,不考慮環(huán)境外部成本),結(jié)果如下。

    (1)與本地燃煤標(biāo)桿電價(jià)和電網(wǎng)銷(xiāo)售電價(jià)的對(duì)比。2020年“三北”地區(qū)多數(shù)省份風(fēng)電可實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng),但甘肅、寧夏、內(nèi)蒙古等省份燃煤標(biāo)桿電價(jià)較低,風(fēng)電實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)有一定難度,東中部地區(qū)風(fēng)電仍難以實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng);東中部地區(qū)光伏發(fā)電可基本實(shí)現(xiàn)用戶側(cè)(大工業(yè)用戶和一般工商業(yè)用戶)平價(jià)上網(wǎng),“三北”地區(qū)光伏發(fā)電仍難以實(shí)現(xiàn)用戶側(cè)平價(jià)上網(wǎng)。2030年光伏發(fā)電度電成本將低于風(fēng)電,競(jìng)爭(zhēng)力更強(qiáng)。

    (2)“三北”地區(qū)新能源發(fā)電跨區(qū)外送與東中部地區(qū)新能源開(kāi)發(fā)消納的對(duì)比。當(dāng)棄風(fēng)棄光率控制在合理水平的情況下,2020年“三北”地區(qū)風(fēng)電和光伏發(fā)電外送至東中部地區(qū)的價(jià)格分別為0.61、0.75元/(kW˙h)左右,要比東中部地區(qū)省內(nèi)開(kāi)發(fā)消納更具經(jīng)濟(jì)性,后者價(jià)格分別為0.65、0.79元/(kW˙h)左右。

    (3)“三北”地區(qū)新能源發(fā)電跨區(qū)外送與東中部地區(qū)煤電的對(duì)比。僅考慮外送到東中部地區(qū)特高壓落點(diǎn),2020年“三北”地區(qū)風(fēng)電跨區(qū)外送的價(jià)格將達(dá)到0.40元/(kW˙h)左右,加上500 kV輸電成本,將超過(guò)大部分東中部地區(qū)省份的燃煤標(biāo)桿電價(jià),經(jīng)濟(jì)性相對(duì)要差。按照現(xiàn)有跨區(qū)外送輸電價(jià)格、東中部平均輸配電價(jià)、基于資源條件的發(fā)電利用小時(shí)數(shù)等參數(shù)計(jì)算,預(yù)計(jì)“三北”地區(qū)光伏發(fā)電跨區(qū)外送到東中部落地價(jià)格比東中部地區(qū)煤電上網(wǎng)電價(jià)要高。

    2.2.3 考慮環(huán)境成本和系統(tǒng)成本后的比較分析

    在考慮新能源自身發(fā)電成本和燃煤發(fā)電環(huán)境外部成本情況下,參考國(guó)際綠色和平組織研究結(jié)果,燃煤發(fā)電環(huán)境外部成本包含燃煤發(fā)電的污染排放和碳排放、煤炭生產(chǎn)和運(yùn)輸環(huán)節(jié)對(duì)環(huán)境的負(fù)面影響等方面,2020年和2030年分別為0.095和0.300 1元/(kW˙h),綜合分析,2020年?yáng)|中部地區(qū)風(fēng)電和“三北”光伏發(fā)電也初步可與燃煤發(fā)電同平臺(tái)競(jìng)爭(zhēng),2030年全國(guó)風(fēng)電和光伏發(fā)電競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)將較為明顯(見(jiàn)圖3)。

     從成本變動(dòng)看我國(guó)新能源未來(lái)發(fā)展道路

    此外,新能源發(fā)展不但需要關(guān)注自身發(fā)電成本,也要關(guān)注系統(tǒng)成本。相比常規(guī)電源,新能源大規(guī)模并網(wǎng)必然增加系統(tǒng)的平衡成本和容量成本。風(fēng)電等變動(dòng)性電源出力波動(dòng),需要電力系統(tǒng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務(wù),增加平衡成本。風(fēng)電等變動(dòng)性電源容量可信度低,需要提供備用容量,增加容量充裕性成本。參考IEA研究結(jié)果,當(dāng)風(fēng)電比例達(dá)到20%時(shí),平衡成本和容量充裕性成本分別為1~7美元/(MW˙h)和4~5美元/(MW˙h)。

    考慮到中國(guó)屬于大陸季風(fēng)性氣候、風(fēng)電保證出力相比歐美較低、新能源發(fā)電整體預(yù)測(cè)精度尚有差距、煤電比重高等原因,中國(guó)新能源所引發(fā)的額外系統(tǒng)成本要比歐美更高。

    綜合上述內(nèi)容分析,得出如下3個(gè)觀點(diǎn)。

    (1)風(fēng)電和光伏發(fā)電成本仍有較大下降空間,2020年基本實(shí)現(xiàn)“三北”地區(qū)風(fēng)電在發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)和東中部光伏發(fā)電在用戶側(cè)平價(jià)上網(wǎng)。

    (2)中長(zhǎng)期看,光伏發(fā)電比風(fēng)電更具下降空間,2030年光伏發(fā)電平均度電成本有望低于風(fēng)電;隨著棄風(fēng)棄光控制在合理水平,“三北”地區(qū)風(fēng)電和光伏發(fā)電跨區(qū)送到東中部地區(qū),相比東中部地區(qū)新能源開(kāi)發(fā)消納更具經(jīng)濟(jì)性。實(shí)現(xiàn)新能源開(kāi)發(fā)中長(zhǎng)期目標(biāo)還得依賴“三北”地區(qū)和西部地區(qū)。

    (3)風(fēng)電、光伏發(fā)電等新能源發(fā)電不僅需要關(guān)注自身的發(fā)電成本,還需要關(guān)注給整個(gè)電力系統(tǒng)帶來(lái)的額外系統(tǒng)成本,主要包括平衡成本和容量充裕性成本等。

    3、中國(guó)新能源的可持續(xù)發(fā)展

    3.1 國(guó)際新能源支持政策及啟示

    鑒于能源轉(zhuǎn)型要求、政策框架、市場(chǎng)模式等方面存在差異,導(dǎo)致不同國(guó)家的新能源支持政策也存在差別。總體來(lái)看,目前多數(shù)國(guó)家采用固定上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制(FIT)和獎(jiǎng)勵(lì)+市場(chǎng)價(jià)格機(jī)制(FIP)。

    丹麥激勵(lì)政策配套有效。丹麥采取了包括碳稅、碳排放配額、環(huán)保稅、上網(wǎng)電價(jià)補(bǔ)貼、研發(fā)補(bǔ)貼、基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)、風(fēng)能行業(yè)支持等相關(guān)政策,推動(dòng)風(fēng)電發(fā)展。早期丹麥采取了裝機(jī)基金和電價(jià)補(bǔ)助,要求新能源優(yōu)先上網(wǎng),后來(lái)則以固定上網(wǎng)電價(jià)與差價(jià)補(bǔ)貼為主要支持手段。

    西班牙價(jià)格激勵(lì)“雙軌制”。可再生能源電力上網(wǎng)實(shí)行“雙軌制”。“政策軌”下,通過(guò)固定電價(jià)支持政策,保障可再生能源發(fā)電企業(yè)的基本收益;“市場(chǎng)軌”下,鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)在固定電價(jià)政策的基本保障下,更多參與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng),獲取額外收益。

    美國(guó)建立完善的稅收政策,積極推廣配額制。美國(guó)新能源產(chǎn)業(yè)相關(guān)的稅收政策貫穿了產(chǎn)業(yè)的生產(chǎn)和消費(fèi)環(huán)節(jié)。美國(guó)是第一個(gè)推行配額制(RPS)的國(guó)家。目前,已有29個(gè)州制定并實(shí)施可再生能源配額制。

    德國(guó)根據(jù)可再生能源發(fā)展階段,及時(shí)調(diào)整支持政策。第一版可再生能源法EEG 2000版,確定了以固定上網(wǎng)電價(jià)為主的激勵(lì)政策體系,可再生能源發(fā)電進(jìn)入起步階段。EEG 2004版進(jìn)一步完善上網(wǎng)電價(jià)政策,并引入上網(wǎng)電價(jià)固定下調(diào)機(jī)制,可再生能源發(fā)電進(jìn)入快速發(fā)展階段。EEG 2009版建立基于新增裝機(jī)容量的固定上網(wǎng)電價(jià)下調(diào)機(jī)制,并通過(guò)補(bǔ)貼方式鼓勵(lì)自發(fā)自用。在此期間,光伏發(fā)電投資成本大幅下降,上網(wǎng)電價(jià)下調(diào)幅度沒(méi)有及時(shí)跟上,光伏發(fā)電迅猛發(fā)展。EEG 2012版進(jìn)一步完善基于新增裝機(jī)容量的固定上網(wǎng)電價(jià)下調(diào)機(jī)制,提高下調(diào)頻次,鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電進(jìn)入市場(chǎng),同時(shí)也將小型光伏發(fā)電納入系統(tǒng)監(jiān)控范圍。EEG 2014版首次提出通過(guò)招標(biāo)確定光伏補(bǔ)貼額度,進(jìn)一步推動(dòng)基于市場(chǎng)溢價(jià)機(jī)制的光伏發(fā)電市場(chǎng)化,降低并逐步退出補(bǔ)貼。EEG 2017版全面引入可再生能源發(fā)電招標(biāo)制度,正式結(jié)束基于固定上網(wǎng)電價(jià)的政府定價(jià)機(jī)制,全面推進(jìn)可再生能源發(fā)電市場(chǎng)化。此次修訂既是響應(yīng)歐盟關(guān)于各國(guó)可再生能源支持政策的要求,也有實(shí)現(xiàn)可再生能源發(fā)展目標(biāo)、降低發(fā)展成本的內(nèi)在動(dòng)力。

    綜合分析,得出如下3點(diǎn)啟示。

    (1)新能源發(fā)展初期需要依靠多種方式的補(bǔ)貼,實(shí)現(xiàn)規(guī)模擴(kuò)大和成本降低的相互促進(jìn),提升產(chǎn)業(yè)競(jìng)爭(zhēng)力,但也不應(yīng)長(zhǎng)期依賴補(bǔ)貼。各國(guó)均根據(jù)本國(guó)國(guó)情、能源轉(zhuǎn)型目標(biāo)進(jìn)程和自身承受力,采取逐步降低直至取消補(bǔ)貼的政策導(dǎo)向。

    (2)引入市場(chǎng)機(jī)制可促進(jìn)新能源持續(xù)發(fā)展。通過(guò)招標(biāo)制實(shí)現(xiàn)開(kāi)發(fā)投資權(quán)的競(jìng)爭(zhēng),倒逼降成本;由于新能源發(fā)電邊際成本較低,在充分競(jìng)爭(zhēng)市場(chǎng)機(jī)制下能夠憑借其成本優(yōu)勢(shì)保證優(yōu)先調(diào)度,推動(dòng)新能源優(yōu)先消納。

    (3)配額制在跨省區(qū)電力市場(chǎng)不完善的情況下可發(fā)揮重要作用,通過(guò)逐步提高配額要求,促進(jìn)新能源在更大范圍內(nèi)消納。

    3.2 中國(guó)新能源可持續(xù)發(fā)展需要解決的問(wèn)題

    自“十一五”以來(lái),中國(guó)逐步建立了涵蓋上網(wǎng)電價(jià)、全額保障性收購(gòu)、補(bǔ)貼基金、稅收優(yōu)惠等方面的新能源政策體系,促進(jìn)了新能源快速發(fā)展,但也帶來(lái)一些問(wèn)題,值得關(guān)注。

    (1)補(bǔ)貼強(qiáng)度高,補(bǔ)貼資金缺口較大,難以為繼。中國(guó)新能源補(bǔ)貼強(qiáng)度高,2016年風(fēng)電和光伏發(fā)電的補(bǔ)貼強(qiáng)度分別約為0.17、0.53元/(kW˙h)。截至2016年年底,補(bǔ)助資金缺累計(jì)缺口超過(guò)550億元。如果維持現(xiàn)有政策(不考慮光熱發(fā)電和接網(wǎng)補(bǔ)貼,按照當(dāng)前基金征收比例計(jì)算),預(yù)期“十三五”期間可再生能源發(fā)展基金的累計(jì)缺口可能達(dá)到2 000億元。

    (2)現(xiàn)行價(jià)格機(jī)制對(duì)降低成本和促進(jìn)消納的作用不明顯。近年來(lái)新能源發(fā)電,尤其是光伏發(fā)電成本下降幅度較大,但政策調(diào)整滯后,標(biāo)桿電價(jià)下調(diào)往往滯后于成本下降,加上以市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)方式確定的規(guī)模有限,從而使開(kāi)發(fā)商自身降低成本的動(dòng)力不足。此外,現(xiàn)行以標(biāo)桿電價(jià)為主的價(jià)格機(jī)制僅對(duì)新能源開(kāi)發(fā)商起激勵(lì)作用,而缺乏對(duì)常規(guī)電源補(bǔ)償調(diào)節(jié)促進(jìn)消納的激勵(lì)措施。

    (3)缺乏對(duì)新能源引發(fā)的系統(tǒng)成本和對(duì)策研究,對(duì)相關(guān)方激勵(lì)不足。新能源具有隨機(jī)性、間歇性等特性,可信容量低,電力系統(tǒng)必須配備足夠的靈活性電源,從而帶來(lái)額外的平衡成本和容量充裕性成本等,目前對(duì)這些系統(tǒng)成本的研究不夠,缺少補(bǔ)償機(jī)制。目前中國(guó)正在探索建立相關(guān)的市場(chǎng)化機(jī)制,但進(jìn)展不大。譬如,僅在西北地區(qū)開(kāi)展了清潔能源替代自備電廠交易試點(diǎn),輔助服務(wù)試點(diǎn)也僅限于東北、新疆、福建等地區(qū)。

    4、結(jié)語(yǔ)

    分析表明,2020年“三北”地區(qū)多數(shù)省份風(fēng)電可實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng),東中部地區(qū)光伏發(fā)電可基本實(shí)現(xiàn)用戶側(cè)(大工業(yè)用戶和一般工商業(yè)用戶)平價(jià)上網(wǎng)。從國(guó)際經(jīng)驗(yàn)看,新能源可持續(xù)發(fā)展仍需激發(fā)產(chǎn)業(yè)內(nèi)生動(dòng)力,促進(jìn)技術(shù)進(jìn)步和成本下降,減少補(bǔ)貼依賴,降低發(fā)展成本,需要建立倒逼機(jī)制,以實(shí)現(xiàn)新能源開(kāi)發(fā)預(yù)期目標(biāo)和融入大電網(wǎng)。通過(guò)完善電價(jià)下調(diào)機(jī)制、優(yōu)化規(guī)模布局、降低非技術(shù)成本、提高技術(shù)門(mén)檻等手段,引導(dǎo)產(chǎn)業(yè)升級(jí),不斷提升新能源發(fā)展質(zhì)量;在開(kāi)發(fā)容量和上網(wǎng)電量上引入市場(chǎng)機(jī)制,鼓勵(lì)收益與常規(guī)電源共享,著力打破省間壁壘,促進(jìn)新能源消納,推動(dòng)中國(guó)能源體系向清潔低碳加快轉(zhuǎn)型。

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    責(zé)任編輯:滄海一笑

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