在日前舉行的在中國可再生能源規(guī)?；l(fā)展項目一期總結會上，國家能源局新能源和可再生能源司副司長梁志鵬透露，為促進我國非化石能源發(fā)展，解決可再生能源發(fā)電并網難的問題，下一步將推出可再生能源電力配額制。據(jù)悉，目前由國家能源局牽頭制定的《可再生能源配額管理辦法》基本框架已經確定，有望在今年上半年出臺實施。
“硬”辦法解決并網難
所謂的配額制是一種考核方式，就是要求電網企業(yè)收購的全部發(fā)電量中來自于可再生能源的電量必須達到一定比例，傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)的發(fā)電量也必須有一定比例來自可再生能源。
根據(jù)2009年頒布的《可再生能源法（修正案）》規(guī)定，我國實行可再生能源發(fā)電全額保障性收購制度，即電網企業(yè)應當與按照可再生能源開發(fā)利用規(guī)劃建設、依法取得行政許可或者報送備案的可再生能源發(fā)電企業(yè)簽訂并網協(xié)議，全額收購其電網覆蓋范圍內符合并網技術標準的可再生能源并網發(fā)電項目的上網電量。在收購價格方面，國內最主要的可再生能源風電目前實施的是固定電價全額收購制，即對不同的資源區(qū)設定相應的固定標桿電價，要求電網企業(yè)按照標桿價格全額收購。
按照上述規(guī)定，依法取得許可的可再生能源電力應該由電網按照標桿價格全額收購，但事實卻相去甚遠。據(jù)初步統(tǒng)計顯示，2011年，我國部分省市風電“棄風”達20%，“三北”一些風資源豐富的地區(qū)甚至達到30%.除了電網送出和運行制約外，分布式能源發(fā)電在并網運行和技術管理上也遇到了問題。“究其原因主要是當前我國電力市場機制、運行機制、價格機制造成的。”梁志鵬表示。
中國可再生能源學會副理事長孟憲淦列舉一組數(shù)據(jù)顯示，我國現(xiàn)在無論是風力發(fā)電還是太陽能光伏發(fā)電都已具備一定的規(guī)模。去年的風力發(fā)電800億千瓦時，太陽能光伏發(fā)電9億多千瓦時。而現(xiàn)在可再生能源發(fā)電的最大障礙就是市場無法消化如此大的產能。
多數(shù)業(yè)內人士認為，可再生能源并網難更重要的原因還是在經濟方面，如果不考慮經濟性，電力系統(tǒng)可以接納很大比例的風電。相比于傳統(tǒng)的水電、火電，風電成本要高出很多，就算有政府補貼，電網企業(yè)也沒有太大的利潤，而電網企業(yè)在風電上網和遠距離輸送方面卻要投入巨量的資金，因此收購風電的積極性并不高。
以往針對可再生能源并網問題，國家之前采用的都是補貼這種“軟辦法”，但效果總體來說并不理想。此次決定推出配額制，是以一種“硬辦法”來解決，無法完成指標的企業(yè)和地方政府，不排除仿照節(jié)能減排的規(guī)定進行約束的可能。
配額制由三大主體挑大梁
根據(jù)中國可再生能源學會風能專業(yè)委員會發(fā)布的統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2011年全年，我國約有100億千瓦時風電電量由于被限發(fā)而損失。
亞洲開發(fā)銀行高級能源專家沈一揚解釋稱，比如在內蒙古或者是新疆擁有很多風電和太陽能的電廠，這些電廠全年發(fā)電時間可能只有2000多小時，并且有一定的季節(jié)性，在這種情況下，再生能源發(fā)電越多，要求上期穩(wěn)定且根據(jù)整個電網的指令來發(fā)電的電網越需要其他的一些火電、抽水蓄能電站進行調峰，所做的額外的工作就會造成對電網的負擔。
實施這一強制性的能源配額制，意味著要求發(fā)電企業(yè)減少棄風，電網公司全額買單。
據(jù)悉，根據(jù)即將出臺的《可再生能源電力配額管理辦法》的基本思路，配額制度的三大主體是發(fā)電企業(yè)、電網公司和地方政府。
對于發(fā)電企業(yè)，就是強制要求它承擔發(fā)電的義務，電網企業(yè)則必須強制履行購買義務，而地方政府承擔的是落實使用的義務。
“如果這三大主體都能順利地完成他們的義務，那么新能源在中國的市場就落實了，到底誰來用電的問題也就徹底解決了。”孟憲淦說。
與此同時，根據(jù)國家發(fā)改委相關官員透露，此次《管理辦法》將允許地方政府將配額進行交易流轉，從而獲取交易收入。已經有總量控制了，這一做法是否必要？配額的買賣是否會給電力市場造成混亂？
對此，孟憲淦認為：“這其實是體現(xiàn)了一個公平的原則。比如在西部，由于資源豐富，發(fā)電企業(yè)分布比較多，發(fā)電量自然也大，但由于人口、工業(yè)少，它的消費就很少；但在東部，電力需求量非常大，而大型的電站和發(fā)電企業(yè)卻很少。所以如果配額制是根據(jù)消費的電量來配給，那么就會出現(xiàn)東部用電多的地區(qū)獲得的配額雖然多，但卻沒有足夠的發(fā)電能力；而西部用電少，它獲得的配額肯定也少，但它巨大的發(fā)電能力就被浪費了。所以允許交易流轉就是如果東部生產不了足夠配額的電，就可以去西部買，這樣才能促進區(qū)域間的平衡發(fā)展。”
配額制：愛你不容易
配額制的出臺，無疑將使得收購可再生能源電力從以前的義務變成任務，電網企業(yè)不得不主動增加投資，加快智能電網及特高壓電網的建設速度，主動解決并網難題。而可再生能源發(fā)電企業(yè)的目的就是將發(fā)出的電能上網銷售，因此在解決并網問題方面不需催促。在兩方合力之下，可再生能源電力并網問題必將得到有效緩解。
但面對目前中國新能源尤發(fā)電成本遠遠高于火力發(fā)電的現(xiàn)狀，有一個問題不可忽視，如果發(fā)電成本沒有降下來就讓企業(yè)強制進入電力市場，對企業(yè)有好處嗎？電網企業(yè)能不能接納成本高出火力發(fā)電數(shù)倍的可再生能源發(fā)電？這其中的差價由誰來“買單”？
“正是由于這個原因，所以整個配額制將圍繞總量目標實行。我們國家對于能源總量控制有明確的規(guī)劃和計劃。對于每一個階段都有明確的發(fā)電目標和總量要求。比如‘十二五’規(guī)劃中光伏發(fā)電總量是15GW，國家就以這15GW的量用可再生能源基金對發(fā)電企業(yè)進行支持，彌補他們在成本上的虧損。”孟憲淦指出，“目前在可再生能源的發(fā)電成本沒有降下來的情況下，需要全社會為可再生能源發(fā)電的成本差價‘買單’。”
據(jù)業(yè)內人士透露，目前電網企業(yè)對配額制的積極性并不高，他們更看重的是經濟效益。對于整個電力市場，電網扮演的是“中間人”的角色，它既買電又賣電。它從發(fā)電廠手里買回平價的上網電，經過輸配電后，加上輸配電的費用再賣給終端消費者，這是以往火力上網電的流通模式。
但可再生能源上網電進行的流通模式恰恰與之相反。由于發(fā)電成本高，電網企業(yè)從發(fā)電廠手里買回高價電，經過輸配電后再平價賣給終端用戶。“如果是火力發(fā)電，它可以以每千瓦時0.38元的價格從發(fā)電廠買電，0.5元賣出去，但對于可再生能源發(fā)電，如果沒有人為它補差價的話，它就很有可能得1.1元買進，還必須0.5元賣出，它不僅收不到‘過路費’，還要虧損，它怎么可能積極？所以要推行配額制，國家的大力扶持肯定是離不開的，但扶持到什么程度仍是一個會引起極大爭議的話題。因為對于國家和社會來說，電網是一個提供公共服務的平臺，為社會提供電力服務是義務。但作為企業(yè)，它不是慈善機構，它必須按照市場機制來運作，盈利也是理所應當?shù)?。所以目前國家相關部門也在《管理辦法》出臺之前與電網企業(yè)溝通，看國家能在多大程度上為其間的差價買單。”一位業(yè)內人士在接受媒體采訪時表示。
國務院發(fā)展研究中心能源與環(huán)境研究所副所長李佐軍建言，價格略高的可再生能源必然會對電力公司造成負擔。因而政府首要的措施，一是強制，二則是要對電網公司進行一定的補貼。
不過對于這一制度的實施，由于牽扯多重關系，業(yè)內人士雖樂見其成卻也保持謹慎的樂觀。早在2010年10月10日發(fā)布的《國務院關于加快培育和發(fā)展戰(zhàn)略性新興產業(yè)的決定》就已明確提出，“實施新能源配額制，落實新能源發(fā)電全額保障性收購制度”。但在具體操作層面如何落實，始終未有實施細則出臺，可再生能源電力并網難題也在此過程中越發(fā)嚴重。
“配額制的出臺必須慎重，必須經過仔細的調研，配額必須科學合理，才不會產生某些地方“窩電”而某些地方卻有設施閑置的矛盾。同時，要建立明確的配額制獎懲機制，對未完成配額的企業(yè)如何處罰、完成配額的企業(yè)怎樣獎勵必須清楚明確，這將是配額制能否有效執(zhí)行的關鍵。同時，要建立一套配額完成情況考核體系，使配額制更具可操作性。”業(yè)內人士指出。
廈門大學中國能源研究中心主任林柏強認為，配額制可能會受到傳統(tǒng)的能源公司的反對，因為配額是強制性的，可能會增加他們的成本，增加技術難度。
“當然，政府有關部門還應該制定配套政策，使電網企業(yè)從經濟上產生動力，主動收購可再生能源電力。”孟憲淦表示。
有業(yè)內人士表示，隨同可再生能源配額制出臺的還將有基于配額交易的綠色電力證書制度。具體而言，發(fā)電企業(yè)每生產一定量的新能源電力，就可以得到一個綠色電力證書。以實施綠色電力證書的瑞典為例，瑞典所有電力交易商以及部分電力用戶必須購買占其出售或消耗電力一定比例的綠色電力證書，否則將面臨未完成配額量150%的處罰。實施綠色電力證書制為可再生能源發(fā)電企業(yè)增加了收入來源，發(fā)電企業(yè)不僅可以出售電力，還可出售綠色電力證書，從而使可再生能源發(fā)電得到激勵。這不但是我國新能源政策領域的重大突破，也將為當前增速放緩的新能源市場注入一支“強心劑”。
