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可再生能源电力配额制拟实施

可再生能源电力配额制拟实施
可再生能源电力配额制拟实施

可再生能源电力配额制拟实施

出自:凤凰网财经

可再生能源电力配额制设计思路已经成型。国家能源部门正研究制定《可再生能源电力配额管理办法》,解决可再生能源面临的发电、上网和市场消纳三大问题。接近发改委的能源专家告诉记者,可再生能源配额制的基本思路是:国家对发电企业、电网企业、地方政府三大主体提出约束性的可再生能源电力配额要求。即,强制要求发电企业承担可再生能源发电义务,强制要求电网公司承担购电义务,强制要求电力消费者使用可再生能源发电义务。在制度设计上,允许配额指标交易流转,获取交易收入。

在配额任务完成的考核上,国家将以电力运行实际数据为基准,考评三大主体配额完成情况。

国家“十二五”规划纲要提出,2015年可再生能源占一次能源消费比重达11.4%目标。为实现这一约束性指标,国家将为可再生能源发展做出一系列制度创新。可再生能源发电配额制度便是其中之一。据能源局新能源和可再生能源司副司长梁志鹏透露,可再生能源配额制基本确定实施框架,可能在今年初实施。

强制规定“三大主体”配额义务

可再生能源配额制是一个国家或者地区政府用法律形式对可再生能源发电的市场份额

做出强制性规定,在总电力中必须有规定比例的电力来自可再生能源。

根据国家能源部门的整体设计思路,纳入配额管理的范围的主要是并网的非水可再生能源发电,包括风电、太阳能发电、生物质发电、地热发电、海洋能发电等。原因是,水电技术和产业发展已相当成熟,可以按照国家计划执行即可,不需要特殊的政策支持。

在可再生能源发电配额主体选择上,国家能源部门将电网企业作为可再生能源电力配额的实施主体;将一定规模的发电投资企业作为可再生能源发电配额义务主体,保证电网企业电力供应。

为保证可再生能源电力合理消纳,将各省(区、市)政府作为可再生能源电力配额消费义务的行政责任主体。其工作任务是,落实完成配额的实施方案,协调督促各省级电网企业完成配额指标。

配额主体确定后,国家能源主管部门对各省(区、市)提出可再生能源电力配额指标并进行考核。

在考核方式上,国务院能源主管部门会同监察、统计、审计等部门,以及国资委、国家电监会等机构对省级政府、电网企业、电力投资企业配额指标完成情况进行综合评价,根据结果进行相应惩罚。

同时,配额指标的完成情况将相应纳入省级政府考核体系、电网企业考核体系、发电企业考核体系。各省(区、市)人民政府要负责实现本省(区、县)配额指标的实施方案,国家级电网企业对所属全部省级电网企业完成配额负责。

我国可再生能源配额制度借鉴国外经验。公开信息显示,英、美、澳大利亚、意大利等国家也都实施了强制性可再生能源电力配额制。英国对电力运营商销售可再生能源电力提出强制份额要求,2011年为12.4%。

实施可再生能源发电配额制的核心是,由国家规定配额义务主体在其提供、购买、使用的电量中非水可再生能源发电的具体数量。

"国家根据可再生能源发展目标,及能源消费总量指标,核算全国发电配额总数。再以省(市、区)为单位进行可再生能源电力消费配额分配。各地区配额总量有多有少,与能源消费总量分解原则相似。”上述能源专家说。

在分配过程中,主要考虑各地自然环境、资源禀赋、人口分布和经济水平差异。原则是,不同资源条件省份应采用不同的指标分配方案,同类型的省份则承担同等的消纳义务。

对于电网企业而言,保障性收购配额指标是指其经营区覆盖范围内可再生能源配额指标的综合。电网企业再将指标分解到省级电网公司和区域电网公司。

有专家测算,以2020年我国一次能源消费总量50亿吨标煤计,2015年发电企业(500

万千瓦及以上)发电量中10%要来自于可再生能源电力;2020年配额指标是15%.

对电网企业而言,2015年底国家电网、南方电网、内蒙古电网可再生能源电量最低比例分别是6%、3%、15%;2020年最低配额是10%、6%、20%。

另有专家建议:“配额指标的确定应与国家合理控制能源消费总量和调整能源消费结构的宏观目标相协调,同时应确保风电、太阳能和生物质能等发电产业均衡发展。”

为调动地方消纳可再生能源积极性,可以规定可再生能源发电可以抵减本地区能源总消耗和排放量。

配额制是促进可再生能源发展新政,但仍以行政考核手段。“具有计划导向性,配额制度可否完全落地,仍有诸多不确定性。可再生能源法虽然规定,电网企业对可再生能源发电全额保障性收购,但弃风等现象仍然很频繁。”华电集团一位政策研究人士说。

绿色电力证书与可再生能源配额的前世今生

绿色电力证书与可再生能源配额的前世今生 一、绿色电力证书的发展过程 1.1、绿色电力证书的定义 绿色电力证书(以下简称“绿证”)是国家给发电企业颁发的可交易的、能兑现为货币收益的凭证,是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证。 绿证的发放对象为国家可再生能源电价附加资金补助目录内的陆上风电和光伏发电项目(不含分布式光伏项目)。一个绿证对应陆上风电项目或光伏电站项目发出的1000度绿电(即1MWh绿电)。 1.2、绿证的推出背景 1)我国采用“固定电价”的财政激励政策推动可再生能源发展 根据2006年实施的《可再生能源法》,我国可再生能源在政策支持下发展迅猛。但由于可再生能源存在电价成本高于传统化石能源、可再生能源发电具有间歇性和不连续性等原因,可再生能源在经济上和电力产品的品质上与传统能源能源相比竞争力较弱,可再生能源的发展受阻。 适当的财政激励政策是推动可再生能源发展的根本保证。可再生能源发展的政策支持有直接的投资补贴或政策优惠、税收优惠和减免、绿色证书、风险投资基金、低息贷款和信贷担保以及污染者付费制度等,其中最直接有效的就是国家直接补贴政策。 电价和补贴机制,从表现形式上说主要有五大类:固定电价(Fit-in-Tariff,简称FIT)、固定(溢价)补贴(Fit-in-Premium,简称FIP)、净电表制(Net Metering)、招标电价(Tendering)、市场电价即配额和绿色证书制度(Green Certificate),这些价格机制和政策各有特点,具体见表1。 表1 电价和补贴机制的类型与特点

我国设立可再生能源发展基金对可再生能源开发利用提供资金支持,发展基金包括国家政府的专项基金和可再生能源电价附加收入等。其中,可再生能源电价附加收入是目前补贴可再生能源上网发电的唯一资金来源,征收范围主要来自于除居民生活和农业生产以外的其他用电量。 从2006年06月到2016年01月,补贴征收标准已从1厘/千瓦时提高到1.9分/千瓦时,但是随着风电光伏等新能源装机的快速发展,补贴缺口问题日益严重,已成为限制新能源发展的重要因素之一。根据财政部的统计,截至2017年底,可再生能源补贴累计缺口已超过1000亿元(见表3)。当前实体经济形势不容乐观,在国际经济下行,国内产能过剩的情况下,工商企业降电价呼声较高,中央也提出要降低企业成本的要求,因此提高可再生能源电价附加与降低企业用电成本形成矛盾,提高可再生能源电价附加的方法在当前形势下不可行。 表3 可再生能源补贴需求与附加征收情况(单位:亿元) (数据来源:国网能源研究院;财政部全国政府性基金收入、支出决算表)

可再生能源发电介绍

可再生能源独立发电系统简介(郑立国白树华)(图) | [<<][>>] 摘要:可再生能源发电主要指风力发电、光伏发电、氢能等能源发电形式。该文介绍了新型可再生能源独立发电系统的基本结构、特点、设备选型、输配电系统、电气主接线等有关问题。 关键词:可再生能源;独立发电系统 1 独立可再生能源发电系统的结构 独立可再生能源发电系统,按能源的构成形式可分为单一能源发电系统和多能源互补式发电系统;按有无储能设备可分为有储能系统和无储能系统。图1为单一可再生能源发电系统结构,图2为多能源互补独立发电系统结构。

图1 单一可再生能源发电系统结构 图2 多能源互补独立发电系统结构

2 独立可再生能源发电系统的特点 独立可再生能源发电系统区别于常规的电力系统,具有它自身的特点。分析它的特点,对于判断系统可能存在的问题,选择合适的分析方法和提出解决问题方案都有很重要的意义。 发电系统的电力由风力发电机组、太阳能光伏电池等获得,在发电能源获取形式上分属于风力或太阳能等类型。因此,它们分别具有风力发电系统、光伏发电系统等所具有的特殊结构和特点,同时整个系统在运行方式等方面也具自身特有的特点。 因为它采用风能、太阳能等为能源,同时又采用常规的交流输配电技术,故决定了系统具有采用电力电子变换装置以及直流和交流的系统并存的特点。 区别于常见的小型供电系统,以及并网运行的分布式电源系统,它具备系统结构相对完整的特点,包括发电、输配电、用电和控制保护系统。 它还具有常规独立电力系统的特点,如具有系统独立、容量有限、调节能力低等。这些特点,在分析独立电力系统的稳定性问题时,尤

构建利于可再生能源发展的电力系统

构建利于可再生能源发 展的电力系统 Document number【AA80KGB-AA98YT-AAT8CB-2A6UT-A18GG】

构建利于可再生能源发展的电力系统 受化石能源资源有限性和气候变化等环境问题的影响,加快开发利用可再生能源已成为国际社会的共识。可再生能源具有资源潜力大、对环境影响小并可永续利用的特点。但同时还具有能量密度低、存在间歇不连续等问题。 如何破解可再生能源的不连续性与能源需求连续性之间的矛盾,是推动可再生能源大规模发展的核心问题。为了不断扩大可再生能源的利用规模,在加强科技创新、促进技术进步的同时,必须转变思路,加快建立适应可再生能源发展的政策体系和电力系统。 加快开发和应用储能技术推动可再生能源规模化发展 促进可再生能源规模化发展必须解决好两个方面的问题:一是要把可再生能源转化成符合要求的电力;二是可再生能源发出的电力必须与用户的电力需求相平衡,这是由电力供需的瞬时平衡特性决定的。可再生能源是自然界客观运行产生的能量,是不能人为调控的,如风能和太阳能等,都具有不可控制和间歇随机的特点,往往在用电低谷时发电量大,而在需要用电的时候又发不出来。 如果要大规模开发利用具有随机间歇特性的可再生能源,必须采取技术措施解决可再生能源发电的不连续性与用电需求连续性之间的问题。 从目前来看,加快开发和推广大容量储能技术是促进规模化开发利用可再生能源的重要措施。长期以来,抽水蓄能电站是目前电力系统中最成熟和应用最广泛的大容量储能技术,也是以电站方式管理的储能技术。随着可再生能源发电比重的增加,仅靠抽水蓄能电站还不够,还应重视分布式储能技术的应用。分布式储能技术的应用一是在发电侧,主要是在风电和太阳能电站内配置必要的储能容量,用于调节风电和太阳能电站的发电出力特性,使其较好地适应用电负荷变化需要,减少风电、太阳能发电随机间歇性对电力系统的影响;二是在用户侧,在包括居民在内的所有电力用户中,都配置必要的储能设施,用于调节用电的不平衡性,使用电特性尽可能做到平稳,以减少用电变化对电力系统的影响。可以设想,今后每个电力用户包括家庭电力用户都是一个可独立运行的电力系统,它的电源就是类似电池的储能设备,与大电力系统联网运行,在用电负荷低谷时可向储能设备充电,在用电负荷高峰时段储能设备可为用户提供电力,使用户的用电特性尽可能平稳,特别是在发生事故时还可以独立运行,能有效提高电力系统供电的安全性和可靠性。这实际就是智能电网的发展目标。

大力发展可再生能源

大力发展可再生能源 为建设生态文明和美丽中国贡献力量 党的十八大首次把生态文明建设提升到与经济、政治、文化、社会四大建设并列的高度,列为建设中国特色社会主义“五位一体”的总布局之一,努力建设美丽中国。这是我们党又一次重大理论创新和实践深化,是关系人民福祉、关乎民族未来的长远大计,具有重大的现实意义和深远的历史意义。能源是经济社会发展的重要基础,能源生产消费与生态文明建设密切相关。我国已经成为世界第一的能源生产和消费大国,随着国内能源需求不断增长,能源短缺以及能源利用过程带来的环境污染问题,成为制约生态文明建设的重要因素。大力发展可再生能源,推动能源生产和消费革命,是建设生态文明和美丽中国的重要保障。 一、对建设生态文明重要性的认识 人类进入工业社会以来,随着科技进步加快,大工业生产迅猛发展,人类利用自然、改造自然的能力空前增强,创造了前所未有的巨大物质财富。但同时,传统的工业化道路也使得人与自然的矛盾越来越尖锐,自然资源日趋匮乏,环境污染日渐严重,生态系统加剧恶化,人类生存和发展面临生态危机的重大威胁,人与自然的关系全面紧张。上个世纪六七十年代以来,西方工业化国家环境公害事件频发,先后爆发两次世界石油危机,全球变暖影响不断深化,引起了人类对传统工业化道路弊病的警醒。重视生态文明,加强环境保护,走可持续发展道路逐步成为全球的共识。 改革开放以来,我国经济长期保持高速增长,人们生活水平不断提高。但我国长期延续传统的高投入、高消耗、高污染的发展方式,在经济快速增长的同时,也付出了很高的代价,人口、资源、环境的矛盾日益突出,对我国经济社会可持续发展的制约日益增大。2012年冬季以来,北京乃至全国遭遇到了严重的雾霾天气的肆虐,2013年1月北京仅有5天见太阳。雾霾灾害再次引发了全社会对水体、

解析可再生能源电力“消纳难”等问题

解析可再生能源电力“消纳难”等问题 近年来,我国电源结构继续优化。截至2018年一季度,我国可再生能源发电装机达到6.66亿千瓦,占比约36.9%。但同时,可再生能源发电行业出现了连年限电——这深刻反映出我国现行电力规划、运行和体制机制模式,已越来越不能适应可再生能源发电行业发展,电力行业体制机制存在深层次矛盾。 存在“限电问题加重”风险 为落实“减少煤炭消费、增加清洁能源比重、推动能源革命”战略任务,我国必须持续提高可再生能源发电装机和电量比重。如果不在体制机制上进行深层次变革,未来消纳可再生能源电力的难度将越来越大,存在“限电范围扩大”和“限电量增加”的风险。所以,必须采取全方位、系统性的应对措施。 近年来,我国可再生能源发电装机不断提升。据中电联统计,2017年底全国发电装机容量17.8亿千瓦,同比增长7.6%。其中,水电装机容量为3.41亿千瓦(含抽水蓄能0.29万千瓦),占全部装机容量的19.2%;并网风电装机容量1.64亿千瓦,占全部装机容量的9.2%;并网太阳能发电装机容量1.30亿千瓦,占全部装机容量的7.3%。 可再生能源发电量继续保持高速增长。2017年全国全口径发电量6.4万亿千瓦时,同比增长6.5%。其中,水电发电量1.2亿千瓦时,同比增长1.7%,占全国发电量的18.6%,并网风电和并网太阳能发电量分别为3057亿千瓦时和1182亿千瓦时,同比分别增长26.3%和75.4%,合计占全国发电量的比重达到6.6%。 可再生能源消纳总体有所改善,但解决限电难度愈加增大,存在限电范围扩大和电量增加的风险。 通过落实可再生能源目标引导制度、实施可再生能源保障性收购制度、建立新能源消纳和投资预警制度、优化电网运行调度和火电灵活性运行、推进本地区和跨省区电力市场化交

国家发展改革委关于印发《可再生能源发电有关管理规定》的通知

国家发展改革委关于印发《可再生能源发电有关管理规定》的通知 发改能源[2006]13号 各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、经委(经贸委)、物价局,中国人民银行,电监会,国家电网公司、南方电网公司,中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司、中国长江三峡工程开发总公司、神华集团有限责任公司、国家开发投资公司,国家开发银行、中国工商银行、中国建设银行、中国银行、中国农业银行、中国民生银行: 为了贯彻落实《中华人民共和国可再生能源法》,规范可再生能源发电项目管理,促进我国可再生能源发电产业的更快发展,特制定《可再生能源发电有关管理规定》,现印发你们,请按照执行。 中华人民共和国国家发展和改革委员会 二○○六年一月五日

附件: 可再生能源发电有关管理规定 第一章总则 第一条为了促进可再生能源发电产业的发展,依据《中华人民共和国可再生能源法》和《中华人民共和国电力法》,特制定本规定。 第二条本规定所称的可再生能源发电包括:水力发电、风力发电、生物质发电(包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电)、太阳能发电、地热能发电以及海洋能发电等。 第三条依照法律和国务院规定取得行政许可的可再生能源并网发电项目和电网尚未覆盖地区的可再生能源独立发电项目适用本规定。 第四条可再生能源发电项目实行中央和地方分级管理。 国家发展和改革委员会负责全国可再生能源发电项目的规划、政策制定和需国家核准或审批项目的管理。省级人民政府能源主管部门负责本辖区内属地方权限范围内的可再生能源发电项目的管理工作。 可再生能源发电规划应纳入同级电力规划。 第二章项目管理 第五条可再生能源开发利用要坚持按规划建设的原则。可再生能源发电规划的制定要充分考虑资源特点、市场

可再生能源发电

可再生能源发电 可再生能源发电是近些年发展起来的无污染,取之不尽用之不竭的发电技术。近些年越来越受到国家的重视,开始兴建可再生能源发电站。可再生能源包括太阳能、风能、水能、生物质能、地热能和海洋能等。通过利用先进的技术和自然条件,就能够将其转化为电能。 由于可再生能源的不稳定性,导致可再生能源发电的也不稳定,并使其成为制约可再生能源发电的普及应用的瓶颈,这就需要我们解决大规模储的关键核心技术问题。与此同时,由于其不稳定性,可再生发电还不能接入我国的电网,这对中国智能电网的建设至关重要。 但是目前我国的存储技术很多,而且储能产业没有统一的标准。所以我认为,为了促进可再生能源发电的发展,必须建立统一的标准与要求。同时,为了要保证电价的稳定,就要降低存储技术的成本。通过我国的市场规律可以发现,只有有竞争,才能有发展。所以,为了发展我国的存储技术,也为了降低存储技术的成本,我国可以同时研制几个存储技术,并投入市场,通过其竞争和市场的选择,就能够找出最适合可再生能源发电的技术。 对于可再生电并入电网,我认为也可以通过储能技术,保证向电网输送的电能是稳定的,或者接近稳定的,这样就能够实现将其并入电网。电力企业和其他企业一样,也需要盈利,可是可再生能源,特别是风能发电的并网和远距离传输的经济效益还不是很高。对于这种情况,我觉得可以通过两种方式解决,第一种是合理的与火电配合,找到两种发电方式的契合点,通过两种方式在时间,空间上的不同,科学配合,保证电能充分利用。第二种是强制性,由于可再生能源的造价可能高一些,可以强制人们在购买电能的同时必须要购买一部分的可再生电能,其份额可以不是很高,是大家可以接受的部分,这样既可以保证了盈利,也可以实现节能减排,减少了污染。 可再生能源发电的前景十分广阔,在这个能源危机的时代,哪个国家占有能源,哪个国家就能强大。生活离不开能源,工作离不开能源,我们生活中的一切都与能源息息相关,作

国家发展改革委关于印发《可再生能源电价附加收人调配暂行办法》的通知(发改价格〔2007〕44号)

国家发展改革委关于印发《可再生能源电价附加收人调配暂行办法》的通知 (2007年1月11日发改价格〔2007〕44号) 各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、电力公司,国家电网公司、南方电网公司: 为促进可再生能源的开发利用,保证可再生能源电价附加收入的合理分配,根据《中华人民共和国可再生能源法》和《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格〔2006〕7号),经商国家电监会,我委研究制定了《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》,现印发你们,请按照执行。对执行中出观的问题,请及时报告我委。 附: 可再生能源电价附加收入调配暂行办法 第一条为促进可再生能源发电产业的发展,保证可再生能源电价附加的合理分配,根据《中华人民共和国可再生能源法》和《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格〔2006〕7号),制定本办法。 第二条本办法所称可再生能源发电是指风力发电、生物质能发电(包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电)、太阳能发电、海洋能发电和地热能发电。 本办法所称可再生能源附加是指为扶持可再生能源发展而在全国销售电量上均摊的加价标准。 第三条本办法适用于2006年1月1日之后核准的可再生能源发电项目(含接网工程)及公共可再生能源独立电力系统。 第四条可再生能源电价附加调配遵循权责明确、管理规范、公开透明、操作简便的原则。 第五条可再生能源电价附加标准、收取范围由国务院价格主管部门统一核定,并根据可再生能源发展的实际情况适时进行调整。可再生能源电价附加调配、平衡由国务院价格主管部门会同国务院电力监管机构监管。 第六条可再生能源电价附加由省级电网企业(东北电网公司和华北电网公司视同省级电网企业,西藏自治区除外)按照国务院价格主管部门统一核定的标准和范围随电费向终端用户收取并归集,单独记账,专款专用。 第七条省级电网企业应收取的可再生能源电价附加按以下公式计算,并作为电价附加调配的依据:

2018年度全国可再生能源电力发展情况

2018年度全国可再生能源电力发展情况 一、全国可再生能源电力发展总体情况 截至2018年底,全国可再生能源发电装机容量7.29亿千瓦,占全部电力装机的38.4%,其中水电装机(含抽水蓄能)3.52亿千瓦,风电装机1.84亿千瓦,光伏发电装机1.75亿千瓦,生物质发电装机1781万千瓦。2018年全国可再生能源发电量18670.34亿千瓦时,占全部发电量的26.7%,其中水电发电量12329.27亿千瓦时,占全部发电量的17.6%,风电发电量3659.60亿千瓦时,占全部发电量的5.2%,光伏发电量1775.47亿千瓦时,占全部发电量的2.5%,生物质发电量906亿千瓦时,占全部发电量的1.3%。 二、各省(区、市)可再生能源电力消纳情况 2018年,包含水电在内的全部可再生能源电力实际消纳量为18158.97亿千瓦时,占全社会用电量比重为26.5%,同比持平。综合考虑各省(区、市)本地生产、本地利用以及外来电力消纳情况,2018年各省(区、市)可再生能源电力消纳量占本地全社会用电量比重如下:

表1 2018年各省(区、市)可再生能源电力消纳情况 *2018年浙江省因来水偏少造成水电发电量减少、灵绍特高压通道输送可再生能源电量占总输电量比重未达到国家规定比重等因素影响,实际消纳可再生能源电量偏少,浙江省购买可再生能源绿色电力证书折算可再生能源电力消纳量20亿千瓦时。

三、各省(区、市)非水电可再生能源电力消纳情况 2018年,全国非水电可再生能源电力消纳量为6314.20亿千瓦时,占全社会用电量比重为9.2%,同比上升1.2个百分点。综合考虑各省(区、市)本地生产、本地利用以及外来电力消纳情况,2018年,各省(区、市)非水电可再生能源电力消纳量占本地区全社会用电量比重如表2。 从非水电可再生能源电力消纳比重水平来看,宁夏、青海、内蒙古和吉林最高,均超过17%;从消纳水平同比增长来看,湖南、陕西和西藏三省(区)同比增长较快,分别上升3.0个百分点、2.9个百分点和2.9个百分点;按照国家发展改革委、国家能源局《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(发改能源〔2019〕807号)公布的2020年各省(区、市)非水电可再生能源电力最低消纳责任权重,云南、宁夏、新疆等11个省(区、市)非水电可再生能源消纳比重已达到2020年最低消纳责任权重,江苏、广东、安徽、贵州、山东、内蒙古和广西距离达到2020年最低消纳责任权重不到1个百分点,京津冀、黑龙江、甘肃和青海非水电可再生能源电力消纳比重较2020年最低消纳权重仍有较大差距。

我国发电配额和绿证交易制度实施对策建议

龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/da12972203.html, 我国发电配额和绿证交易制度实施对策建议作者:陈彦博肖思吟 来源:《中国经贸导刊》2016年第23期 摘要:本文在归纳现行可再生能源消纳配套政策的基础上,结合新能源产业与政策的共生互动关系,论述了推行发电配额和绿证交易制度的必要性和必然性,并对接下来发电配额和绿证交易制度的顺利实施,提出了相关对策建议。 关键词:可再生能源发电配额制绿色电力证书推行实施对策建议 我国高度重视可再生能源的发展,2009年底我国承诺,到2020 年单位GDP二氧化碳排 放比2005年下降40%—45%,非化石能源占一次能源消费的比重达到15%左右。2014年6月,习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上强调,要推动能源生产和消费革命,大力发展可再生能源。近年来,我国出台了一系列有力措施,可再生能源发展取得了举世瞩目的成就,其中2015年底全国水电装机容量3.2亿千瓦,占全球四分之一、世界排名第一;风电装 机高速发展,2012年6月超过美国成为世界第一风电装机大国;2015年底光伏发电累计装机容量4318万千瓦,超越德国成为全球光伏发电装机容量最大的国家。与此同时,电网基础设施建设、新能源电力消纳技术以及输配售电机制等发展却没有跟上可再生能源快速发展的步伐,导致了越来越严重的“弃风弃光”问题。以风电为例,2015年全国弃风损失电量创下新高,达339亿千瓦时①,2010—2015年因弃风造成的电量损失达998亿千瓦时,接近于三峡与葛洲坝两座水电站2015年发电量之和,造成电费直接损失539亿元。能否解决好弃风弃光问题,既是电改的重要内容,也是衡量电改成败的标志,更是能源革命能否成功的关键。 一、我国现行可再生能源电力发展配套消纳措施 国际上促进可再生能源发展政策主要有配额制(RPS)、强制购买(Feed -in Law)、竞争性招标制(NFFO)、绿色证书(GCS)和特许经营(Concession)等。我国实施的是强制入网制度(即Feed-in Law)和分类上网电价与费用分摊制度。2007年我国《可再生能源发展中长期规划》中明确提出,为保证规划目标的实现,将采取强制性市场份额等系列政策措施支持可再生能源的发展,提高可再生能源在能源结构中的比例。2009年,《中华人民共和国可再生 能源法》(修正案)将可再生能源发电全额保障性收购确立为一项基本法律要求。2010年, 国务院发布《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》,明确提出要实施新能源配额制,落实新能源发电全额保障性收购。虽然按照《可再生能源法》和有关规章制度,应该对可再生能源电力给予全额保障性收购,但目前许多地方出现严重的弃水、弃风、弃光现象及各地大干快上煤电项目的趋势表明,非化石能源目标的实现还有许多深层次的体制机制问题待解决,这表明了法律没有得到有效执行,表明了风电、光电与煤电等常规电源之间存在激烈博弈,反映了电价补贴缺口、相关政策不够完善等问题。为此,我们必须结合能源发展形势和电力体制改革进程,运用量化考核指标及具体抓手,进行可再生能源政策和机制创新。

国家发展改革委关于印发《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》的

国家发展改革委关于印发《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》的通知 发改价格[2007]44号 各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、电力公司,国家电网公司、南方电网公司: 为促进可再生能源的开发利用,保证可再生能源电价附加收入的合理分配,根据《中华人民共和国可再生能源法》和《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格[2006]7号),经商国家电监会,我委研究制定了《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》,现印发你们,请按照执行。对执行中出现的问题,请及时报告我委。 附件:可再生能源电价附加收入调配暂行办法 国家发展改革委 二○○七年一月十一日附件: 可再生能源电价附加收入调配暂行办法 第一条为促进可再生能源发电产业的发展,保证可再生能源电价附加的合理分配,根据《中华人民共和国可再生能源法》和《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格〔2006〕7号),制定本办法。 第二条本办法所称可再生能源发电是指风力发电、生物质能发电(包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电)、太阳能发电、海洋能发电和地热能发电。本办法所称可再生能源附加是指为扶持可再生能源发展而在全国销售电量上均摊的加价标准。 第三条本办法适用于2006年1月1日之后核准的可再生能源发电项目(含接网工程)及公共可再生能源独立电力系统。 第四条可再生能源电价附加调配遵循权责明确、管理规范、公开透明、操作简便的原则。 第五条可再生能源电价附加标准、收取范围由国务院价格主管部门统一核定,并根据可再生能源发展的实际情况适时进行调整。可再生能源电价附加调配、平衡由国务院价格主管部门会同国务院电力监管机构监管。 第六条可再生能源电价附加由省级电网企业(东北电网公司和华北电网公司视同省级电网企业,西藏自治区除外)按照国务院价格主管部门统一核定的标准和范围随电费向终端用户收取并归集,单独记账,专款专用。 第七条省级电网企业应收取的可再生能源电价附加按以下公式计算,并作为电价附加调配的依据:

可再生能源政策(中国)

为鼓励可再生能源的开发和利用,中国国家有关部门先后公布了三条有关法律法规:一《可再生能源法》 2006年1月1日,《可再生能源法》正式实施。确立了可再生能源总量目标制度、可再生能源并网发电审批和全额收购制度、可再生能源上网电价与费用分摊制度、可再生能源专项资金和税收、信贷鼓励措施。 二《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》 2006年1月4日,《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》公布。提出可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种价格。风力发电项目的上网电价实行政府指导价;太阳能发电、海洋能发电和地热能发电项目实行政府定价;生物质发电项目实行政府定价 由国务院价格主管部门制定标杆电价 电价标准由各省2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成。补贴电价标准为每千瓦时0.25元。 三《可再生能源发电有关管理规定》 2006.2.7 国家发改委正式发布的《可再生能源发电有关管理规定》(以下简称《规定》),作为《中国可再生能源法》和《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》的配套法规,明确给出了可再生能源发电项目的审批和管理方式。《规定》所称可再生能源包括:风力发电、生物质发电(包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电)、太阳能发电、海洋能发电和地热能发电。此规定是继鼓励国内各类经济主体参与可再生能源开发利用之后,给企业进入可再生能源发电产业提供了指导方向和实施标准。 明确了可再生能源发电项目的审批和管理方式。发电企业应当积极投资建设可再生能源发电项目 并承担国家规定的可再生能源发电配额义务。大型发电企业应当优先投资可再生能源发电项目。 四《可再生能源发展规划》 (网络文章)

我国能源现状与发展可再生能源的思考

我国能源现状与发展可再生能源的思考 清华大学 汪震环 【摘要】在能源问题制约经济社会发展的今天,促进可再生能源的开发与利用,成为了当今世界各国的共同选择。我国已出台了《可再生能源法》,这是以法律形式加大了对可再生能源的开发、利用和政策保护力度;然而,《可再生能源法》立法目标的实现还需要制定一系列的法律、法规措施来加以保障。本文介绍了我国面临的能源困境及完善发展可再生能源法律法规的基本思路。 【关键词】 能源消费、可再生能源、法律、 能源是国民经济发展的重要基础,也是人们生产和生活的重要物质基础保障。随着我国经济的持续快速发展,能源问题已经成为制约经济与社会发展的“瓶颈”之一。目前,我国面临着能源结构不尽合理,能源利用效率低下,能源安全保障程度较差,能源与资源、环境和社会发展的矛盾日益突出,以及能源管理体制亟待理顺等一系列问题。 据统计,2004年我国一次能源消费总量约为19.7亿吨标准煤,比2003年增长18%,其中煤炭占66%,石油占22%,天然气占2.8%,水电占9.2%,石油进口超过1亿吨。且随着我国经济的快速发展,其对能源的需求量将越来越大,预计到2020年,我国一次能源需求量为25—33亿吨标准煤,到2050年这个数字预计将可能达到50亿吨标准煤。同时,能源供需矛盾将日益显现,特别是石油供需矛盾将更为突出,石油供应安全凸现。我国以煤为主的能源结构也将带来严重的大气污染,我国粉尘、二氧化碳和氮氧化物排放量的70%,二氧化硫排放量的90%来自于燃煤;其中,二氧化硫和二氧化碳排放量已分别居世界第1位和第2位;20世纪90年代中期我国酸雨区已占全国面积的30%左右;可吸入颗粒物、重金属污染等对生态环境造成的不利影响也日益受到全社会的关注。另一方面,我国能源大规模开发利用所引起的环境问题,尤其是以二氧化碳为主体的温室气体排放问题,已受到世界各国的普遍关注,《京都议定书》的生效和《后京都议定书》的开始谈判将使我国在温室气体排放问题上面对的国际压力日趋严重。 从目前能源供需状况来看,我国能源面临的问题主要有:1、人均能源资源有限,经济发展受能源资源约束的局面日益严重。我国常规能源资源仅占世界总量的10.7%,人均能源资源占有量远低于世界平均水平。2000年统计我国人均石油可采储量只有4.7吨,人均天然气可采储量1262立方米,人均煤炭可采储量140吨,分别为世界平均值的20.1%、5.1%和86.2%。2、能源消耗主要以煤炭为主,所造成的环境污染问题突出。目前我国煤炭消费占一次性能源消费总量的60%以上,并且是以大量终端直接燃烧煤碳的方式,不仅导致土壤酸化、粮食减产、植被破坏、生态环境恶化,而且造成的大气污染直接危害人民群众的身体健康。 3、能源开发利用技术落后,利用效率低下。目前,我国经济的快速发展在很大程度上是依

可再生能源发电有关管理规定

可再生能源发电有关管理规定 第一章总则 第一条为了促进可再生能源发电产业的发展,依据《中华人民共和国可再生能源法》和《中华人民共和国电力法》,特制定本规定。 第二条本规定所称的可再生能源发电包括:水力发电、风力发电、生物质发电(包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电)、太阳能发电、地热能发电以及海洋能发电等。 第三条依照法律和国务院规定取得行政许可的可再生能源并网发电项目和电网尚未覆盖地区的可再生能源独立发电项目适用本规定。 第四条可再生能源发电项目实行中央和地方分级管理。国家发展和改革委员会负责全国可再生能源发电项目的规划、政策制定和需国家核准或审批项目的管理。省级人民政府能源主管部门负责本辖区内属地方权限范围内的可再生能源发电项目的管理工作。可再生能源发电规划应纳入同级电力规划。 第二章项目管理 第五条可再生能源开发利用要坚持按规划建设的原则。可再生能源发电规划的制定要充分考虑资源特点、市场需求和生态环境保护等因素,要注重发挥资源优势和规模效益。项目建设要符合省级以上发展规划和建设布局的总体要求,做到合理有序开发。 第六条主要河流上建设的水电项目和25万千瓦及以上水电项目,5万千瓦及以上风力发电项目,由国家发展和改革委员会核准或审批。其他项目由省级人民政府投资主管部门核准或审批,并报国家发展和改革委员会备案。需要国家政策和资金支持的生物质发电、地热能发电、海洋能发电和太阳能发电项目向国家发展和改革委员会申报。 第七条可再生能源发电项目的上网电价,由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况,按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定,并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整和公布。实行招标的可再生能源发电项目的上网电价,按照中标确定的价格执行;电网企业收购和销售非水电可再生能源电量增加的费用在全国范围内由电力用户分摊,具体办法另行制定。 第八条国家发展和改革委员会负责制定可再生能源发电统计管理办法。省级人民政府能源主管部门负责可再生能源发电的统计管理和汇总,并于每年2月10日前上报国家发展和改革委员会。 第九条国家电力监管委员会负责可再生能源发电企业的运营监管工作,协调发电企业和电网企业的关系,对可再生能源发电、上网和结算进行监管。 第三章电网企业责任 第十条省级(含)以上电网企业应根据省级(含)以上人民政府制定的可再生能源发电

绿色可再生能源发电技术

畜牧养殖+畜力发电绿色循环经济项目 习主席提出的全面建成小康社会的伟大构想需要 全社会的共同努力,而扶贫工作则是建成小康社会的一个重要因素。扶贫任务依然是摆在各级政府面前的一个重要的问题,目前,受自然条件差和基础设施薄弱等客观条件的制约,我国的扶贫形势具有以下新特征:剩余扶贫难度大,贫困人口在地域分布上呈现出分散化趋势,我国农村相对贫困的矛盾日趋明显,已经初步脱贫的 人口生活尚不稳定,返贫现象还时有发生。 产业扶贫,不同于过去的资金扶贫、物质扶贫和政策扶贫。送钱、送物只能解决燃眉之急,输血不如造血,授人以鱼不如授人以渔。发展产业才可以形成可持续扶贫态势。产业扶贫可以充分利用当地的资源、人力优势,培养经济支柱产业,让产业带动地方经济发展,解决就业问题,真正的实现地方扶贫。当前,全国上下都已认识到了产业扶贫在脱贫攻坚中的重要作用,把产业扶贫作为脱贫攻坚的重头戏了,但是选择什么样的产业进行扶贫却是一个非常大的问题。 如何利用农村现有的资源,尤其是偏远农村的资源,用产业扶贫的方式把它化为经济发展的动力,是摆在我们面前的根本问题。广大农村最普遍的资源是什么?就是野草和秸秆,这个在一般人眼里看成是废物的东西,经过一项专利技术结合养殖业就可以把它变废为宝,把它们转化成稳定的.可控的清洁电能,给贫困地区带来可观的经济效益,实现产业扶贫。 国家专利,一种利用可再生能源资源畜力为原动力的《一种传动发电装置》专利号:2014104543134。该发电装置是原始动力与现代高科技产品有机结合的产物,是

集风力发电装置引申的一种技术成熟,装备简便,运行可靠,运用科学的杠杆原理,采用取之不尽的畜力能来完成的发电系统。主体结构采用有自主知识产权的发电装置,该工艺的特征是将风力机在空中的动力构造,移植在地面,运用杠杆原理设计发电装置来代替,将不稳定的风力以稳定的畜力替代,将最原始的动力和现代高科技产品有机结合起来,完全具有可再生能源资源要求的技术特征。是可再生资源循环经济发展的典范工程。 畜力本身有其稳定的动力源,又有不断延续的后备动力源,便于操控。有人类和牲畜适宜生存的地方都能够分布式独立发电运行。又能够规模集群发电并网运行,而且很容易能够控制在频率范围内,一天24小时不停的发电运行,可满负荷发电输电,效益同比是非常可观的。 以野草和青贮秸秆肥料作为饲料,来养殖牛驴,然后把牛驴的畜力能转化成电能。开发成为一种重要清洁能源,使清洁能源、秸秆回收,畜牧业、肉制品加工,链接成为一个分布式良性循环经济型发电系统,即使在最贫困的地区都可以实现。 按国家中长期规划在 2020 年要将可再生清洁能源发电装机容量提高到30%,所以未来发展需求非常大,但风电和光伏受气候环境影响较大,不稳定,不可控,不能够全天侯发电,与之不同的畜力发电系统的优势在于:一、是稳定,可控,二、是初始投资较小,民间普及比较容易;三,是回报较快,一台 330 千瓦发电机组,投资大约 150万,能够全天侯 24 小时发电可达 7920 度,投资回报期一年半,效益可观;三是连片集群化发电成本更低,发电系统由一单元到规模化,可采取多样化投资管理模式,能够实行政府搭平

浅谈可再生能源

浅谈可再生能源发展 高二28班物理组纵观世界,从人类出现开始,学会了使用火取暖,捕猎以获取生物质能开始就没有离开过能源。到了现代社会,能源更是在生活中无处不在:开车用的汽油,做饭用的煤气,晚上照明的电灯。可是,能源不是用之不竭的,石油有用完的一天,那时我们该怎么办呢?可再生能源让我们看到了希望。 研究问题一、能源危机的现状 据专家们估算,世界已探明的石油、天然气储量非常有限,若按目前的开采水平,石油约可开采30—40年,天然气的可维持约50—60年,煤炭资源比较多,约可开采200年,但其资源多数分布在发展中国家且开采条件越来越差。 据第二届环太平洋煤炭会议资料,世界已探明的化石能源储量可开采年限如表1 从以上资料 看,世界化石能源 的开采其实很有 限的,今后可望增 加的储量也不乐 观,且人们希望这 些资源不要单纯 的作为燃料,而用 作化工原料,以弥 补自然原料不足 和促进新型高强 度材料工业的发 展。联合国早在六 十年代初就提出 能源过渡问题, 即逐步以新能源 和可再生能源来替代化石能源, 以减少坏境污染和合理利用资源。 研究问题二、新能源和可再生能源发展趋势 联合国十分强调能源过渡的重要性, 从能源发展的趋势看, 为了人类持久的能源供应, 由目前的化石能源逐步过渡到以新能源和可再生能源为主的时代终将到来。据1989年第十四届世界能源会议预测, 2020年世界能源需求将达到135亿吨油当量, 共中煤炭将占0.3 , 石油占0.262,夭然气占0.174 , 核能占0.082, 水电占0.077, 其他新能源等占0.105。由此可见, 今后三十年世界能源构成将逐步发生变化, 石油的用量在减少, 新能源和可再生能源在增加, 到2020年, 新能源将比1985年增长9倍。 研究问题三、国际可再生能源发展形势 可再生能源已成为优化能源结构、减少温室气体排放和促进经济转型发展的重要举措, 纵观国际上可再生能源发展的数十年历史, 为了消除可再生能源的各种障碍, 各国政府采取目标引导、政策扶持的方法, 强有力地推动可再生能源的发展, 至2009 年底全球至少有85 个国家制定了可再生能源发展目标。例如, 欧盟2020 年的发展目标是可再生能源占能源消费总量的比例达到20% ; 美国的

可再生能源发电价格和费用分摊管理办法

附件: 可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法 第一章总则 第一条为促进可再生能源发电产业的发展,依据《中华人民共和国可再生能源法》和《价格法》,特制定本办法。 第二条本办法的适用范围为:风力发电、生物质发电(包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电)、太阳能发电、海洋能发电和地热能发电。水力发电价格暂按现行规定执行。 第三条中华人民共和国境内的可再生能源发电项目,2006年及以后获得政府主管部门批准或核准建设的,执行本办法;2005年12月31日前获得政府主管部门批准或核准建设的,仍执行现行有关规定。 第四条可再生能源发电价格和费用分摊标准本着促进发展、提高效率、规范管理、公平负担的原则制定。 第五条可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式。政府指导价即通过招标确定的中标价格。 可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分,在全国省级及以上电网销售电量中分摊。

第二章电价制定 第六条风力发电项目的上网电价实行政府指导价,电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定。 第七条生物质发电项目上网电价实行政府定价的,由国务院价格主管部门分地区制定标杆电价,电价标准由各省(自治区、直辖市)2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成。补贴电价标准为每千瓦时0.25元。发电项目自投产之日起,15年内享受补贴电价;运行满15年后,取消补贴电价。自2010年起,每年新批准和核准建设的发电项目的补贴电价比上一年新批准和核准建设项目的补贴电价递减2%。发电消耗热量中常规能源超过20%的混燃发电项目,视同常规能源发电项目,执行当地燃煤电厂的标杆电价,不享受补贴电价。 第八条通过招标确定投资人的生物质发电项目,上网电价实行政府指导价,即按中标确定的价格执行,但不得高于所在地区的标杆电价。 第九条太阳能发电、海洋能发电和地热能发电项目上网电价实行政府定价,其电价标准由国务院价格主管部门按照合理成本加合理利润的原则制定。 第十条公共可再生能源独立电力系统,对用户的销售电价执行当地省级电网的分类销售电价。 第十一条鼓励电力用户自愿购买可再生能源电量,电价按可再

可再生能源发电项目上网电价表

附件 可再生能源发电项目上网电价表 单位:万千瓦、元/千瓦时(含税)项目类型 项目名称 容量 上网电价 光伏电站 枣庄市海川实业有限公司20MWp光伏电站 2 1.00 光伏电站 枣庄市海川实业有限公司二期10MWp光伏电站 1 1.00 光伏电站 枣庄市海川实业有限公司三期10MWp光伏电站 1 1.00 光伏电站 深能(滕州)能源有限公司东郭20MWp光伏电站 2 1.00 光伏电站 山东诚尚能源有限公司枣庄山亭区水泉镇一期10MWp光伏电站 1 1.00 光伏电站 山东诚尚能源有限公司枣庄山亭区水泉镇二期30MWp光伏电站 3 1.00 光伏电站 海阳鑫顺风光电科技有限公司一期20MWp光伏电站 2 1.00 光伏电站 海阳鑫顺风光电科技有限公司二期20MWp光伏电站 2 1.00 光伏电站 微山中广新能源有限公司两城一期20MWp光伏电站 2 1.00 光伏电站 中节能(新泰)太阳能科技有限公司光伏农业科技大棚一期20MWp光伏电站 2 1.00 光伏电站 中节能(新泰)太阳能科技有限公司二期20MWp光伏电站 2 1.00 - 1 -

项目类型 项目名称 容量 上网电价 光伏电站 中节能(新泰)太阳能科技有限公司三期10MWp光伏电站 1 1.00 光伏电站 肥城盛阳新能源有限公司20MWp光伏电站 2 1.00 光伏电站 肥城合能新能源有限公司安临站镇一期10MWp光伏电站 1 1.00 光伏电站 山东新泰楼德佳阳光伏发电有限公司20MWp光伏电站 2 1.00 光伏电站 烟台德联新能源有限公司观水埠西头20MWp光伏电站 2 1.00 光伏电站 烟台华电能源股份有限公司福山回里20MWp光伏电站 2 1.00 光伏电站 山东冠丰高效农业光伏有限公司冠县50MWp光伏电站 5 1.00 光伏电站 高唐县协鑫晶辉光伏有限公司谷官屯村30MWp光伏电站 3 1.00 光伏电站 华电福新能源股份有限公司高唐15MWp光伏电站 1.5 1.00 光伏电站 中节能绿洲(北京)太阳能科技有限公司莘县徒骇河20MWp光伏电站 2 1.00 光伏电站 莱芜中核国缆新能源有限公司杨家峪一期20MWp光伏电站 2 1.00 光伏电站 莱芜劲能新能源有限公司口镇桃花峪30MWp光伏电站 3 1.00 光伏电站 威海上善堂农业发展有限公司农业大棚一期20MWp光伏电站 2 1.00 光伏电站 威海上善堂农业发展有限公司农业大棚二期20MWp光伏电站 2 1.00 - 2 -

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