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(lián)合國大會(huì )一般性辯論與氣候雄心峰會(huì )上先后發(fā)表重要講話(huà)，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(shí)現碳中和；到2030年，風(fēng)電、太陽(yáng)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(fēng)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(shí)現節能減排、綠色可持續發(fā)展的國家戰略。
然而，這樣一個(gè)應以國家力量予以保障的戰略性朝陽(yáng)產(chǎn)業(yè)，一段時(shí)間以來(lái)，卻飽受棄光棄風(fēng)、強制交易等問(wèn)題困擾。根據國家能源局統計數據，2020年全國棄風(fēng)電量達到166.1億千瓦時(shí)、棄光電量為52.6億千瓦時(shí)，如該部分電量得以全額上網(wǎng)，可減少煤電機組二氧化碳排放量1800萬(wàn)噸以上。2005年，國家頒布的《可再生能源法》中明文規定，“國家鼓勵和支持可再生能源并網(wǎng)發(fā)電。電網(wǎng)企業(yè)全額收購其電網(wǎng)覆蓋范圍內可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目的上網(wǎng)電量”。但實(shí)際執行過(guò)程中，卻一直存在有法不依、執法不嚴、違法不究的問(wèn)題, 棄風(fēng)棄光已經(jīng)成為制約我國光伏和風(fēng)電產(chǎn)業(yè)持續健康發(fā)展的絆腳石，也成為了我國兌現《巴黎協(xié)定》、完成減排承諾的巨大障礙。
此外，讓光伏、風(fēng)電企業(yè)雪上加霜的是，在上網(wǎng)電量無(wú)法保證的情況下，上網(wǎng)電價(jià)還被變相降低，以致出現“量?jì)r(jià)齊跌”的現象。甘肅、寧夏、新疆等省區紛紛推出“直供電交易”、“自備電廠(chǎng)替代交易”、“跨區交易”等政策，光伏、風(fēng)電企業(yè)甚至要報出零電價(jià)才可獲得上網(wǎng)電量。如若不參與交易，輕則給與極少的上網(wǎng)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(fēng)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(fēng)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、枯季節上網(wǎng)電價(jià)為計費標準，風(fēng)電企業(yè)將計費標準的60%支付給火電企業(yè)。
鑒于上述問(wèn)題，國家發(fā)改委、國家能源局于2016年下發(fā)了《關(guān)于做好風(fēng)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(chēng)《通知》），規定了光伏、風(fēng)電重點(diǎn)地區的最低保障性收購年利用小時(shí)數，電價(jià)按各類(lèi)資源區的可再生能源標桿電價(jià)結算，超出最低保障性收購年利用小時(shí)數的部分，才可以通過(guò)市場(chǎng)交易方式消納。市場(chǎng)交易部分除了市場(chǎng)交易電價(jià)之外，還可以按當地可再生能源標桿電價(jià)與煤電標桿電價(jià)的差額享受可再生能源補貼。該《通知》規定的保障性收購年利用小時(shí)數，基本保證了光伏、風(fēng)電項目的合理收益，如能切實(shí)落地實(shí)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(chǎng)機制的一項重要舉措。
然而，《通知》出臺后，部分省市未執行國家對光伏、風(fēng)電最低保障收購年利用小時(shí)數的相關(guān)規定，擅自縮減可再生能源保障性收購小時(shí)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(shí)數進(jìn)行收購，而該數值均低于國家規定的最低保障性小時(shí)數，對于超出基數利用小時(shí)數的電量，僅允許企業(yè)參與電力市場(chǎng)化交易，這變相壓低了光伏、風(fēng)電的上網(wǎng)電價(jià)，不僅違反了行政法信賴(lài)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(dòng)搖了企業(yè)未來(lái)繼續投資的信心，成為了阻礙光伏、風(fēng)電等可再生能源規模化發(fā)展與全面替代化石能源的主要因素之一。
以?xún)让晒艦槔鶕野l(fā)改委、國家能源局下發(fā)的《關(guān)于做好風(fēng)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）規定，內蒙古一類(lèi)光照資源區的保障性收購年利用小時(shí)數為1500小時(shí)，而該區域的光伏實(shí)際年發(fā)電小時(shí)數在1600小時(shí)，保障性收購小時(shí)數與實(shí)際發(fā)電小時(shí)數差距不大，若能執行到位，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(lián)合下發(fā)了《關(guān)于印發(fā)2019年度內蒙古西部電網(wǎng)發(fā)電量預期調控目標的通知》，其中規定“光伏機組安排基數保障利用小時(shí)數1300小時(shí)；其余電量參與市場(chǎng)化交易”。在去年下發(fā)的《關(guān)于印發(fā)2020年度內蒙古西部電網(wǎng)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(shí)數在2019年基礎上，再被減少100小時(shí)，僅剩下1200小時(shí)，較國家規定的保障性收購年利用小時(shí)數1500小時(shí)，減少了300小時(shí)；風(fēng)電的基數保障利用小時(shí)數較國家保障性收購小時(shí)數，更是被直接減少了500小時(shí)。當地的光伏上網(wǎng)電價(jià)基本在0.7-0.9元/千瓦時(shí)，而市場(chǎng)化交易電價(jià)平均僅為0.06元/度，存在十多倍的價(jià)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(zhù)裝機成本的持續下降，光伏發(fā)電已進(jìn)入平價(jià)時(shí)代，不再需要補貼，但市場(chǎng)化交易電價(jià)仍遠低于內蒙古燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價(jià)0.2829元/千瓦時(shí)，光伏發(fā)電企業(yè)普遍無(wú)法取得預期收益。
基于上述問(wèn)題，為能更好推動(dòng)光伏、風(fēng)能等可再生能源發(fā)展，助力我國碳中和目標早日實(shí)現，有以下幾點(diǎn)建議：
一是建議嚴格執行國家《可再生能源法》與可再生能源全額保障性政策。應切實(shí)維護國家法律的權威性，有法必依、執法必嚴、違法必究，保障可再生能源全額上網(wǎng)，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行情況和可再生能源電力消納責任納入對地方政府、電網(wǎng)公司的考核范圍。各地應不得自行調低最低保障收購小時(shí)數，不得直接或變相壓低上網(wǎng)電價(jià)，對于因公共利益確需調整的，應按《價(jià)格法》相關(guān)規定履行聽(tīng)證會(huì )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(lǐng)，逐步將煤電機組由基荷電源向調峰電源進(jìn)行轉變，大力推進(jìn)煤電機組深度調峰和靈活性技術(shù)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(wǎng)依然能高效運行。作為全球電壓等級最高、系統規模最大、資源配置能力最強、運行最穩定的電網(wǎng)，中國國家電網(wǎng)完全有能力接入更高比例的可再生能源電力并保持穩定運行，但需進(jìn)一步提高煤電調峰能力,完善調峰調頻輔助服務(wù)補償機制,對承擔調峰任務(wù)的煤電機組適當給予補償以提高調峰積極性, 促進(jìn)可再生能源消納。
四是建議加快推動(dòng)電力現貨市場(chǎng)及其輔助服務(wù)市場(chǎng)建設。引導各類(lèi)機組、儲能設備參與市場(chǎng)化交易，保障可再生能源全額優(yōu)先出清上網(wǎng)，各類(lèi)機組為系統調峰產(chǎn)生的合理成本，通過(guò)市場(chǎng)化形式予以分攤。