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發展新能源應加快理順管理體制

發布時間:2009/9/2 14:07:41  點擊次數:3028
  在現有管理體制下,由于項目審批與電網規劃脫節,電網發展滯后于新能源開發,新能源發電上網難的問題越來越突出;兩種電價機制并存,造成新能源上網電價混亂;國家對電網公司發展新能源的責權利定位不清,電網公司發展新能源動力不足。應為新能源發展創造好的體制環境,及時調整新能源發展規劃,做到電源規劃應與電網規劃有機統一;統一新能源發電定價機制;明確電網公司發展新能源的責任,調整對其考核指標。
  新能源具有與傳統能源不同的技術經濟特征,需要不同的體制環境和政策支持。我國新能源的快速發展正面臨傳統體制的諸多制約,急需通過完善規劃、審批、價格等體制機制,調動不同主體支持新能源發展的積極性。
  一、現有體制不利于新能源健康發展
  1.項目審批與電網規劃脫節,電網發展滯后于新能源開發,新能源發電上網難的問題越來越突出。
  歐洲發展新能源的經驗是將新能源發展納入電網規劃,先規劃電網、后建電站。而我國正好相反。近年來國家批準開工的風電等新能源項目屢屢突破既定規劃,不僅總量上得快(風電裝機自2001年以來8年翻了30倍,近3年每年都有超過100%的裝機增幅),而且單一項目也盲目求大,各地爭建1000萬千瓦的“風電三峽”。多個項目的上馬并沒有充分考慮電力輸送、系統調峰和電網安全穩定等約束因素,再加上風電場機組分步投產的模式與風電輸送輸變電工程一次投產的要求不匹配,導致很多已投產吊裝的風機不能上網發電。據統計,截至2008年底,國家和省級主管部門核準建設的風電裝機共2326千瓦,實現吊裝的有1227萬千瓦,并網發電894萬千瓦,尚有333萬千瓦已吊裝風機不能上網發電。據國家電網公司提供的信息,在東北地區(含蒙東),由于風電發展過快,而當地電網調峰能力又很不足,已出現低谷時段限制風電出力的情況。
  2.兩種電價機制并存,新能源上網電價混亂。
  目前,國內風電、光伏發電的上網電價有的采用核準電價,有的則采用特許權招標電價。核準電價是由國家發改委依據當地的資源情況和開發成本對上報的電價進行核準,自2006年7月以來共計核準10多個省市、70多個風電項目。由于企業上報的開發成本、利潤要求及資源情況各不相同,70多個風電項目的上網電價都不一樣,低的為0.50元/kwh左右,高的則達到0.68元/kwh,成本越高的電價越高,*后的結果是鼓勵了高成本發電。由于價格核準部門很難掌握企業的真實開發成本,加上申報項目多、審批機構人手不夠、時間緊,核準又帶有很大隨意性,各方面對此意見很大。
  特許權招標是國家主管部門以上網電價和設備要求為條件,通過招標選擇投資者。從2003年至2008年底,我國共計進行了5期風電特許權項目招標,確定了49個風電場工程項目,設計裝機容量880萬千瓦。今年初又進行了一個10MW并網光伏發電項目招標。招標的直接效果是大大降低了上網電價,通過特許權招標確定的電價比核準電價平均低20%左右。但由于在招標初期采用*低價中標原則,引發惡性競爭,實際中標價過低,有的并沒有反映發電項目的真實成本,很可能出現虧損運行的情況。而一旦這個價格中標,中標者為減少虧損只能逐層壓減設備商環節的利潤空間,削弱了風電產業后續發展能力。在今年敦煌10MW并網光伏發電項目招標中,一些國有發電企業為搶下國內第一個大規模的光伏發電項目,紛紛報出低價,甚至出現0.69元/kwh的*低報價,引發了很大爭議,這些都表明特許權招標制度還需進一步完善。
  按現有規定,特許權招標主要是針對5萬千瓦以上的大型風電項目,5萬千瓦及以下項目立項由省級審批,其電價不用招標而直接報國家發改委核準。一些地方為尋求政府核準的高成本電價以及項目審批的靈活性,就將大項目化小、拆分報批,這不僅影響了整體規劃,而且扭曲了價格信號,擾亂了市場秩序。
  3.國家對電網公司發展新能源的責權利定位不清,電網公司發展新能源動力不足。
  《可再生能源法》提出電網必須全額收購新能源發電,但到目前就有近30%已吊裝風電不能上網發電,很多人因此指責電網公司借助其自然壟斷地位成了新能源發展的“攔路虎”。
  電網公司也有自己的理由:
  第一,風電等項目在審批和上馬時沒有就并網需求同電網公司進行充分協商。
  第二,風電、光伏發電的出力波動較大、可調節性差,增加了電網的不可控性和調峰壓力。如由于在吉林西部有共40萬千瓦的風電機組均不具備低電壓穿越能力,2008年已多次發生因小的電網故障造成方圓200公里范圍內的40萬千瓦風電機組同時全部切除的情況。
  第三,風電、光伏發電小時少,長距離輸電成本高,電網投資不經濟;國家對電網公司補貼太少,遠不能彌補其為配合新能源發電而進行電網投資導致的虧損。如按照可再生能源電價補貼接網費用標準,每千瓦時50公里以下補貼1分錢、50—100公里補貼2分錢、100公里以上補貼3分錢,而電網公司測算后認為25、75、120公里送出線路的補貼分別應為每千瓦時1.2分錢、3.3分錢、5.4分錢。
  第四,新能源上網涉及發電預測、儲能投資、標準建設等前沿技術和管理問題,國家沒有明確這項工作的責任主體、投資主體和工作機制。在電網公司對發展新能源應承擔什么責任、享有哪些權利,如何平衡國家利益與公司利益、如何協調公司內部運作等諸多基本問題還沒有確定下來的情況下,僅靠電網公司的社會責任感或者靠行政命令、社會輿論壓力去推動電網積極發展新能源,很難取得好的效果。由于電力系統技術經濟的復雜性,如果沒有有效的激勵約束機制,電網公司可以提出許多理由特別是以電網安全性為由阻礙新能源并網發電,讓外部監督難以發揮作用。
  二、理順新能源管理體制的建議
  由于新能源尚處于發展初期,其發電量占全國總電力裝機容量比重還很小,一些利益關系也較易平衡,在電力體制改革短期內難有重大推進的情況下,可以考慮在新能源管理體制改革方面先行一步。特別是在當前國家正制定新能源發展規劃的時候,更應同時考慮理順新能源管理體制,為規劃能真正落實創造好的體制環境。
  1.及時調整新能源發展規劃,電源規劃應與電網規劃有機統一。
  我國過去確定的新能源發展目標雖屢經調整仍明顯偏低,應根據各類新能源技術經濟進步情況調整制定新的發展規劃。新能源電源規劃要與電網規劃統一,國家能源主管部門在確定總量目標的前提下,可委托電網公司制定具體的電源和電網建設規劃,并要求相關發電、監管部門參與。這既可防止出現電源發展與電網規劃脫節的問題,也能充分發揮電網公司獨有的電力綜合規劃能力。新規劃作為國家有關部門批準新能源項目的基本指導性文件,應具有高權威性和強約束性,要杜絕自己定規劃、自己又突破規劃隨意批項目等現象發生。國家能源主管部門要監督新能源規劃的執行情況。
  2.統一新能源發電定價機制。
  以后新增新能源并網發電不論規模大小、不管是國家還是地方批準的項目,原則上都應采用特許權招標的定價機制,政府不應再逐個審批新能源電價。特許權招標也應進一步完善:應由*低價中標改為參照價格和技術創新等因素確定*后中標者;招標中有關的并網規則和技術標準應由電網公司制定;要建立相應的懲罰機制,防止中標者惡意擾亂市場或中標后違背承諾想方設法拖延工期、變相提高價格。
  3.明確電網公司發展新能源的責任,調整對其考核指標。
  作為有特殊使命的中央企業,電網公司不應像一般商業性公司那樣簡單地追求資產保值增值,國家應規定電網公司在發展新能源方面的具體義務和責任,每年作為考核指標下達給電網企業,促使其主動解決新能源上網有關的投入、技術和管理問題,使其成為發展新能源的重要責任主體。國資委也應調整對電網公司的考核指標,允許其將對新能源的投入在公司財務中單獨列支、單獨考核。國家在增加對電網側補貼的同時,可考慮利用國有資本預算對電網公司專項注資用于發展新能源。
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