2012年我国新能源发电政策频频出台

中国报告网讯：

中国风力发电市场发展格局及未来前景预测报告(2012-2016)

中国电力供应行业运营态势及盈利战略分析报告（2013-2017）

       导读：为保证风电场的可靠并网和电力系统的安全稳定运行，2009年国家标准化管理委员会下达《2009年第二批国家标准计划项目》标准修订计划，要求中国电科院牵头组织开展国家标准《风电场接入电力系统技术规定》修订工作。

       积极促进新能源发电，节约和代替部分化石能源，是保障我国能源安全、优化能源结构、促进国家经济与社会可持续发展、保护生态环境、应对气候变化、调整产业结构的战略选择。近年来我国新能源发电发展取得了令人瞩目的成就，但同时也出现了并网难、消纳难、安全事故频发以及企业效益下滑等一系列亟待解决的问题。为引导新能源发电健康有序发展，2012年1季度，新能源发电政策频频出台。

        多举措促风电安全规模化发展

       （1）《风电场接入电力系统技术规定》批准发布

       近年来，我国风电产业持续快速发展，为我国能源结构调整战略的顺利实施和节能减排目标的实现作出了重要贡献。但随着我国风电的迅速发展，风电对电力系统安全稳定的影响越来越突出，我国首个风电场并网标准《风电场接入电力系统技术规定》（GB/Z 19963-2005）已无法满足大规模风电开发并网的需要。为保证风电场的可靠并网和电力系统的安全稳定运行，2009年国家标准化管理委员会下达《2009年第二批国家标准计划项目》标准修订计划，要求中国电科院牵头组织开展国家标准《风电场接入电力系统技术规定》修订工作。

       2012年2月7日，国家电监会发布通知称，全国电力监管标准化技术委员会组织中国电科院、电力规划设计总院等单位编制的《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T 19963-2011）已通过国家标准化委员会批准，将于2012年6月1日起实施。

       新标准规定了对通过110(66)kV及以上电压等级线路与电力系统连接的新建或扩建风电场的技术要求；修改完善了风电场有功功率控制、无功功率/电压控制、有功功率预测、风电场测试、风电场二次部分等技术条款，并增加了风电场低电压穿越能力(LVRT)要求的相关内容。
总体来看，与2005版标准相比，新标准对于低电压穿越、风机的无功补偿和接入测试项目等方面都提出了更多且更加严格的要求。新标准的颁布实施，从长远看，将有利于促进我国风电健康有序规模化发展，确保大规模风电并网后电力系统的安全稳定与可靠供电。但是，近期来看，随着新标准的出台，部分风电企业或因风电机组低电压穿越能力改造升级费用高昂而面临巨大的资金压力；同时一些早期投产的兆瓦级以下的风电机组还将面临技术改造难题。

       （2）风电安全工作管理进一步加强

       目前，我国风电的发展已经步入大规模集中接入、高电压远距离输送的新阶段，电网及风电场的安全稳定运行面临着巨大压力。在2011年连续出现风电大规模脱网事故之后，国家电监会组织开展了全国风电安全检查和一系列专题调研工作，并在此基础上进行了全面系统的梳理和分析，编制形成了《关于加强风电安全工作的意见》（以下简称“《意见》”），并于2012年3月1日发布。《意见》共计41条规定，对风电场的设计、建设、并网、运行、调度、监管六个方面均提出了明确要求。

       《意见》要求从风电场设计与设备选型源头加强安全管理，明确了风电场设计及风电企业设备选型原则。规范了风电建设、监理、质量管理、验收管理及电网送出工程建设等方面工作，要求强化风电建设项目施工质量管理。对风电场并网安全性评价、电力业务许可证管理、风电场并网检测、风电并网运行管理等方面也提出了具体工作要求。

       《意见》还规定了风电企业安全生产主体责任及电网企业相关工作要求，明确了电力调度机构在风电调度管理中的职责。《意见》同时指出，要加强风电安全监管工作，未执行本《意见》要求、造成电力安全事故的，电力监管机构可以依据法律法规和规章进行处罚。

       总体来看，《意见》的出台，进一步规范了风电安全工作，强化了风电设计、建设、并网、运行和调度等全过程安全管理，对保证我国电力系统安全稳定运行和电力的可靠供应，促进我国风电安全有序发展具有重要意义。

       .2 2012年金太阳示范工作启动

       为加快国内光伏发电规模化应用，促进光伏产业持续稳定发展，2012年2月1日，财政部、科技部、国家能源局联合下发《关于做好2012年金太阳示范工作的通知》（简称《通知》），明确了2012年金太阳示范工作的支持范围、支持条件、补助标准、项目申报和资金下达程序及以前年度示范项目清算要求。

       根据《通知》，2012年金太阳示范工程的支持范围包括：在经济技术开发区、高新技术开发区、工业园区、产业园区、商业区进行集中建设的用户侧光伏发电项目；利用工矿、商业企业既有建筑等条件分散建设的用户侧光伏发电项目；开展与智能电网和微电网技术相结合的集中成片用户侧光伏发电项目示范；及解决偏远无电地区居民用电问题的独立光伏、风光互补发电等项目。《通知》同时指出，将优先支持建设规模较大的集中成片示范项目和已批准的集中应用示范区扩大建设规模。

       另外，从补助标准来看，根据《通知》，2012年用户侧光伏发电项目补助标准原则上为7元/瓦。考虑到2011年四季度以来，光伏发电系统建设成本下降幅度较大，2011年用户侧光伏发电项目的补助标准原则上由9元/瓦调整为8元/瓦，对确实不能实现合理收益的项目，可由项目单位申请调整或取消。《通知》明确，独立光伏、风光互补发电等项目的补助标准另行确定；而与智能电网和微电网技术相结合的集中成片用户侧光伏发电项目补助标准在7元/瓦基础上，考虑储能装置配备等因素适当增加。

       金太阳示范工程是由科技部、财政部和国家能源局等三部门于2009年共同实施的，旨在支持光伏发电技术在各类领域的示范应用及关键技术产业化。近年来在相关政策的支持与引导下，光伏发电技术进步取得显著进步，国内光伏发电规模化应用步伐加快。《通知》的下发，意味着2012年金太阳示范工程的启动，将进一步促进光伏发电技术进步，逐步改变我国光伏电池组件过度依赖国际市场的现状，加快太阳能光伏产业发展步伐。

       3 可再生能源电价附加资金补助标准确定

       2005年以来，我国可再生能源发电发展迅速，但是并网发电难、市场消纳等问题却困扰着行业的发展。国家能源局统计数据显示，2011年，我国光伏装机为300万千瓦，而光伏并网装机容量为214万千瓦，约有29%的光伏装机尚未并网。同时，全球风能理事会发布的全球风电市场装机数据显示，2011年，我国的风电累计装机容量达到6200万千瓦，并网装机4505万千瓦，仍有1/3多已经完成吊装的风机未能并网发电。而中国可再生能源学会风能专业委员会日前发布的统计数据也显示，2011年，我国约有100亿千瓦时左右风电电量由于被限发而损失，按照国家发展改革委公布的最低风电标杆上网电价计算，我国风电企业因限电因素损失将超过50亿元人民币。

       为了促进可再生能源开发利用，对可再生能源电价补贴，成为引导和促进行业发展的既定政策。在继2011年11月财政部会同国家发展改革委、国家能源局共同发布《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》后，三部委于2012年4月6日再次联合发布《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》（下称《暂行办法》），对可再生能源电价附加补助对象的要求、审核步骤、补助标准以及资金拨付方式等进行了详细规定，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、地热能发电和海洋能发电等均被涵盖其中。

       根据《暂行办法》，可再生能源发电项目上网电量的补助标准，根据可再生能源上网电价、脱硫燃煤机组标杆电价等因素确定；专为可再生能源发电项目接入电网系统而发生的工程投资和运行维护费用，按上网电量给予适当补助，补助标准为：50公里以内每千瓦时1分钱，50-100公里每千瓦时2分钱，100公里及以上每千瓦时3分钱。国家投资或者补贴建设的公共可再生能源独立电力系统的销售电价，执行同一地区分类销售电价，其合理的运行和管理费用超出销售电价的部分，通过可再生能源电价附加给予适当补助，补助标准暂定为每千瓦每年0.4万元。另外，可再生能源发电项目、接网工程及公共可再生能源独立电力系统的价格政策，由国家发展改革委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。 在资金拨付方面，《暂行办法》规定，可再生能源电价附加补助资金原则上实行按季预拨、年终清算。省级电网企业、地方独立电网企业根据本级电网覆盖范围内的列入可再生能源电价附加资金补助目录的并网发电项目和接网工程有关情况，于每季度第三个月10日前提出下季度可再生能源电价附加补助资金申请表，经所在地省级主管部门审核后，报财政部、国家发展改革委、国家能源局。

       《暂行办法》是继2011年12月财政部、国家发改委和国家能源局联合印发《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》后，国家在补助可再生能源发展方面做出的又一实质性举措。一方面，《暂行办法》进一步规范了发展基金的使用方式和支持对象，有利于提高可再生能源电价附加资金的使用效率；另一方面，《暂行办法》对有关补助标准的详细规定，也有利于保障电网公司的利益，激发其吸纳新能源上网的积极性，促进可再生能源项目并网发电率的进一步提高。

       4 垃圾焚烧发电价格政策进一步完善

       为引导垃圾焚烧发电产业健康发展，促进资源节约和环境保护，进一步完善垃圾焚烧发电价格政策，2012年4月10日，国家发展改革委下发《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》（简称《通知》），首次明确了垃圾发电的标杆电价，完善了垃圾焚烧发电费用分摊制度，并对切实加强垃圾焚烧发电价格监管提出了明确要求。

       《通知》规定，以生活垃圾为原料的垃圾焚烧发电项目，均先按其入厂垃圾处理量折算成上网电量进行结算，每吨生活垃圾折算上网电量暂定为280千瓦时，并执行全国统一垃圾发电标杆电价每千瓦时0.65元（含税，下同）；其余上网电量执行当地同类燃煤发电机组上网电价。《通知》还规定，垃圾焚烧发电上网电价高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分实行两级分摊；其中，当地省级电网负担每千瓦时0.1元，电网企业由此增加的购电成本通过销售电价予以疏导；其余部分纳入全国征收的可再生能源电价附加解决。此外，《通知》指出，电网企业依据省级价格主管部门核定的垃圾发电上网电量和常规能源发电上网电量支付电费；当以垃圾处理量折算的上网电量低于实际上网电量的50%时，视为常规发电项目，不得享受垃圾发电价格补贴；当折算上网电量高于实际上网电量的50%且低于实际上网电量时，以折算的上网电量作为垃圾发电上网电量；当折算上网电量高于实际上网电量时，以实际上网电量作为垃圾发电上网电量。

       总体来看，《通知》规定了全国统一垃圾发电标杆电价，可促进行业更加规范，利好行业长期发展。同时，由于目前全国大多数地区均低于此价格，因此标杆电价的执行也意味我国垃圾发电上网电价整体水平的上调，将有利于垃圾发电企业利润水平提升；另外，部分企业为提高每吨垃圾发电量、骗取垃圾发电补贴而进行的垃圾焚烧发电掺煤行为也将得到有效遏制。 但是，和现行的补贴电价全部由可再生能源电价附加解决不同，《通知》要求垃圾焚烧发电上网电价高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分实行两级分摊，此举或将增加垃圾焚烧发电企业的收款风险。