开发利用新能源思路探讨0直流电流表

开发利用新能源思路探讨

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(一)由于新能源具有能量密度低、带有随机性和间歇性、尚不能商业化储存的特性，根据技术经济约束条件，宜采用分散式、分布式开发方式，将其就地、就近利用。

许多发达国家开发利用新能源比我国早，在发展思路、模式和方法上积累了丰厚经验。归纳起来，他们实际上遵循了一个哲学道理：将分散的资源分散利用。欧洲风电和太阳能发电采用了分散开发、就地供电模式。例如大家熟悉的北欧诸国，风电机组星罗棋布、三三两两，还有许多是单台接入20千伏-10千伏以及电压等级更低的电网，大都直接接到供电系统。

德国光伏发电容量为1732万千瓦，2011年底将达2300万千瓦，超过我国三峡水电站装机规模，基本都分散地建在用电户屋顶，分布式接入系统。用电户可以投资风电光电，自建自发自用，调度机构优先调度、系统整体平衡调节，富余电量可向电力市场出售，供电不足则由大系统补给。

如此开发模式，优点显而易见：一是电力就地消纳，基本不弃风不弃光，电量得到充分利用;二是不用远距离送电，故不用配套新建大量高压、超高压输变电设施，节省大量投资并减少大量输电损耗;三是电源分散，故接入系统电压等级很低，好比在“毛细血管系统”里运行，出力不稳定的新能源电力对涉及主系统安全和电能质量的电压和频率等重要参数指标影响甚微。

相比欧洲其他国家，西班牙风电开发较为集中，但单个风电项目规模仍很小。据西班牙官方网站资料，至2011年6月底，该国风电装机共2115万千瓦，其中规模在1万千瓦以下风电项目个数占21%;1-2万千瓦的占24%;2-4万千瓦的占37%;4-5万千瓦的占15%。而5万千瓦以上规模项目个数仅占3%。

除我国外，美国风电集中程度最高。全美现有风电装机4000万千瓦，其中10万千瓦以下规模风电场个数占总数的80%;10-20万千瓦规模风电场项目个数占到15%左右;大于20万千瓦的仅占4-5%。

(二)现阶段新能源发展离不开政府补贴，但政府补贴政策需要贯彻效率原则，政策实施要依靠竞争和比较机制，并应体现阶段性变化，不断降低补贴幅度，尽可能减轻因发展新能源给国民经济带来的负担。中国经济实力尚排在世界百位之后，用不起昂价能源。

政府补贴资金全部取自于民，是国民经济为使用新能源付出的额外成本。那种认为只要是“新能源”，天经地义要由国家补贴的观点是片面的。

所以，补贴政策一是要体现阶段性，仅在新能源技术、产业尚不能与传统能源竞争的特定阶段实行。今天补贴是为了明天减少补贴和后天不再补贴。如同培养未成年人走入社会。

二是要考虑成长性，对商业化新能源项目补贴的对象应是已经具有成长性的技术且能够通过自身技术进步和商业化规模扩大，不断降低成本的企业;而更为低廉的成本又成为进一步扩大发展规模的条件，由此形成以政府阶段性适度补贴为始基的良性循环，目的是使新能源能尽快在经济上提高竞争力。

至于新能源领域处于萌芽阶段的各类新技术，则应由科技管理系统制订扶持政策。新能源技术研发是我国最薄弱的环节，亟需科技口努力突破，而不应当用国家的科技资金大规模补贴以获利为目的的商业性建设项目。

三是要紧扣实际业绩。发展风电、太阳能发电，要的是电量!实践证明，度电补贴模式可靠性相对较高，政府补贴看的是实际发电业绩，“先发电后结算”。而那种先行拨付一定比例项目建设资金的直接补贴模式，发电效果不易掌控，管理难度较大。

多年来新能源领域存在五花八门的“骗补”现象，不乏名人、学者参与其中，应时刻警惕。四是要建立竞争和比较机制。毫无疑问，政府补贴属于行政范畴，官员主导责无旁贷。然而，国内外实践都证明，政府新能源补贴政策的实施，应当也能够通过竞争和比较机制实现。

例如，对同一个项目，通过竞争性招标比选，以选择开发商。在效益相同的条件下，哪家企业要求的补贴资金较少，就授予哪家投资开发。近年来，竞争机制明显有效地促进了新能源产业技术进步和成本降低。风电的度电价外补贴额度已从几年前的0.4-0.5元，下降到目前的0.2元左右，使有限的补贴资金发挥出更大作用。

(三)电网企业应得收入需予以保障。

分散、分布式就近接入交流电力系统的新能源发电装置，其主要特点是规模小、接入电压等级低、电力直接在配电网中消纳，能源利用效率高，有效替代用户使用来自大电网的化石能源发电量。根据国外经验，应当在政府政策支持下，形成千家万户开发利用新能源的局面。

企业、机关、商场等公共场所、住宅建筑物、个人用户，都可以根据各自条件，投资自建太阳能、风能、生物质能发电，包括燃气热电冷多联产等各类发电装置，“自发自用为主、多余电力上网、电网平衡调节”，工业和商业企业用电实际支付的电价水平越高，“自发自用”的经济性就越好，对政府补贴依赖就越少。

各类企业都可以积极介入，既可作为分布式电源投资方，又可以专业服务公司身份作为微电网小区或用户个体投资新能源发电或成为供电经营承包方。为此，电力法和可再生能源法的相关规定需要根据国际上和我国新能源发展新形势尽快修订。

然而，目前我国电网企业的收入仍然是全部来自发电环节与终端销售环节之间“价差”。新能源“自发自用”一度电，则直接导致电网企业减少一度电的价差收入。

因此，在电网企业应得收入总量及其保障机制尚未落实的情况下，电网企业不愿接受千家万户自建的分布式新能源发电量，不同意实行这种全世界都已经普及的“自发自用”模式，也在情理之中。那么问题症结在哪里?

经营输电网的企业属于自然垄断企业，其任务是为所有发电商和用电户提供公共服务，不以多盈利为经营目标。因此，政府对电网企业的管理和定价方式应与其他从事竞争性业务的发电企业有原则区别，这是“厂网分开”基本原理所在。

具体讲，政府对经营自然垄断业务的电网企业定价，要执行“成本加成”模式，还要在各电网企业之间引入经营效率横向比较，根据电网企业经营的资产量、输电量、运营成本和提供公共服务以及普遍服务的需要，单独核定其准许收入总量，然后摊入年度输电量，通过向用电户收取度电过网费形式来实现。

在此机制下，电网企业“只负责传输电力，不参与买卖电力”，其应得收入与发电企业和电力用户的交易和收支隔离开来，这样一来电网企业年收入总量也可以得到保障。只有在这种条件下，用电户与发电企业之间才有可能建立起电力市场，才有可能形成千家万户建设、使用新能源，大规模、高效替代化石能源的局面。

这个体制设计正是中央和国务院十年前下发的电力行业市场化改革方案核心内容，在国务院2003年批准的电价改革方案中都有表达。但令人遗憾的是，我国随后的电价市场化改革停滞。

当前越来越多的屋顶光伏项目陷入困境，本可用380伏电压直接使用的分布式光电装置，却因“供电专营”的规定，被要求原地升压至10千伏以上入网计价，再降回380伏按销售价格结算，无端增加了大量输变电投资。这就如同一个人去邻居家串门儿，却必须先开车上大街，缴纳过路费后再绕回来，显然是不合理的。

前些年在建立“市场配置资源，供需形成价格”的现代电力市场体制方面，我们已经落后于世界“一大步”。而面对当今全球范围分布式新能源和与之相互依存的智能微电网蓬勃发展的时代潮流，我们的电价机制又历史性地落后了“第二大步”。

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