2021-03-10
代表：劉漢元
去年9月和12月，習近平主席在第七十五屆聯合國大會一般性辯論與氣候雄心峰會上先后發(fā)表重要講話，承諾中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和；到2030年，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。發(fā)展以光伏、風電為代表的可再生能源，已成為我國兌現國際承諾，體現國家責任與擔當，實現節(jié)能減排、綠色可持續(xù)發(fā)展的國家戰(zhàn)略。
然而，這樣一個應以國家力量予以保障的戰(zhàn)略性朝陽產業(yè)，一段時間以來，卻飽受棄光棄風、強制交易等問題困擾。根據國家能源局統計數據，2020年全國棄風電量達到166.1億千瓦時、棄光電量為52.6億千瓦時，如該部分電量得以全額上網，可減少煤電機組二氧化碳排放量1800萬噸以上。2005年，國家頒布的《可再生能源法》中明文規(guī)定，“國家鼓勵和支持可再生能源并網發(fā)電。電網企業(yè)全額收購其電網覆蓋范圍內可再生能源并網發(fā)電項目的上網電量”。但實際執(zhí)行過程中，卻一直存在有法不依、執(zhí)法不嚴、違法不究的問題, 棄風棄光已經成為制約我國光伏和風電產業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的絆腳石，也成為了我國兌現《巴黎協定》、完成減排承諾的巨大障礙。
此外，讓光伏、風電企業(yè)雪上加霜的是，在上網電量無法保證的情況下，上網電價還被變相降低，以致出現“量價齊跌”的現象。甘肅、寧夏、新疆等省區(qū)紛紛推出“直供電交易”、“自備電廠替代交易”、“跨區(qū)交易”等政策，光伏、風電企業(yè)甚至要報出零電價才可獲得上網電量。如若不參與交易，輕則給與極少的上網電量，重則被限令完全停發(fā)。此外，還有地方政府甚至要求風電企業(yè)拿出收入所得，補償當地火電企業(yè)。云南省工信廳在《2015年11月和12月風電火電清潔能源置換交易工作方案》中，要求以國家批復火電企業(yè)平、枯季節(jié)上網電價為計費標準，風電企業(yè)將計費標準的60%支付給火電企業(yè)。
鑒于上述問題，國家發(fā)改委、國家能源局于2016年下發(fā)了《關于做好風電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》（發(fā)改能源[2016]1150號）（下稱《通知》），規(guī)定了光伏、風電重點地區(qū)的最低保障性收購年利用小時數，電價按各類資源區(qū)的可再生能源標桿電價結算，超出最低保障性收購年利用小時數的部分，才可以通過市場交易方式消納。市場交易部分除了市場交易電價之外，還可以按當地可再生能源標桿電價與煤電標桿電價的差額享受可再生能源補貼。該《通知》規(guī)定的保障性收購年利用小時數，基本保證了光伏、風電項目的合理收益，如能切實落地實施，既可以解決可再生能源發(fā)電企業(yè)的燃眉之急，更是深化改革、建立效率與公平兼顧的市場機制的一項重要舉措。
然而，《通知》出臺后，部分省市未執(zhí)行國家對光伏、風電最低保障收購年利用小時數的相關規(guī)定，擅自縮減可再生能源保障性收購小時數，僅按照當地自行下發(fā)的《優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電計劃》中的基數利用小時數進行收購，而該數值均低于國家規(guī)定的最低保障性小時數，對于超出基數利用小時數的電量，僅允許企業(yè)參與電力市場化交易，這變相壓低了光伏、風電的上網電價，不僅違反了行政法信賴保護原則、破壞了政府公信力，戕害了可再生能源發(fā)電企業(yè)的合理合法權益，更動搖了企業(yè)未來繼續(xù)投資的信心，成為了阻礙光伏、風電等可再生能源規(guī)模化發(fā)展與全面替代化石能源的主要因素之一。
以內蒙古為例，根據國家發(fā)改委、國家能源局下發(fā)的《關于做好風電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》（發(fā)改能源[2016]1150號）規(guī)定，內蒙古一類光照資源區(qū)的保障性收購年利用小時數為1500小時，而該區(qū)域的光伏實際年發(fā)電小時數在1600小時，保障性收購小時數與實際發(fā)電小時數差距不大，若能執(zhí)行到位，一定程度上也能起到較為有效的保障作用。但此后，內蒙古工信廳、能源局于2019年聯合下發(fā)了《關于印發(fā)2019年度內蒙古西部電網發(fā)電量預期調控目標的通知》，其中規(guī)定“光伏機組安排基數保障利用小時數1300小時；其余電量參與市場化交易”。在去年下發(fā)的《關于印發(fā)2020年度內蒙古西部電網發(fā)電量預期調控目標的通知》中，光伏機組基數保障利用小時數在2019年基礎上，再被減少100小時，僅剩下1200小時，較國家規(guī)定的保障性收購年利用小時數1500小時，減少了300小時；風電的基數保障利用小時數較國家保障性收購小時數，更是被直接減少了500小時。當地的光伏上網電價基本在0.7-0.9元/千瓦時，而市場化交易電價平均僅為0.06元/度，存在十多倍的價格落差，加之部分早期建成的光伏電站成本較高，導致光伏發(fā)電企業(yè)面臨很大的生存壓力。雖然隨著裝機成本的持續(xù)下降，光伏發(fā)電已進入平價時代，不再需要補貼，但市場化交易電價仍遠低于內蒙古燃煤發(fā)電標桿上網電價0.2829元/千瓦時，光伏發(fā)電企業(yè)普遍無法取得預期收益。
基于上述問題，為能更好推動光伏、風能等可再生能源發(fā)展，助力我國碳中和目標早日實現，有以下幾點建議：
一是建議嚴格執(zhí)行國家《可再生能源法》與可再生能源全額保障性政策。應切實維護國家法律的權威性，有法必依、執(zhí)法必嚴、違法必究，保障可再生能源全額上網，保護企業(yè)的合法權益。
二是建議將可再生能源保障性收購政策執(zhí)行情況和可再生能源電力消納責任納入對地方政府、電網公司的考核范圍。各地應不得自行調低最低保障收購小時數，不得直接或變相壓低上網電價，對于因公共利益確需調整的，應按《價格法》相關規(guī)定履行聽證會制度，論證其必要性、可行性，并報國家發(fā)改委、國家能源局審核。由此給可再生能源企業(yè)合法權益造成的損失，應予以補償。
三是建議逐步將煤電機組轉變?yōu)檎{峰電源。建議以新發(fā)展理念與全面綠色轉型為引領，逐步將煤電機組由基荷電源向調峰電源進行轉變，大力推進煤電機組深度調峰和靈活性技術改造，挖掘系統調峰潛力。2020年，可再生能源發(fā)電已占德國電力消費的46%以上，其電網依然能高效運行。作為全球電壓等級最高、系統規(guī)模最大、資源配置能力最強、運行最穩(wěn)定的電網，中國國家電網完全有能力接入更高比例的可再生能源電力并保持穩(wěn)定運行，但需進一步提高煤電調峰能力,完善調峰調頻輔助服務補償機制,對承擔調峰任務的煤電機組適當給予補償以提高調峰積極性, 促進可再生能源消納。
四是建議加快推動電力現貨市場及其輔助服務市場建設。引導各類機組、儲能設備參與市場化交易，保障可再生能源全額優(yōu)先出清上網，各類機組為系統調峰產生的合理成本，通過市場化形式予以分攤。