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解读 | 我国新一代电力系统建设政策建议

2019-05-10 09:24


    当前风电、光伏发电等具有显著波动性和间歇性的可再生能源大规模接入电网,为电力系统的安全稳定运行带来了挑战。从短期来看,开展火电机组灵活性改造,降低煤电特别是热电机组的最小出力,推动火电机组参与深度调峰,是当前解决可再生能源并网消纳问题可行性最高的路径。但从长期来看,在技术发展和创新的基础上,推动电力系统转型升级,建设新一代电力系统,才是适应高比例可再生能源接入、促进能源转型的根本途径。
 

    新一代电力系统内涵及总体目标
 

    在供给侧清洁能源大规模开发利用、消费侧电能对化石能源深度替代的新形势下,我国电力系统将向可再生能源高比例接入、集中式与分布式电源相结合、骨干电网与局域网、微网协调发展的可持续性综合能源电力发展模式——新一代电力系统转变。
 

    新一代电力系统建设的本质目标是清洁低碳、安全高效,其以提高可再生能源占比、加强能源配置与传输能力、优化能源利用方式为导向,通过集成先进输配电、大规模储能、新能源友好并网、源网荷储互动、智能控制等先进技术,形成具有广泛互联、智能互动、灵活柔性、安全可控、开放共享特征的新型电力系统,助力我国能源转型目标实现。
 

    结合《能源生产和消费革命战略(2016~2030)》对于我国未来能源消费总量与能源结构的具体要求,以2025、2035年作为两个主要水平年,新一代电力系统建设的总体目标可量化为:到2025年,实现一次能源消费中非化石能源占比超过18%,非化石能源发电量占比超过42%,电能占终端能源消费比重力争达到25%;到2035年,实现一次能源消费中非化石能源占比超过27%,非化石能源发电量占比超过55%,电能占终端能源消费比重力争达到30%。
 

    新一代电力系统建设制约因素
 

    良好的政策环境是新一代电力系统有序发展的重要基础,目前我国已建立能源革命背景下电力系统发展的基本战略规划,但仍存在许多尚不能满足新一代电力系统发展的体制机制因素,如统筹规划不足、市场机制不健全、储能价格体系尚未建立、关键技术产业支持政策不明确等。本文将结合新一代电力系统的发展需求,从战略规划、经济政策、财税政策、投融资政策、监管机制等层面,深入剖析现有政策环境中制约新一代电力系统建设的体制机制因素。
 

    战略规划层面
 

    在规划层面,当前我国能源系统按照能源类型划分为煤炭、石油、天然气、电力多个能源子系统,各类子系统规划相对独立,尚无统筹规划机制,难以实现不同供能系统的集成互补与梯级利用程度。此外,电力系统内部源、网、荷、储规划也以分散规划为主,各类电源与电网、负荷需求之间的不协调发展已成为制约我国可再生能源消纳的关键因素。
 

    在管理层面,煤炭、石油、天然气、电力等能源子系统规划、建设、投资和运营分属不同的主管部门,各类能源之间存在管理壁垒,且各主管部门出台的管理政策之间难以协调,同时电力系统内部也存在多头管理、政策矛盾的问题。
 

    在标准体系层面,缺乏新一代电力系统规范和标准化体系,新一代电力系统建设涉及源、网、荷、储多个领域、涵盖信息、技术、装备等多个产业,若无统一的技术标准、产业体系与管理体系,难以实现多能源的互联运行、源网荷储协调互动以及信息的实时交互共享。
 

    经济政策层面
 

    在价格体系方面,尚无储能电价体系。储能是新一代电力系统的缓冲器、聚合器与稳定器,是解决可再生能源消纳问题的重要手段,然而目前储能成本较高,现阶段我国也尚未出台储能电价与补贴政策,仅依靠峰谷价差难以弥补储能的高成本,投资回报率较差,严重制约了储能的大规模发展。
 

    在价格机制方面,价格信号传导与公平性有待加强。科学合理的价格机制是保障电力市场机制有效运转、充分发挥市场资源优化配置的作用,从而引导新一代电力系统健康有序良性发展的关键。我国现行的各类能源价格以政府定价为主,不能充分反映市场信号,保障价格的公平性,同时,各类能源之间缺乏价值转换媒介和机制,多能源价格联动机制有待建立。
 

    在效益评估机制方面,适用于新一代电力系统建设的投资收益评估体系有待建立。作为重要的能源输送和配置平台,新一代电力系统相关产业从投资建设到生产运营的全过程都将对国民经济、能源生产和利用方式、环境等带来显著效益。然而在建设初期,新一代电力系统经济效益有限,极易出现投资主体缺乏参与积极性的问题,因此需要国家有关部门站在国家发展战略角度,构建新一代电力系统投资收益评估机制,引导新一代电力系统的有序建设。
 

    财税政策层面
 

    在资金支持层面,目前我国在新一代电力系统关键技术研发、重大工程示范试点、产业发展与新技术推广应用等方面的财政支持与资金激励有限,且措施单一,同时还存在大量补贴资金不到位的情况。
 

    在税收优惠层面,为了推进新一代电力系统向规模化、产业化、集约化的方向发展,中央及地方政府应当进一步优化税收服务环境,积极落实税收优惠政策,通过对经济社会环保效益好的新一代电力系统相关产品、技术和设备实施税收减免等,促进新一代电力系统的快速发展。
 

    投融资政策层面
 

    当前,在电力系统领域,以政府为“中心”的投融资模式占据主导地位,投资渠道单一,不同属性资本、不同渠道资金、不同种类投融资项目参与新一代电力系统建设的活力不足,金融政策制度有待创新,为新一代电力系统相关产业进行科技创新提供完善的融资渠道,为规避和化解创新风险提供金融工具和金融制度支持。
 

    监管机制层面
 

    第一,我国对能源主要采取行政手段,经济手段和法律手段运用不多,行业管理色彩较浓,能源政策、规划滞后。主管部门更加注重通过投资项目审批、制定价格和生产规模控制等方式干预微观经济主体的行为,政府监管缺位问题突出。
 

    第二,“开放共享”是新一代电力系统的显著特征之一,在未来能源与信息深度融合的趋势下,能源数据安全需要完善的保障机制,然而我国目前在能源信息与数据方面的监管机制有待建立,数据安全管理问题突出。
 

    新一代电力系统建设政策建议
 

    为引导与保障新一代电力系统建设,本文针对上述新一代电力系统体制机制制约因素,以可操作性为原则,兼顾问题的长期性与可落地性,远近结合,从近期落地性政策与中长期战略性政策两个维度提出新一代电力系统建设政策建议。
 

    近期政策建议
 

    第一,开展新一代电力系统规划与顶层设计。
 

    建议根据《能源生产和消费革命战略(2016~2030)》的能源转型目标,统筹规划新一代能源系统建设与发展,开展新一代电力系统顶层设计,编制新一代电力系统及相关产业发展子规划,制定新一代电力系统的规范和标准体系。
 

    开展我国新一代电力系统架构设计。建议立足于我国能源行业自身特点和现有的信息、控制、管理系统发展水平,结合未来相关技术的发展趋势,开展我国新一代电力系统架构设计,明确新一代电力系统建设的关键业务领域及支撑技术领域,从而保证新一代电力系统能够满足各类能源网络的规划建设、协调运行以及信息数据共享需要,有效解决我国能源转型与电力系统发展中的实际问题。
 

    统筹规划新一代电力系统发展。建议引入综合资源规划理念,加强源网荷储协调规划及多能源统筹规划,综合考虑不同一次和二次能源供应网络的规划、建设、改造和技术升级,编制新一代电力系统及其相关产业发展规划,明确多种能源总体供需平衡和结构优化、能源流向、分区域的供需平衡及能源运输体系建设等问题,进而达到各类能源网络整合、能源综合利用以及能源结构调整的目标。
 

    制定新一代电力系统相关规范和标准体系。建议由国家统一部署制定新一代电力系统的规范和标准体系,组织各方面的力量集中科研攻关,依托电源、电网、储能等相关行业现有的标准体系,完善融合后纳入到我国新一代电力系统体系框架中,最终形成完整的新一代电力系统规范和标准体系,为新一代电力系统多能源互联以及信息实时交互提供重要保证。
 

    第二,构建多层级协调运作的电力市场机制。
 

    建议我国在现有电力市场的基础上,加快推进省内现货市场、辅助服务市场及跨省区电力交易市场建设,逐步形成以中长期交易为主、现货交易市场为补充、辅以辅助服务、容量市场的市场化电力电量平衡机制,构建多时间尺度、多交易品种、多交易范围协调运作的电力市场机制。
 

    构建省内—省间协调运作的全国统一电力市场。建议在我国目前以省内交易为主、省间定点交易为辅的电力市场机制的基础上,加快推进跨省跨区电能交易市场建设,从交易时序、交易空间、交易品种、交易主体等方面,建立省内、省间两级市场协作机制,实现省间和省级交易机构的协调配合,促进跨省区交易业务与各省区省内市场化交易的优势互补,促进新一代电力系统建设下我国电力资源大规模、综合性的优化配置。
 

    构建电量—辅助服务融合协同的电力现货交易市场。建议借鉴我国现有现货市场试点建设与运营经验,于2020年全面启动我国电力现货市场建设。一方面,将需求侧响应、电供热、充电桩、储能等新的市场主体纳入竞争机制,构建与中长期交易高效协调的现货市场交易机制,实现发电侧、用电侧的双向竞争参与,促进现货市场在更大范围内的资源优化配置;另一方面,按照“谁受益、谁付费”的原则,完善涵盖调峰、调频、备用等多种交易品种的辅助服务市场建设,建立辅助服务与电能量交易的联合优化机制,明确用户承担相应辅助服务的责任。
 

    鼓励开展园区级能源互联网市场化交易试点。建议基于当前分布式发电直接交易、委托交易、电网收购等市场化交易模式,进一步开展园区级能源互联网市场化交易试点申报与建设工作,鼓励建设支持电、热、气、冷等多类型能源的综合交易平台,推动能源灵活自主微平衡交易,实现分布式能源、分布式储能主体与工业大用户及个人、家庭级微小用能主体间的点对点实时自主交易,同时鼓励创新绿色能源认证、绿色货币、绿色证书等清洁能源新型商业模式。
 

    构建促进发电资源优化配置的电力容量市场。为促进增量发电资源优化配置、解决存量发电资源搁浅成本问题,建议建立独立于已有电量市场和辅助服务市场的电力容量市场,各省市根据区域内峰值负荷预测结果与装机容量裕度要求,确定省内发电容量需求,即省级电网企业的容量责任,电网企业可通过双边合约、容量市场拍卖等方式向发电企业购买发电容量以满足容量责任要求,容量购买费用将由电力用户根据其用电量进行分摊。
 

    第三,构建市场化的可再生能源电力消纳机制。
 

    建议在当前我国以强制上网和全额保障性收购为主的可再生能源消纳机制的基础上,完善可再生能源电力补贴机制,逐步引入市场竞争,协调发挥“看得见的手”和“看不见的手”的作用,构建市场化的可再生能源电力消纳机制。
 

    完善可再生能源电力补贴与配额机制。一方面,建议在推进建设风电、光伏发电平价上网试点项目及低价上网试点项目的同时,定期调研各地区风电、光伏发电、光热发电、生物质发电等各类新能源技术发展情况与成本水平,按照发电收益公平分配的原则,根据同地区火电利润水平,及时调整新能源补贴电价;另一方面,建议加快可再生能源电力配额机制的实施,明确用户侧可再生能源电力配额完成义务,设置配额强制完成主体清单和自愿完成主体清单,推动用户由自愿消费可再生能源向强制消费转变,同时建立灵活高效的可再生能源电力配额交易机制与科学合理的惩罚机制,保障新一代电力系统可再生能源消纳目标的实现。
 

    构建可再生能源电力优先交易机制。建议在我国当前电力市场中引入可再生能源电力优先交易权,可再生能源发电企业超过最低保障性收购小时数的电量参与市场化交易,扩大可再生能源电力市场化消纳规模。在以双边协商为主的中长期电力交易市场方面,鼓励可再生能源电力与煤改电等新增用电项目开展直接交易,在降低居民电采暖用电成本的同时,促进富余可再生能源的消纳,此外允许可再生能源与火电打捆参与市场交易,双方可进行交易互保,自主协商确定互保电量和电价结算方式。在以集中竞价为主的月度、日前电力交易市场方面,在满足系统运行安全的前提下,优先撮合可再生能源发电企业与用户交易,在可交易的可再生能源出清后继续开展其他发电机组与剩余用户交易,同时为防止可再生能源企业串通报价、提高市场出清价格,可设置煤电标杆上网电价为可再生能源发电企业报价的最高限价。
 

    第四,鼓励大型能源基地及终端用户开展多能互补实践。
 

    建议在当前第一批多能互补集成优化系统示范工程的基础上,总结相关经验,继续开展风光水火储多能互补系统与终端一体化集成供能系统两类多能互补集成优化系统的示范工程申报与建设,同时建议针对已核准的示范工程,优化示范项目监督管理责任制与后评估工作机制。一方面,注重发挥属地政府监管作用,按照谁主管谁监管的原则,落实各部门监管责任;另一方面,定期开展多能互补示范项目后评价工作,对于评估结果不满足项目规划目标要求的业主,取消示范项目资质及相关财税、贷款政策优惠,以保障监督多能互补示范项目的按期建设,充分发挥其先进示范作用。
 

    第五,培育新一代电力系统战略性新兴技术与产业。
 

    建议将新一代电力系统关键技术突破和关键设备研制等作为战略性新兴产业,置于优先发展的地位,纳入国家重大科技项目计划,力争自主掌握核心技术,强化产学研用的结合,加快推动关键技术的产业化。同时,协调发挥“看得见的手”和“看不见的手”的作用,一方面,制定促进战略性新兴产业发展的财税、金融、投资、价格等综合性政策;另一方面,根据市场的需求建立产业进入和退出的有效机制,推动战略性新兴产业良性发展。
 

    远期政策建议
 

    在经济政策层面,积极推动能源价格形成机制改革,构建新一代电力系统投资收益评估机制。建议建立灵活高效的能源价格机制,有效反映资源的稀缺性,促进能源生产端与用户端的良好互动;建议针对锂电池、铅酸电池、压缩空气储能等各类储能,建立差异化的储能充放电电价体系,充分反映储能成本与市场价值,为储能参与系统灵活性调节提供有利条件;建议充分考虑各利益相关方价值,设计新一代电力系统投资收益评估机制,充分调动各方参与新一代电力系统建设的积极性。
 

    在财税政策层面,成立新一代电力系统产业发展基金,加大财政支持力度。建议由政府财政部门安排专项基金发起,并吸收社会资金设立新一代电力系统发展专项基金,对新一代电力系统关键技术研发、重大工程示范试点、产业发展与新技术推广应用给予资金支持;建议中央及地方政府应当进一步优化税收服务环境,积极落实税收优惠政策,针对核心技术和设备,分阶段、分类别给予政府补贴和适当的税收减免。
 

    在投融资政策层面,建议逐步拓展投融资渠道,建立多元投融资机制。建议采取发行股票和中长期债券等资本化方式拓宽新一代电力系统的直接融资渠道,同时借鉴发达国家的经验,打通民营资本和社会资本的进入渠道,建设直接融资与间接融资互为补充的多元化融资渠道;切实落实支持新一代电力系统发展的金融政策,鼓励金融机构加大新一代电力系统相关产业的金融支持力度,激励金融机构拓展适合新一代电力系统发展的融资方式和配套金融服务,提高金融服务效率和质量。
 

    在监管机制层面,建议建立完善的新一代电力系统管理体系。建议构建政府、市场、生产者、消费者等多方主体参与的新型电力监管机制,政府对新一代电力系统的发展进行统一规划,制定相关的法律法规,确保新一代电力系统中市场体系的公平竞争,而市场起基础性作用,是新一代电力系统规模化发展的前提,也是检验政策有效性的重要指标。
 

    本文刊载于《中国电力企业管理》2019年04期,作者曾鸣系华北电力大学教授、博士生导师,能源互联网研究中心主任,IEEE PES能源互联网专业技术委员会副主任委员,中国能源研究会能源互联网专委会副主任兼秘书长。


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