可再生能源跨區(qū)送出交易及價格機制研究

1、<p>　　可再生能源 跨區(qū)（?。?lt;/p><p>　　送出交易及價格機制研究</p><p>　　Transaction and Pricing Mechanisms for Cross-Regional (Province) Delivery </p><p>　　of Large-scale Renewables</p><p&g

2、t;　　中國經(jīng)濟體制改革研究會</p><p><b>　　公共政策研究中心</b></p><p><b>　　執(zhí)行摘要</b></p><p>　　風(fēng)電大規(guī)模、遠距離的送出必將帶來高昂的線路建設(shè)成本，同時風(fēng)電大規(guī)?？鐓^(qū)（省）交易還會對各類主體的利益產(chǎn)生較大影響。因此，深入研究我國風(fēng)電跨區(qū)（?。┧统鼋灰状嬖诘膯栴}，分析風(fēng)

3、電大規(guī)模送出的主要模式及風(fēng)電外送成本的影響因素，對于正確認識我國風(fēng)電開發(fā)的特點，促進風(fēng)電企業(yè)與電網(wǎng)企業(yè)之間、風(fēng)電與其他形式電源之間的和諧發(fā)展，最小化風(fēng)電送出成本具有十分重要的意義。</p><p>　　為了促進風(fēng)電大規(guī)?？鐓^(qū)（省）送出交易，并設(shè)計相應(yīng)的定價機制科學(xué)合理地分攤送出成本，課題組全面梳理了國內(nèi)已有的相關(guān)文獻和資料，比較了歐美典型國家分攤風(fēng)電集中式接入成本的相關(guān)政策，對各國的實踐經(jīng)驗進行了總結(jié)和提煉。然后

4、，在形成基本框架的基礎(chǔ)上，以幾個典型的風(fēng)電跨區(qū)（省）送出工程為例，評估了新的價格機制可能帶來的影響，并對相關(guān)細節(jié)進行了修改和完善。</p><p>　　根據(jù)課題組的研究，得到了以下結(jié)論：</p><p>　?。?）我國風(fēng)電大規(guī)模送出需要建設(shè)堅強的跨區(qū)（省）輸電“硬通道”，并需要建立相應(yīng)的交易機制以保障風(fēng)電的跨區(qū)（省）消納。</p><p>　　首先，我國可再生能源和

5、電力需求的逆向分布格局，意味著必須建設(shè)堅強的遠距離、大容量跨區(qū)（省）輸電通道，才能實現(xiàn)我國可再生能源的發(fā)展目標(biāo)。其次，為了保障風(fēng)電大規(guī)模送出消納，應(yīng)實行可再生能源配額制度，并在條件成熟時推動跨區(qū)（省）的發(fā)電權(quán)交易，促進風(fēng)電在較大的范圍內(nèi)優(yōu)化配置。最后，為克服風(fēng)電的波動性或預(yù)測不精確造成的電量差額，應(yīng)設(shè)計一個靈活的電量滾動機制，解決風(fēng)電電量波動對網(wǎng)間結(jié)算帶來的影響。</p><p>　?。?）風(fēng)電大規(guī)模送出的成本受

6、輸電距離、線路容量和送出方式的影響較大，應(yīng)根據(jù)不同情況設(shè)計適當(dāng)?shù)木€路容量，并在具備條件的地方盡量采用風(fēng)火“打捆”的送出方式。</p><p>　　根據(jù)測算結(jié)果，我國不同距離風(fēng)電單獨送出的到網(wǎng)價格將達到0.371～0.459元/kW·h，遠高于目前華北、華中、華東電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)燃煤機組脫硫標(biāo)桿上網(wǎng)電價。同時，由于風(fēng)電機組的出力特性，風(fēng)電外送經(jīng)濟性與棄風(fēng)電量呈反比例關(guān)系，過度的追求送電的經(jīng)濟性將無法保障風(fēng)電企業(yè)的

7、利益。我國西部和北部地區(qū)煤炭資源豐富，具備同時開發(fā)大型煤電、風(fēng)電基地的條件，根據(jù)平均測算結(jié)果，采用風(fēng)火“打捆”的送出方式送出能降低約30%的輸電成本，從而大大增加風(fēng)電在“三華”地區(qū)的競爭力。</p><p>　　（3）專用送出通道、網(wǎng)間送出通道按電量與距離定價是相對較優(yōu)的選擇，網(wǎng)間互聯(lián)線路按單一制電量定價是相對較優(yōu)的選擇，同時還應(yīng)建立配套的輸電價格補貼機制。</p><p>　　由于風(fēng)電的

8、間歇性和波動性，風(fēng)電送出通道的年利用小時數(shù)一般低于平均水平，同時風(fēng)電接入也會增加區(qū)域電網(wǎng)省間互聯(lián)線路的容量需求。因此在選擇相對較優(yōu)的定價機制的情況下，政府需要根據(jù)相應(yīng)的價格標(biāo)準(zhǔn)對其進行補貼。在具體實踐中，線路年利用小時數(shù)考核標(biāo)準(zhǔn)可根據(jù)風(fēng)電場資源稟賦、風(fēng)電送出距離、受電區(qū)域用戶經(jīng)濟承受能力等因素制定。在初期適當(dāng)將標(biāo)準(zhǔn)定低一點，以后再逐年減少補貼。這樣不僅可以提高電網(wǎng)公司接納風(fēng)電的積極性，又在中長期對提高電網(wǎng)資產(chǎn)利用效率提供了激勵。<

9、/p><p>　　為促進我國風(fēng)電的可持續(xù)發(fā)展，課題組提出了以下建議：</p><p>　?。?）加強風(fēng)電送出的統(tǒng)一規(guī)劃和經(jīng)濟性評估</p><p>　　風(fēng)電的大規(guī)模開發(fā)、輸送和消納是一個系統(tǒng)工程，因此必須將風(fēng)電大規(guī)模開發(fā)、輸送和消納納入電力發(fā)展的統(tǒng)一規(guī)劃，建立風(fēng)電項目與電網(wǎng)工程同步規(guī)劃、同步核準(zhǔn)、同步投產(chǎn)的決策機制。同時，應(yīng)在充分借鑒國外先進經(jīng)驗和研究成果的基礎(chǔ)上，加大

10、對大規(guī)模風(fēng)電送出通道建設(shè)的經(jīng)濟技術(shù)評價，最小化風(fēng)電送出的成本。</p><p>　?。?）完善可再生能源電力送出價格補貼政策</p><p>　　以目前的《可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法》為參考，增強其對風(fēng)電遠距離送出的適應(yīng)性（可增加考慮不同輸電技術(shù)、輸電距離對成本的影響），并在嚴格核定各項輸電資產(chǎn)投資及運營成本的前提下，根據(jù)風(fēng)電比例將部分網(wǎng)間送出通道、網(wǎng)間互聯(lián)線路成本納入補貼的范

11、圍，為大規(guī)模風(fēng)電的跨區(qū)（?。┧统鱿{提供政策保障。</p><p>　?。?）用市場的理念和機制促進風(fēng)電送出交易</p><p>　　長期來看，只有用市場的理念作指導(dǎo)，在涉及風(fēng)電跨區(qū)（省）交易電量確定、價格形成、利益分配、交易組織、信息披露等方面的政策制定、制度安排等方面，遵循市場規(guī)律，充分發(fā)揮市場配置資源的基礎(chǔ)性、根本性作用，風(fēng)電的大規(guī)?？鐓^(qū)（省）交易才能健康、持續(xù)的進行下去。</

12、p><p>　　最后，限于課題組研究成員的行業(yè)外部視角，本課題的部分技術(shù)細節(jié)和結(jié)論建議還有待更深入的討論和接受具體實踐的驗證。同時，受研究目標(biāo)、數(shù)據(jù)資料和研究力量的限制，課題研究還存在以下一些不足：一是未能對我國各大基地的風(fēng)電外送通道成本及輸電價格進行詳盡的測算，在今后的研究中需要進一步細化；二是在測算過程中，各項技術(shù)和財務(wù)參數(shù)采用了行業(yè)平均值或其它學(xué)者的建議值，導(dǎo)致測算結(jié)果與實際情況可能有一定的差異；三是由于部分數(shù)

13、據(jù)未能獲取，課題最終得到的結(jié)論和建議還有待實踐的檢驗。隨著研究的進一步驟深入，以上問題將逐步得到解決。</p><p>　　Executive Summary</p><p>　　Large scale and long distance transmission of wind power will incur high costs for constructing new transm

14、ission lines. Meanwhile, large-scale cross-region wind power transaction will have a big impact on different stakeholders’ interests. Therefore, it is necessary to conduct in-depth studies on existing problems of wind po

15、wer cross-region transaction in China and analysis of main patterns of large-scale wind power transmission and influence factors of wind power transmission costs. These are e</p><p>　　In order to facilitate

16、large-scale cross-region wind power transaction and design a corresponding pricing mechanism to scientifically allocate transmission costs, the research team reviewed comprehensively relevant domestic literature, compare

17、d related policies of wind power centralized access cost allocation in typical European countries and the US, and summarized upon practical experience from these countries. Then, based on the basic framework formed, the

18、research team evaluated the impact ne</p><p>　　According to the research by our team, the following conclusions have been reached:</p><p>　　(1) Large scale wind power transmission in China requi

19、res strong cross-region transmission “hard pathways”, and the establishment of corresponding transaction mechanism to ensure wind power cross-region consumption.</p><p>　　Firstly, renewable energy resources

20、and electricity demands are distributed reversely in China. In order to achieve the renewable energy development goal, it is necessary to build strong long-distance large-capacity cross-region transmission lines. Secondl

21、y, to ensure large-scale wind power consumption, China should adopt the Renewable Portfolio Standard and push forward cross-region generation rights trade when time is right. This can facilitate optimal allocation of win

22、d power in a larger cont</p><p>　　(2) Large-scale wind power transmission costs are influenced a lot by transmission distance, line capacity and transmission methods. Appropriate line capacity should be dete

23、rmined according to different situations and wind power in combination with thermal power transmission should be adopted in places where conditions can be met.</p><p>　　Based on the calculation results, the

24、price of sole transmission of wind power to grid with different distances will reach 0.371~0.459 yuan/kWh, much higher than current on-grid benchmark price for centrally dispatched coal desulfurization plants in northern

25、, central and eastern China. Meanwhile, there is an inverse relationship between the economic efficiency of sending wind power out and the quantity of abandoned wind power due to the characteristics of wind turbine power

26、 generation. Thus, ove</p><p>　　(3) It is a relatively better choice to set the price of special transmission pathway and inter-grid transmission pathway based on quantities of electricity and distances. One

27、-part pricing is a better choice for inter-grid connection lines. Meanwhile a matched transmission cost subsidy mechanism needs to be established.</p><p>　　Due to the intermittency and volatility of wind pow

28、er, the annual utilization hours of wind power transmission pathways usually are lower than the average. Wind power integration will also increase the capacity need for regional grid inter-provincial power lines. Therefo

29、re, the government should subsidize the prices based on corresponding pricing standards under the condition of selecting a better pricing mechanism. The evaluation standards of power line annual utilizations hours can be

30、 set base</p><p>　　The research team has proposed the following recommendations in order to realize the sustainable development of wind power in China:</p><p>　　Strengthen unified planning and e

31、conomic evaluation of wind power transmission</p><p>　　Large-scale development, transmission and consumption of wind power are a systematic project, which thus should be included in the integrated planning o

32、f power sector development. It is necessary to establish a decision-making mechanism in which wind power projects are planned, evaluated, and put into production at the same time with power grid projects. At the same tim

33、e, we should borrow successful experience and research results from foreign countries, increase economic and technical evaluatio</p><p>　　(2) Complete renewable energy power transmission price subsidy policy

34、</p><p>　　The current “Provisional Measures On Special Subsidies For Renewable Energy Electricity” is used for reference. Its adaptability to long-distance wind power transmission can be strengthened. In add

35、ition, under the condition of verifying strictly every transmission asset investment and operation cost, part of inter-grid transmission pathway and inter-grid line costs can be included in the subsidy based on the porti

36、on of wind power. This will provide policy insurance for large-scale cross-region w</p><p>　　(3) Facilitate wind power transmission transaction through market forces</p><p>　　In the long term, o

37、nly under the guidance of market ideology can large-scale cross-region wind power transactions go on in a sustainable and healthy way. In areas related to policy making in determination of electricity quantity, price for

38、mation, benefits distribution, transaction organization, information disclosure and so on in cross-region wind power transaction, market laws should be followed for resources distribution.</p><p>　　Finally,

39、part of the technical details and recommendations in this research needs to be further discussed and verified through practice due to the limitation of the research team’s external perspectives. There are other limitatio

40、ns in this research due to the limitation of research subjects, data resources, and research capacity. Firstly, this study is not able to give detailed calculation on wind power transmission pathway costs and transmissio

41、n prices in big Chinese power bases. This can be re</p><p><b>　　目 錄</b></p><p><b>　　一、導(dǎo) 言13</b></p><p><b>　　1、研究背景13</b></p><p>　　

42、2、課題研究意義14</p><p>　　3、課題預(yù)期目標(biāo)15</p><p>　　4、課題研究內(nèi)容16</p><p>　　二、大規(guī)?？稍偕茉纯鐓^(qū)(省)送出交易及價格現(xiàn)狀17</p><p>　　1、大規(guī)?？稍偕茉纯鐓^(qū)（省）送出交易現(xiàn)狀17</p><p>　　2、大規(guī)模可再生能源跨區(qū)（?。┧统鰞r格現(xiàn)狀

43、18</p><p>　　3、可再生能源送出交易及價格存在的問題分析21</p><p>　　三、大規(guī)?？稍偕茉此统鼋灰准皟r格國際經(jīng)驗借鑒25</p><p>　　1、歐美各國可再生能源概況25</p><p>　　2、典型國家的輸電定價機制30</p><p>　　3、可再生能源送出成本分攤33<

44、/p><p>　　4、大規(guī)模可再生能源送出交易及定價的目標(biāo)和原則38</p><p>　　1、交易及價格機制設(shè)計的目標(biāo)38</p><p>　　2、交易及價格機制設(shè)計的原則39</p><p>　　5、大規(guī)模可再生能源跨區(qū)(省)送出及交易模式分析43</p><p>　　1、可再生能源送出方案及消納區(qū)域43<

45、;/p><p>　　2、可再生能源送出的幾種主要方式45</p><p>　　3、可再生能源跨區(qū)（?。┙灰啄Ｊ?7</p><p>　　六、考慮大規(guī)?？稍偕茉此统龅目鐓^(qū)(省)價格機制設(shè)計51</p><p>　　1、可再生能源外送涉及的成本分類51</p><p>　　2、制定價格機制需考慮的主要因素52<

46、;/p><p>　　3、考慮可再生能源送出的定價機制60</p><p>　　4、不同價格機制的比較與選擇71</p><p>　　七、基本結(jié)論及主要建議77</p><p><b>　　1、基本結(jié)論77</b></p><p><b>　　2、主要建議79</b>&l

47、t;/p><p><b>　　3、研究展望80</b></p><p><b>　　參考文獻81</b></p><p>　　附錄A 我國大規(guī)模可再生能源發(fā)展現(xiàn)狀及外送通道情況85</p><p>　　一、大規(guī)?？稍偕茉船F(xiàn)狀及趨勢85</p><p>　　二、大規(guī)?？稍?/p>

48、生能源網(wǎng)絡(luò)送出通道狀況87</p><p>　　三、結(jié)論與建議90</p><p>　　附錄B “十二五”大規(guī)模可再生能源送出交易價格測算92</p><p>　　一、研究思路及方法92</p><p>　　二、基本假設(shè)和參數(shù)94</p><p>　　三、計算結(jié)果分析97</p><p&

49、gt;<b>　　正 文 </b></p><p><b>　　一、導(dǎo) 言</b></p><p>　　探索建立可再生能源的送出交易及價格機制，實現(xiàn)大規(guī)?？稍偕茉纯鐓^(qū)（省）送出成本合理、及時、足額回收，是引導(dǎo)可再生能源健康、有序、持續(xù)發(fā)展，實現(xiàn)我國可再生能源戰(zhàn)略目標(biāo)的重要措施。由于我國可再生能源資源分布和電力負荷中心逆向分布的特點，有必要建立與

50、之相適應(yīng)的跨區(qū)（省）送出交易及價格機制，從而促進可再生能源在較大的區(qū)域內(nèi)優(yōu)化配置。本章闡述了大規(guī)模可再生能源跨區(qū)（?。┧统鼋灰准皟r格機制研究的背景、意義、內(nèi)容、預(yù)期目標(biāo)和研究內(nèi)容等基本問題。</p><p><b>　　1、研究背景</b></p><p>　　為了實現(xiàn)經(jīng)濟社會的可持續(xù)發(fā)展，實現(xiàn)能源的可持續(xù)供應(yīng)非常必要。從目前各類可再生能源的技術(shù)水平及經(jīng)濟性來看，大力

51、發(fā)展風(fēng)電和是實現(xiàn)我國可再生能源戰(zhàn)略目標(biāo)的重要舉措。自2006年我國《可再生能源法》及配套的電價政策陸續(xù)頒布實施以來，電價政策為促進可再生能源發(fā)展起到了重要的不可或缺的作用，但目前在可再生能源送出交易及定價方面仍然存在許多問題。深入研究可再生能源跨區(qū)（?。┧统鰞r格及交易機制，有助于澄清認識，凝聚共識，促進我國可再生能源的可持續(xù)發(fā)展。</p><p>　　（1）能源可持續(xù)利用與環(huán)境保護是各國面臨的共同挑戰(zhàn)</p

52、><p>　　傳統(tǒng)的化石能源在社會經(jīng)濟發(fā)展中發(fā)揮了重要的推動力，但隨著化石能源供應(yīng)與經(jīng)濟發(fā)展需求的矛盾日益嚴重，能源的可持續(xù)利用于是成為世界各國共同面臨的挑戰(zhàn)。上世紀70年代石油危機也使人們認識到了能源安全問題的嚴重性，從而引發(fā)了對可再生能源的思考。美國2007年次貸危機引發(fā)的全球金融危機對世界各國造成深遠影響，為了尋找新的經(jīng)濟成長點，可再生能源成為各國爭相投資發(fā)展的目標(biāo)。此外，傳統(tǒng)的化石能源的大量開采和使用也對自然

53、環(huán)境產(chǎn)生了無法估量的危害，生態(tài)環(huán)境日益惡化。從發(fā)展趨勢來看，可再生能源尤其是風(fēng)電和太陽能將在解決能源危機、保護環(huán)境方面起到重要作用。</p><p>　　（2）可再生能源和負荷的逆向分布要求跨區(qū)（?。┧统?lt;/p><p>　　從目前的可再生能源技術(shù)來看，風(fēng)力發(fā)電是目前最成熟、經(jīng)濟效益最好的一種可再生能源發(fā)電技術(shù)，而且我國風(fēng)能資源豐富，風(fēng)力發(fā)電具有巨大的發(fā)展?jié)摿Α?jù)最新風(fēng)能資源普查初步統(tǒng)計成

54、果，中國陸上離地10m高度風(fēng)能資源總儲量約43.5億kW，居世界第1位。然而，我國陸上風(fēng)能資源主要分布在東北、華北、西北等三北地區(qū)、東南沿海及附近島嶼，這些地區(qū)大部分處于電網(wǎng)末梢或電網(wǎng)建設(shè)薄弱的地帶，且受到當(dāng)?shù)刎摵伤较拗疲L(fēng)電難以在本地直接消納。為了實現(xiàn)我國可再生能源發(fā)展目標(biāo)，必須建立大容量、遠距離的電力輸送通道，在全國范圍內(nèi)實現(xiàn)風(fēng)電的優(yōu)化配置和消納。</p><p>　　（3）現(xiàn)有交易及價格機制難以滿足風(fēng)電跨

55、區(qū)（?。┧统?lt;/p><p>　　我國幅員遼闊，電網(wǎng)規(guī)模龐大，近年來跨區(qū)（?。┹旊娡ǖ赖慕ㄔO(shè)為大范圍的跨區(qū)（省）電力交易提供了較好的物理平臺。然而，由于跨區(qū)（?。╇娏灰咨婕拜^多的利益主體，且這些主體間存在較大的差異，使得協(xié)調(diào)跨區(qū)（省）電力交易各主體的利益十分困難。同時，由于缺乏讓各方認可的跨區(qū)（?。╇娏灰讬C制，使得未來風(fēng)電大規(guī)模送出消納面臨巨大的挑戰(zhàn)。此外，我國風(fēng)電基地離電網(wǎng)負荷中心距離較遠，風(fēng)電送出通道的建

56、設(shè)將產(chǎn)生高額的成本。由于前期風(fēng)電基地規(guī)劃和相應(yīng)電網(wǎng)建設(shè)規(guī)模的脫節(jié)，以及缺乏風(fēng)電遠距離輸送的價格補貼機制，電網(wǎng)企業(yè)缺乏建設(shè)輸電通道的積極性，導(dǎo)致目前部分風(fēng)電基地的電能無法送出或是棄風(fēng)嚴重</p><p>　?。?）風(fēng)電送出交易及價格成為當(dāng)前迫切需要研究的問題</p><p>　　近年來，國家陸續(xù)出臺了相應(yīng)的價格補貼及交易政策，對促進風(fēng)電大規(guī)模開發(fā)及送出交易起到了積極的作用，但同時也存在風(fēng)電跨

57、區(qū)（省）送出交易不順暢、缺乏合理的輸電價格形成機制等問題。這些問題如果不能盡快解決，將影響到我國節(jié)能減排目標(biāo)及可再生能源發(fā)展目標(biāo)的實現(xiàn)。如何針對以上問題，借鑒典型國家的成功經(jīng)驗，促進我國風(fēng)電跨區(qū)（?。┙灰?，是大規(guī)模外送電風(fēng)電企業(yè)非常關(guān)注和希望得到盡快解決的問題；同時，如何制定風(fēng)電跨區(qū)（省）送出通道的輸電價格，保障電網(wǎng)企業(yè)合理、足額、及時回收通道建設(shè)成本，也是當(dāng)前及今后一段時間里政府監(jiān)管部門面臨的一個重要問題。</p>&l

58、t;p><b>　　2、課題研究意義</b></p><p>　　通過探索建立適合我國國情的大規(guī)?？稍偕茉纯鐓^(qū)（?。┧统鼋灰准皟r格機制，本課題試圖解決以下問題：</p><p>　?。?）促進可再生能源跨區(qū)（省）送出交易</p><p>　　由于缺乏統(tǒng)一、規(guī)范且能讓各方接受的跨區(qū)（省）電力交易機制，不僅增加了區(qū)域間電力交易的難度，且不利

59、于區(qū)域電力市場的培育和可再生能源的優(yōu)化配置。在我國規(guī)劃的八大千萬千瓦級風(fēng)電基地中，內(nèi)蒙古西部、甘肅酒泉、吉林等北部基地由于風(fēng)電裝機容量大、電網(wǎng)架構(gòu)薄弱，風(fēng)電在本地消納能力十分有限，風(fēng)電場棄風(fēng)較為普遍。我國風(fēng)能資源和電力負荷逆向分布的格局意味著必須建立不如東西部地區(qū)的輸電通道，并建立相應(yīng)的輸電價格傳導(dǎo)機制，協(xié)調(diào)區(qū)域間電網(wǎng)及各市場主體的利益關(guān)系，從而促進可再生能源跨區(qū)（省）送出交易。</p><p>　?。?）推動相

60、關(guān)輸電價格形成機制改革</p><p>　　我國的風(fēng)電基地一般遠離電網(wǎng)負荷中心，其配套輸電工程距離遠、容量大、投資高，且由于風(fēng)電的間歇性和波動性，線路年利用小時數(shù)較低。目前出臺的相關(guān)價格補貼政策標(biāo)準(zhǔn)難以滿足部分輸電工程投資和運營的需求，電網(wǎng)企業(yè)缺乏建設(shè)新輸電通道的積極性。盡管《可再生能源法》和國家發(fā)展改革委關(guān)于費用分攤的實施細則中規(guī)定電網(wǎng)為接納風(fēng)電而建設(shè)增容的部分可以進入成本核算等，但由于這塊成本難以及時傳導(dǎo)給終

61、端用戶，導(dǎo)致實施細則的效力大打折扣。因此，建立合理的風(fēng)電送出定價機制，意味著需要同步推動相關(guān)輸電價格形成機制的改革。</p><p>　?。?）促進風(fēng)電有序、健康、持續(xù)發(fā)展</p><p>　　通過對我國風(fēng)電的市場消納空間、送出交易模式、送出價格機制等問題的深入研究，建立符合我國可再生能源特點和發(fā)展要求的大規(guī)模風(fēng)電跨區(qū)（?。┧统鼋灰缀投▋r機制，將有利于風(fēng)電技術(shù)進步和成本降低，逐步增強風(fēng)電的

62、競爭性，最終實現(xiàn)風(fēng)電有序、健康、持續(xù)發(fā)展。</p><p><b>　　3、課題預(yù)期目標(biāo)</b></p><p>　　課題組在研究國外可再生能源跨（區(qū)）省送出交易及價格國際經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，分析我國大規(guī)模可再生能源跨（區(qū)）省送出交易及價格機制的現(xiàn)狀與存在問題，提供我國大規(guī)?？稍偕茉纯纾▍^(qū)）省送出交易基本方案設(shè)計思路，研究適合我國國情的可再生能源跨區(qū)（省）送出價格形成機制

63、，提出促進以上方案及機制實現(xiàn)的配套政策及相關(guān)建議。</p><p><b>　　4、課題研究內(nèi)容</b></p><p>　　課題組通過實地調(diào)研、專家訪談、文獻收集、國際比較等方式，研究大規(guī)?？稍偕茉纯鐓^(qū)（?。┧统鼋灰准皟r格機制，展開本課題的研究。</p><p>　　第一章介紹了課題背景、意義和目標(biāo)。</p><p>

64、;　　第二章分析我國大規(guī)?？稍偕茉纯鐓^(qū)（省）送出交易及價格存在的問題，為后續(xù)章節(jié)提供依據(jù)。</p><p>　　第三章介紹典型國家的風(fēng)電發(fā)展經(jīng)驗，重點分析了各國的輸電定價的具體細節(jié)及可再生能源送出成本分攤機制，為我國相關(guān)政策的制定提供重要參考。</p><p>　　第四章以促進我國可再生能源送出交易目標(biāo)的實現(xiàn)為前提，探討我國可再生能源送出交易及價格機制設(shè)計的具體原則。</p>

65、<p>　　第五章分析我國八大風(fēng)電基地電能的主要送出方式及消納區(qū)域，并以此為基礎(chǔ)分析了我國風(fēng)電跨區(qū)（?。┧统龅闹饕Ｊ剑S后提出相應(yīng)的交易機制設(shè)計思路。</p><p>　　第六章以前文制定的目標(biāo)和原則為基礎(chǔ)，綜合分析了制定價格機制需要考慮的因素，并針對各線路及成本類型設(shè)計了三種定價方法，隨后后對這些價格機制進行了比較和選擇。</p><p>　　第七章是總結(jié)，并提出幾點政策

66、建議。</p><p>　　最后，課題組還列出了兩個附件。附件A對課題正文引用的數(shù)據(jù)及提出的觀點作出了詳細的說明；附件B給出了課題正文輸電價格數(shù)據(jù)的詳細測算過程。</p><p>　　二、大規(guī)模可再生能源跨區(qū)(省)送出交易及價格現(xiàn)狀</p><p>　　近年來，我國風(fēng)電裝機容量快速增長，且分布較為集中。由于我國電力發(fā)展長期以分省分區(qū)的區(qū)內(nèi)平衡為主，區(qū)省間的電網(wǎng)互聯(lián)規(guī)

67、模有限，互相調(diào)節(jié)的能力不足。然而，我國的風(fēng)電開發(fā)主要集中在“三北”等偏僻的地區(qū)，多處在電網(wǎng)的末端，受當(dāng)?shù)仉娏ω摵伤胶拖到y(tǒng)規(guī)模的約束，風(fēng)電消納能力不足。在這一背景下，本章分析了目前風(fēng)電跨區(qū)（?。┧统鼋灰准皟r格存在的問題。</p><p>　　1、大規(guī)模可再生能源跨區(qū)（?。┧统鼋灰赚F(xiàn)狀</p><p>　　我國風(fēng)電資源主要集中在“三北”地區(qū)（西北、華北及東北），由于這些地方負荷水平較低，且電

68、網(wǎng)架構(gòu)薄弱，導(dǎo)致風(fēng)電難以在本地完全消納，需要將“三北”地區(qū)的風(fēng)電外送到更大的范圍內(nèi)消納。</p><p>　　東北區(qū)域電網(wǎng)覆蓋遼寧、吉林、黑龍江三省和內(nèi)蒙古自治區(qū)東部(赤峰市、通遼市、呼倫貝爾市和興安盟)，電網(wǎng)覆蓋面積126.8萬平方公里。由于東北區(qū)域電網(wǎng)主網(wǎng)架較為完善，因此網(wǎng)絡(luò)通道比較充分。東北區(qū)域電網(wǎng)的電量交易方向較為單一，整體表現(xiàn)為內(nèi)蒙古向東北送電，東北內(nèi)部黑龍江向吉林送電，吉林向遼寧送電，最后遼寧向華北送

69、電的格局。因此大規(guī)模風(fēng)電將主要由吉林電網(wǎng)向遼寧電網(wǎng)以及華北電網(wǎng)送出。其中，內(nèi)蒙古風(fēng)電送出尤為明顯。截至2011年2月，內(nèi)蒙古全區(qū)并網(wǎng)風(fēng)電裝機容量達到1090萬千瓦，成為全國首個風(fēng)電并網(wǎng)裝機超千萬千瓦的省區(qū)。內(nèi)蒙古風(fēng)電的各項指標(biāo)均高居全國首位，并已達到丹麥、西班牙等歐洲風(fēng)電強國的水平。內(nèi)蒙古不僅在風(fēng)電裝機規(guī)模上穩(wěn)居全國第一，在電網(wǎng)消納比例等指標(biāo)上也遙遙領(lǐng)先。</p><p>　　華北區(qū)域電網(wǎng)供電區(qū)域包括北京、天津、

70、河北、山西、山東和內(nèi)蒙古西部地區(qū)，供電面積125萬平方公里，供電人口約2.3億。由于華北區(qū)域電網(wǎng)大規(guī)模風(fēng)電主要集中在蒙西和京津唐電網(wǎng)中，大規(guī)模風(fēng)電主要由蒙西電網(wǎng)向京津唐電網(wǎng)以及京津唐電網(wǎng)內(nèi)部跨省送出。2010年，華北風(fēng)電送出交易電量為7119705萬KWh。</p><p>　　西北區(qū)域電網(wǎng)位于中國西北部，供電范圍包括陜西、寧夏、甘肅、青海和新疆。2011年11月,新疆750千伏電網(wǎng)與西北電網(wǎng)正式聯(lián)網(wǎng),近期哈密—

71、鄭州正負800千伏和準(zhǔn)東—成都、準(zhǔn)東—重慶正負1100千伏特高壓工程納入國家電網(wǎng)規(guī)劃并即將開工建設(shè),使新疆風(fēng)電大規(guī)模開發(fā)和外送成為現(xiàn)實。2010年， 西北區(qū)域可再生能源電網(wǎng)電量交易為4014420萬KWh。</p><p>　　2、大規(guī)模可再生能源跨區(qū)（?。┧统鰞r格現(xiàn)狀</p><p>　?。?）現(xiàn)行可再生能源電價政策梳理</p><p><b>　?、?

72、一部法律</b></p><p>　　一部法律即為全國人大2005年2月頒布、2006年1月1日實施的《中華人民共和國可再生能源法》：對價格制定、費用分攤、附加資金收取、監(jiān)管等作出方向性、原則性、框架性規(guī)定。2009年底通過，2010年4月1日實施的《可再生能源法》修正案，著重對兩方面內(nèi)容做了修改規(guī)定，一是確定了可再生能源的全額保障性收購制度；二是國家財政設(shè)立可再生能源發(fā)展基金，資金來源包括國家財政年

73、度安排的專項資金和依法征收的可再生能源電價附加收入等。</p><p><b>　　② 三個辦法</b></p><p>　　一是國家發(fā)展改革委2006年1月下發(fā)的《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理辦法》：對可再生能源上網(wǎng)電價確定的原則、價格形式、具體價格和電價附加的構(gòu)成、征收、監(jiān)管等作出規(guī)定。</p><p>　　二是國家發(fā)展改革委2007年

74、1月下發(fā)的《可再生能源電價附加收入調(diào)配暫行辦法》：對電網(wǎng)接網(wǎng)費標(biāo)準(zhǔn)、電價附加收入的財務(wù)處理、配額交易、電費結(jié)算、監(jiān)管等作出規(guī)定。</p><p>　　三是財政部、國家發(fā)改委和國家能源局于2011年聯(lián)合印發(fā)了《可再生能源發(fā)展基金征收使用管理暫行辦法》，本《辦法》自2012年1月1日起施行。《辦法》明確，可再生能源發(fā)展基金包括國家財政公共預(yù)算安排的專項資金和依法向電力用戶征收的可再生能源電價附加收入等?？稍偕茉窗l(fā)展

75、專項資金由中央財政從年度公共預(yù)算中予以安排(不含國務(wù)院投資主管部門安排的中央預(yù)算內(nèi)基本建設(shè)專項資金)。可再生能源電價附加在除西藏自治區(qū)以外的全國范圍內(nèi)，對各省、自治區(qū)、直轄市扣除農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電(含農(nóng)業(yè)排灌用電)后的銷售電量征收?？稍偕茉锤郊硬糠謩t仍用于補貼上網(wǎng)電價高于按照常規(guī)能源發(fā)電平均上網(wǎng)電價計算所發(fā)生費用之間的差額，以及企業(yè)收購可再生能源電量合理的接網(wǎng)費用和執(zhí)行分類銷售電價的運行管理費用。對于可再生能源電價附加征收增值稅而減少的收入

76、，《辦法》規(guī)定將由財政預(yù)算安排相應(yīng)資金予以彌補，并計入“可再生能源電價附加收入”科目核算。</p><p>　?、?若干個規(guī)范性和操作性文件</p><p>　　若干個規(guī)范性和操作性文件，包括2009年8月1日執(zhí)行對風(fēng)電價格調(diào)整規(guī)范的《關(guān)于完善風(fēng)力發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》（發(fā)改價格[2009]1906號），以及2010年7月1日執(zhí)行對生物質(zhì)能價格調(diào)整規(guī)范的《關(guān)于完善農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電價格政策的

77、通知》（發(fā)改價格[2010]1579號）等。</p><p>　　（2）當(dāng)前價格形成機制及價格水平</p><p>　?、?跨區(qū)（省）送出價格形成機制</p><p>　　大規(guī)?？稍偕茉纯鐓^(qū)（?。┧统鰞r格水平遵循現(xiàn)有的跨區(qū)（?。┹斉潆妰r機制。風(fēng)電上網(wǎng)后，其電價實行政府指導(dǎo)價，電價標(biāo)準(zhǔn)由國務(wù)院價格主管部門按照招標(biāo)形成的價格確定。具體來說，是由國務(wù)院價格主管部門根據(jù)不

78、同類型可再生能源發(fā)電的特點和不同地區(qū)的情況，按照有利于促進可再生能源開發(fā)利用和經(jīng)濟合理的原則確定，并根據(jù)可再生能源開發(fā)利用技術(shù)的發(fā)展適時調(diào)整。實行招標(biāo)的可再生能源發(fā)電項目的上網(wǎng)電價，按照中標(biāo)確定的價格執(zhí)行，但不得高于同類可再生能源發(fā)電項目的上網(wǎng)電價水平。</p><p>　　跨區(qū)（省）輸電價格按照“合理成本、合理盈利、依法計稅、公平負擔(dān)”的原則分攤，同時根據(jù)不同的輸電工程議定價格。具體說來，對專項輸電工程實行兩部

79、制輸電價格；對沒有長期電量交易的聯(lián)網(wǎng)工程，其聯(lián)網(wǎng)價實行單一制容量電價。</p><p>　?、?跨區(qū)（省）送出價格水平</p><p><b>　　風(fēng)電上網(wǎng)電價</b></p><p>　　《關(guān)于完善風(fēng)力發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》，文件規(guī)定，全國按風(fēng)能資源狀況和工程建設(shè)條件分為四類風(fēng)能資源區(qū)，各區(qū)域設(shè)定相應(yīng)的風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價，四類風(fēng)電標(biāo)桿價格水平

80、分別為0.51元/kWh、0.54元/kWh、0.58元/kWh和0.61元/kWh（見表2-1）。同時規(guī)定，繼續(xù)實行風(fēng)電費用分攤制度，風(fēng)電上網(wǎng)電價高出當(dāng)?shù)厝济簷C組標(biāo)桿上網(wǎng)電價的部分，通過全國征收的可再生能源電價附加費分攤解決。2009年8月1日起新核準(zhǔn)的陸上風(fēng)電項目，統(tǒng)一執(zhí)行所在風(fēng)能資源區(qū)的標(biāo)桿上網(wǎng)電價，海上風(fēng)電上網(wǎng)電價今后根據(jù)建設(shè)進程另行制定。政府針對四類風(fēng)能資源區(qū)發(fā)布的指導(dǎo)價格即最低限價，實際電價由風(fēng)力發(fā)電企業(yè)與電網(wǎng)公司簽訂購電協(xié)

81、議確定后，報國家物價主管部門備案。此標(biāo)桿上網(wǎng)電價為含稅價格，我國風(fēng)電銷售的增值稅實行即征即退50%的政策，即實際的銷項稅率為8.5%，將含稅價格除以1.085即為不含稅標(biāo)桿上網(wǎng)價格。</p><p>　　表2-1風(fēng)力發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價</p><p><b>　　可再生能源電價附加</b></p><p>　　可再生能源電價附加的征收標(biāo)準(zhǔn)最初為2

82、厘/千瓦時，2009年11月起調(diào)至4厘/千瓦時，《可再生能源發(fā)展基金征收使用管理暫行辦法》，可再生能源電價附加征收標(biāo)準(zhǔn)終于塵埃落定，確定為8厘/千瓦，此次是第二次上調(diào)。</p><p>　　2010年，全國征收可再生能源電價附加96.16億元，應(yīng)支付可再生能源補貼109.69億元，其中發(fā)電項目補貼106.69億元，接網(wǎng)工程項目補貼2.91億元，獨立電力系統(tǒng)補貼918萬元。各?。▍^(qū)、市）可再生能源電價附加補貼情況見

83、表2-2。</p><p>　　表2-2 2010年可再生能源電價附加補貼統(tǒng)計表</p><p>　　3、可再生能源送出交易及價格存在的問題分析</p><p>　　（1）風(fēng)電消納結(jié)構(gòu)性失衡</p><p>　　風(fēng)電消納能力取決于風(fēng)電資源分布、本地風(fēng)電消納能力以及電網(wǎng)輸送能力。從全國總體來看，我國風(fēng)電并網(wǎng)能力可以滿足風(fēng)電送出需要，但我國風(fēng)電

84、消納出現(xiàn)結(jié)構(gòu)性失衡的問題。</p><p>　　首先，風(fēng)電本地消納能力不足。我國風(fēng)能資源和電力需求分布存在較大的不平衡性和區(qū)域差異。我國風(fēng)能資源十分豐富，且集中分布在“三北”地區(qū)（東北、西北、華北）和東部沿海地區(qū)。其中，“三北”地區(qū)是我國最大的成片風(fēng)能資源豐富帶，其風(fēng)能資源儲量占我國風(fēng)能資源總儲量的85%左右。但由于“三北”地區(qū)風(fēng)電基地多位于電網(wǎng)的末端，當(dāng)?shù)刎摵伤降汀⑾到y(tǒng)規(guī)模小，風(fēng)電消納能力十分有限。</

85、p><p>　　其次，跨大區(qū)電網(wǎng)的互聯(lián)規(guī)模不足。我國電力發(fā)展以分省就地平衡為主，區(qū)域間的電網(wǎng)互聯(lián)規(guī)模很小，致使風(fēng)電難以送到負荷中心地區(qū)消納。例如，蒙東風(fēng)電需送入遼寧負荷中心消納，但受聯(lián)網(wǎng)規(guī)模的約束，風(fēng)電外送受到限制，在極端情況下只有采取限制風(fēng)電出力的措施，不利于風(fēng)電大規(guī)模送出交易。</p><p>　　（2）交易及價格機制不合理</p><p>　?、?送出電量受計劃控

86、制</p><p>　　目前跨區(qū)（?。╇娏灰滓杂媱濍娏繛橹?。2009年全國跨省、跨區(qū)交易電量5312億千瓦時，計劃交易電量為4419.7億千瓦時，占83.2％，占絕對主導(dǎo)地位。由供需雙方協(xié)商或根據(jù)跨省跨區(qū)交易平臺競爭成交的電量只占16.8%，市場價格機制作用未能得到充分體現(xiàn)。</p><p>　?、?價格形成機制不合理</p><p>　　許多跨省跨區(qū)電能交易價格

87、由電網(wǎng)企業(yè)和發(fā)電企業(yè)協(xié)商確定。由于政策不完善，市場地位不對等，信息不對稱和不透明，監(jiān)管不到位等原因，交易價格難以公平合理，有時導(dǎo)致上網(wǎng)電價偏低，輸電費用偏高，發(fā)電企業(yè)合理利益受到侵害。</p><p>　　③ 價格傳導(dǎo)方法不規(guī)范</p><p>　　現(xiàn)行現(xiàn)有跨區(qū)（?。┧碗妰r的傳導(dǎo)方法有明顯多種多樣，缺乏統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)。在固定分配費用方式上，上級電網(wǎng)公司向各省網(wǎng)公司收取費用，缺乏明確的分攤標(biāo)準(zhǔn)。

88、在收取租賃費方式下，電網(wǎng)建設(shè)由省網(wǎng)公司負責(zé)，但產(chǎn)權(quán)歸國網(wǎng)公司負責(zé)，國網(wǎng)公司再向省網(wǎng)公司收取租賃費，這種循環(huán)式的費用收取方式既不符合公司運作的一般模式，也因國網(wǎng)公司和區(qū)域網(wǎng)公司存在上下級隸屬關(guān)系而使租賃費用收取帶有很大的隨意性。在終端銷售電價中加價方式下，各地網(wǎng)架建設(shè)及功能都有很大的同質(zhì)性，國家難以對某一網(wǎng)架建設(shè)功能作出精細化描述，以網(wǎng)架建設(shè)及功能定位作為傳導(dǎo)標(biāo)準(zhǔn)明顯不合理。</p><p>　　（3）配套政策不完

89、善</p><p>　　目前規(guī)定的接入電網(wǎng)補貼標(biāo)準(zhǔn)偏低、對大型風(fēng)電基地遠距離送出輸變電工程的投資回收沒有相關(guān)政策、對其它電廠及電網(wǎng)在風(fēng)電大規(guī)模并網(wǎng)后提供的多種輔助服務(wù)沒有定價和補償機制等。</p><p>　?、?風(fēng)電發(fā)展規(guī)劃不銜接</p><p>　　大規(guī)模可再生能源送出交易的重要前提，就是要保障可再生能源送出規(guī)模是有序的、可控的和可預(yù)見的。就目前大規(guī)?？稍偕茉?/p>

90、送出交易而言，普遍存在著風(fēng)電發(fā)展規(guī)劃的不銜接問題。一是國家發(fā)展規(guī)劃和地方風(fēng)電發(fā)展規(guī)劃的不銜接。受經(jīng)濟發(fā)展和政績觀的影響，不少地方規(guī)劃風(fēng)電裝機規(guī)模普遍大于國家規(guī)劃，風(fēng)電無序發(fā)展現(xiàn)象突出。二是風(fēng)電發(fā)電規(guī)劃和風(fēng)電送電規(guī)劃的不銜接。風(fēng)電投資者熱情很高，部分地區(qū)風(fēng)電項目管理不嚴格，風(fēng)電開發(fā)存在無序現(xiàn)象，風(fēng)電項目拆批現(xiàn)象比較普遍，給風(fēng)電場接入電網(wǎng)的統(tǒng)一規(guī)劃造成困難。</p><p>　?、?電價附加政策一刀切</p&g

91、t;<p>　　《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》（發(fā)改價格〔2006〕7號）第三條規(guī)定：“中華人民共和國境內(nèi)的可再生能源發(fā)電項目，2006年及以后獲得政府主管部門批準(zhǔn)或核準(zhǔn)建設(shè)的，執(zhí)行本辦法；2005年12月31日前獲得政府主管部門批準(zhǔn)或核準(zhǔn)建設(shè)的，仍執(zhí)行現(xiàn)行有關(guān)規(guī)定?！北疽?guī)定實際說明，國家可再生能源電價附加的補貼范圍僅限于2006年及以后核準(zhǔn)的可再生能源發(fā)電項目，對于2005年及以前獲得政府主管部門批準(zhǔn)或核準(zhǔn)

92、建設(shè)的項目卻未給予補貼，而實際上有相當(dāng)數(shù)量的可再生能源發(fā)電項目由于受到這一時間限制而無法享受電價補貼，不利于大規(guī)?？稍偕茉纯鐓^(qū)（省）送出的公平交易。</p><p>　　③ 電網(wǎng)工程投資激勵不足</p><p>　　現(xiàn)行政策對風(fēng)電發(fā)電政策關(guān)注多，對送電工程投資激勵不足。就發(fā)電而言，國家在風(fēng)力發(fā)電項目的增值稅、所得稅優(yōu)惠政策以及風(fēng)電零部件實施一系列稅收優(yōu)惠政策。自2001年起，企業(yè)自產(chǎn)銷售

93、利用風(fēng)力生產(chǎn)的電力實現(xiàn)的增值稅實行即征即退50%的政策。2008年以來，新建風(fēng)電項目統(tǒng)一實行25%的所得稅，但是風(fēng)力發(fā)電新建項目屬于《公共基礎(chǔ)設(shè)施項目企業(yè)所得稅優(yōu)惠目錄》規(guī)定的范圍，自項目取得第一筆生產(chǎn)經(jīng)營收入所屬納稅年度起，可享受“三免三減半”的所得稅優(yōu)惠。風(fēng)力發(fā)電技術(shù)屬于國家重點支持的高新技術(shù)領(lǐng)域，風(fēng)電設(shè)備制造企業(yè)可以爭取享受高新技術(shù)企業(yè)的所得稅優(yōu)惠政策。2009年增值稅轉(zhuǎn)型改革以來，風(fēng)電項目允許抵扣新購進風(fēng)電設(shè)備所含的進項稅額。上

94、述稅收政策，特別是增值稅轉(zhuǎn)型改革，進步了風(fēng)電項目的盈利能力，比較有力地推動了中國風(fēng)電產(chǎn)業(yè)的啟動和發(fā)展進程。近年來，我國大力資助了風(fēng)電技術(shù)研發(fā)和裝備國產(chǎn)化工作。財政部于2008年4月頒布了《關(guān)于調(diào)整大功率風(fēng)力發(fā)電機組及其關(guān)鍵零部件、原材料進口稅收政策的通知》，終止了原有風(fēng)電機組整機進口免稅政策，對國內(nèi)緊缺的風(fēng)電機組零部件及材料則實行進口優(yōu)惠。</p><p>　　相對于風(fēng)電發(fā)電項目而言，風(fēng)電送出投資工程投資激勵存在

95、明顯不足。國內(nèi)風(fēng)電場集中區(qū)域，如蒙東、甘肅酒泉，其電網(wǎng)企業(yè)消納能源能力有限，為此這些地區(qū)必須加強電網(wǎng)，把電能送到其他電網(wǎng)，其他電網(wǎng)為了接收風(fēng)電也要擴建自己的電網(wǎng)?！吨腥A人民共和國可再生能源法修正案》（2009年）第4章第14條指出：“電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)當(dāng)加強電網(wǎng)建設(shè)，擴大可再生能源電力配置范圍，發(fā)展和應(yīng)用智能電網(wǎng)、儲能等技術(shù)，完善電網(wǎng)運行管理，提高吸納可再生能源電力的能力為可再生能源發(fā)電提供上網(wǎng)服務(wù)?！钡绾瓮ㄟ^刺激電網(wǎng)企業(yè)的投資政策，來保障因

96、可再生能源大規(guī)?？鐓^(qū)（?。┧统龆a(chǎn)生的電網(wǎng)投資成本回收。雖然《可再生能源電價附加收入調(diào)配暫行辦法》第九條明確指出，可再生能源發(fā)電項目接網(wǎng)費用納入電價補貼范圍。可再生能源發(fā)電項目接網(wǎng)費用（即可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)而發(fā)生的輸變電投資和運行維護費）接網(wǎng)費用標(biāo)準(zhǔn)按線路長度制定：50公里以內(nèi)為每千瓦時1分錢，50-100公里為每千瓦時2分錢，100公里及以上為每千瓦時3分錢。但從電網(wǎng)公司的一些研究成果來看，接網(wǎng)費用補貼難以滿足電網(wǎng)公司相應(yīng)的投資開

97、支要求，致使電網(wǎng)公司投資跨區(qū)（?。╇娋W(wǎng)工程的激勵性不足。</p><p>　　三、大規(guī)模可再生能源送出交易及價格國際經(jīng)驗借鑒</p><p>　　經(jīng)過二三十年的發(fā)展，歐美各國在可再生能源開發(fā)領(lǐng)域處于領(lǐng)先地位。近年來，隨著陸上負荷點附近的風(fēng)電開發(fā)漸趨飽和，各國的風(fēng)電開發(fā)正逐漸移向偏遠地區(qū)并向集中開發(fā)的模式轉(zhuǎn)變，特別是大規(guī)模可再生能源送出成本分攤及定價進行了有效探索。本章第一節(jié)選取了全球風(fēng)電總

98、裝機容量比較靠前的幾個國家，簡要介紹了各國的風(fēng)電發(fā)展概況；第二節(jié)簡單介紹了各國的輸電定價的具體細節(jié)，為我國相關(guān)價格的制定提供依據(jù)；第三節(jié)對各國的可再生能源送出成本分攤機制進行總結(jié)和提煉，為我國相關(guān)政策的制定提供重要參考。</p><p>　　1、歐美各國可再生能源概況</p><p>　?。?）丹麥風(fēng)電發(fā)展概況</p><p><b>　?、?現(xiàn)狀與趨勢&

99、lt;/b></p><p>　　丹麥位于歐洲北部，擁有豐富的風(fēng)能資源，是世界上最早大規(guī)模開發(fā)利用風(fēng)力發(fā)電的國家。20世紀70年代后，丹麥大力調(diào)整能源結(jié)構(gòu)，積極開發(fā)可再生能源，目前已是世界風(fēng)電和風(fēng)電設(shè)備生產(chǎn)大國，其風(fēng)電裝機容量一直都位居世界前列，人均風(fēng)電裝機容量長期居于世界首位。2009年丹麥新增風(fēng)電裝機334MW，總的風(fēng)電裝機容量達到了3497MW。丹麥政府在早先制訂的目標(biāo)中，計劃到2005年風(fēng)能比重達到

100、10%，但早在1999年就已經(jīng)達到12%。在丹麥環(huán)境能源部的長遠計劃中，2015年風(fēng)電比重預(yù)計達到35%。</p><p>　　圖3-1 丹麥風(fēng)電裝機容量變化</p><p><b>　　② 政策和措施</b></p><p>　　丹麥目前實行的是發(fā)電、輸電與售電三個環(huán)節(jié)完全分開的市場化管理體制，上游發(fā)電企業(yè)和下游售電公司是完全市場化的競爭主體

101、，負責(zé)中間輸電環(huán)節(jié)的國家電網(wǎng)公司是一個隸屬國家氣候與能源部的非盈利機構(gòu)，最體現(xiàn)公平交易的電力調(diào)度中心則歸國家電網(wǎng)公司管理。丹麥風(fēng)電的發(fā)展得益于公眾的支持，是公眾選擇了風(fēng)電并把資金投向風(fēng)電，同時，電網(wǎng)對風(fēng)電的全額吸納也是重要原因之一。同時，政府在財稅政策上的扶助，是風(fēng)電產(chǎn)業(yè)快速崛起的關(guān)鍵，比如政府對石油、煤炭等化石能源征稅，對二氧化碳排放征稅，但對作為可再生能源的風(fēng)電（包括風(fēng)機制造商和風(fēng)電場業(yè)主）不僅不征稅，反而給予財政補貼。</p

102、><p><b>　?、?風(fēng)電并網(wǎng)問題</b></p><p>　　風(fēng)能是一種極為不穩(wěn)定的資源，要使風(fēng)電入網(wǎng)并保證良好的電網(wǎng)運行，需要的條件非常多。這其中包括電網(wǎng)建設(shè)規(guī)劃、準(zhǔn)確的風(fēng)力預(yù)測、在無風(fēng)的時候要有充足的電力后備資源、良性的電力市場、買賣雙方供需平衡，而且電力消費者還必須看好風(fēng)電。在這一方面，丹麥起步較早，技術(shù)比較成熟。丹麥國家電網(wǎng)公司每年都花費數(shù)億克朗，用于擴展和

103、加強丹麥電網(wǎng)的建設(shè)以及與其他國家電網(wǎng)之間的聯(lián)系。當(dāng)然，實現(xiàn)這種遠距離的電力互送對電網(wǎng)堅固程度有相當(dāng)高的要求，北歐電力市場現(xiàn)在已經(jīng)可以實現(xiàn)這種電力輸送。</p><p>　?。?）德國風(fēng)電發(fā)展概況</p><p><b>　?、?現(xiàn)狀與趨勢</b></p><p>　　德國是歐洲最大的經(jīng)濟體，風(fēng)能資源算不上豐富，可開發(fā)量遠小于英國和愛爾蘭。截至2

104、009年底，德國風(fēng)電裝機總?cè)萘?578萬kW，主要集中在北部、東部和沿海地區(qū)，總量位居世界第三。根據(jù)德國風(fēng)能協(xié)會的數(shù)據(jù)，到2020年，德國陸上風(fēng)電場的總裝機容量將達到4500萬kW，海上風(fēng)電場將達到1000萬kW。德國《可再生能源法》明確提出提高可再生能源在電力供應(yīng)中所占的比重，至2010年至少提高到12.5%，至2020年至少提高到20%。</p><p>　　圖3-2 德國風(fēng)電裝機容量變化</p>

105、<p><b>　　② 政策與措施</b></p><p>　　近幾十年以來，德國政府制定了一系列扶持風(fēng)電發(fā)電的法律法規(guī)。如通過法律明確了電網(wǎng)運營商和風(fēng)電投資運營企業(yè)的義務(wù)與權(quán)利，并規(guī)定最低收購價格等。2000年4月1日，《可再生能源法》代替《電力輸送法》開始生效，給予風(fēng)電補償?shù)囊?guī)定更加合理。此外，德國充分認識到了風(fēng)力資源測量和評估的重要性，通過對資源評估建立的風(fēng)能預(yù)測系統(tǒng)，不