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1 中国可再生能源产业发展报告 (2006) 国家发展和改革委员会能源局国家发展和改革委员会能源研究所中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会中国可再生能源学会产业工作委员会联合编制 2007 年 4 月

2 目 录 0 执行总结...i 0.1 综述...i 0.2 可再生能源法产生的影响...i 0.3 水能...iv 0.4 生物质能...iv 0.5 风力发电...vi 0.6 太阳能... viii 0.7 其它可再生能源技术... xi 0.8 发展前景分析...xiii 1 可再生能源法与可再生能源产业 可再生能源法产生的背景 可再生能源法基本制度 可再生能源法配套法规及主要内容 已出台主要实施细则的说明 可再生能源发电有关管理规定 可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法 和 可再生能源电价附加收入调 配暂行办法 可再生能源发展专项资金管理暂行办法 可再生能源产业发展指导目录 中央部委落实可再生能源法其它相关规定 可再生能源法的地方性法规 可再生能源法产生的影响 可再生能源发展得到了广泛的重视 可再生能源市场规模迅速扩大 可再生能源投资投入明显增加 可再生能源制造业发展开始快速起步 可再生能源发展形成了良好的国际影响 水能 生物质能 资源条件 产业发展特点 产业发展现状 直接燃烧和发电 生物质裂解与干馏 沼气开发利用 生物质致密成型 生物质气化及发电 生物液体燃料 发展展望 风力发电 资源特点及开发潜力

3 4.1.1 风能资源储量丰富 风能资源分布 风能资源季节分布与水能资源互补 风能资源地理分布与电力负荷不匹配 发展现状 离网型风电 并网风电场发展 风电特许权项目 风电装机统计 风电设备制造 投资风电的主要风险 风电发展中存在的隐患 发展思路 发展展望 太阳能光伏 产业发展状况 太阳级多晶硅 晶体硅锭 / 硅片 太阳电池 光伏组件 相关产业发展 市场发展状况 存在问题 发展展望 关键技术 晶体硅电池技术 薄膜电池技术 光伏发电应用技术 太阳能热利用 产业发展概况 市场发展状况 存在问题 发展展望 其它可再生能源技术 地热能 海洋能 国际可再生能源发展现状与展望 国际可再生能源整体取得快速发展 政府扶植是可再生能源产业和市场发展的推动力 国际可再生能源政策新趋势

4 8.4 国际可再生能源技术发展方向 可再生能源成为国际能源投资热点 我国可再生能源发展展望 发展前景分析 形势和任务 优先发展重点领域 水电 生物质能 风电 太阳能 其它可再生能源 农村可再生能源利用 保障措施和建议 附件 : 可再生能源法及其配套政策文件 中华人民共和国可再生能源法 可再生能源产业发展指导目录 可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法 可再生能源发电有关管理规定 可再生能源发展专项资金管理暂行办法 促进风电产业发展实施意见 可再生能源电价附加收入调配暂行办法 国家发展改革委 财政部关于加强生物燃料乙醇项目建设管理, 促进产业健康发展 的通知 成品油市场管理办法 商务部原油市场管理办法 可再生能源建筑应用专项资金管理暂行办法 可再生能源建筑应用示范项目评审办法

5 图表目录 图 1 我国风电装机容量增长情况 ( 单位 : 兆瓦 ) 图 2 我国光伏电池的组件生产能力 年产量 累计市场应用量 ( 单位 : 兆瓦 ) 图 3 我国太阳电池品种 图 4 我国光伏市场发展趋势 图 5 我国太阳能热水器生产规模和保有量 ( 单位 : 万平方米 ) 图 6 世界各国人均太阳能使用量比较 ( 单位 : 平方米 /1000 人 ) 图 7 世界各类可再生能源技术增长速度比较 ( 单位 :%) 表 年分省累计风电装机 ( 按装机容量排序, 兆瓦 ) 表 年我国多晶硅的生产与需求 表 3 我国多晶硅产业已建和在建的项目 表 年我国太阳级晶体硅的产量和生产能力 ( 吨 ) 表 年我国太阳能电池太阳电池的产量及 2006 年底我国预期的生产能力 表 年太阳能电池太阳电池组件的封装能力 表 年底我国光伏应用市场份额 表 ~2006 年太阳能热水器年产量和保有量表 附表 1 风电特许权项目中标电价与平均值的比较 ( 元 / 千瓦时 )

6 附表 2 主要的风电机组制造商情况

7 0 执行总结 0.1 综述可再生能源包括水能 风能 太阳能 生物质能 地热能和海洋能等, 资源潜力大, 环境污染低, 可永续利用, 是有利于人与自然和谐发展的重要能源 上世纪 70 年代以来, 可持续发展思想逐步成为国际社会共识, 可再生能源开发利用受到世界各国高度重视, 许多国家将开发利用可再生能源作为能源战略的重要组成部分, 提出了明确的可再生能源发展目标, 制定了鼓励可再生能源发展的法律和优惠政策, 可再生能源得到迅速发展, 成为各类能源中增长最快的领域 一些可再生能源技术的市场应用和产业, 如光伏发电 风电等在近 10 年的年增长速度都在 20% 以上, 可再生能源发展已成为国际能源领域的热点 可再生能源是我国重要的能源资源, 在满足能源需求 改善能源结构 减少环境污染 促进经济发展等方面发挥了很大作用 我国政府一直重视可再生能源的开发利用, 除水电自上世纪 50 年代开始蓬勃发展外, 自上世纪 80 年代, 风电 太阳能 现代生物质能等技术应用和产业也在政府的支持下稳步发展, 小水电 太阳能热水器 小风电等一些可再生能源技术和产业已经走在世界的前列 十五 期间, 我国进入了可再生能源快速发展时期, 水电建设大中小并举, 开发建设速度显著加快 ; 通过采取特许权招标等措施, 积极推进风电规模化发展 ; 以送电到乡和解决无电人口生活用电为契机, 发展太阳能光伏发电 小型风电, 推动分散式可再生能源发电技术的发展 ; 围绕改善农村环境卫生条件和增加农民收入, 积极发展农村户用沼气 ; 通过市场推动, 大力推广普及太阳能热水器 ; 以技术研发和试点示范为先导, 积极推动了生物质能发电和生物液体燃料开发利用 到 2006 年底, 可再生能源年利用量总计为 2 亿吨标准煤 ( 不包括传统方式利用的生物质能 ), 约占一次能源消费总量的 8%, 比 2005 年上升了 0.5 个百分点, 其中水电为 万吨标准煤, 太阳能 风电 现代技术生物质能利用等提供 5000 万吨标准煤的能源, 为 2010 年实现可再生能源占全国一次能源的比例 10% 的战略目标走出了坚实的一步 0.2 可再生能源法产生的影响 2006 年 1 月 1 日, 中华人民共和国可再生能源法 开始实施 尽管只有一年多的时间, 但是它产生的影响十分巨大, 具体表现在以下几个方面 : 一 ) 可再生能源发展得到了广泛的重视 i

8 自 2003 年可再生能源法起草开始, 我国社会各个方面对发展可再生能源的认识逐步明确, 各级领导, 中央领导, 特别是党和国家领导人对发展可再生能源发展十分重视, 胡锦涛 吴邦国和温家宝同志多次对可再生能源发展做出批示, 胡锦涛同志专门为北京国际可再生能源大会题词 吴邦国同志出席我国企业与澳大利亚企业合作开发风电的签字仪式 温家宝同志亲自听取了国家能源领导小组关于 可再生能源中长期发展规划 的报告, 原则上同意了报告的内容, 指示有关部门尽快批准执行 据不完全统计,2003 年以来, 全国省部级以上领导对发展可再生能源问题的批示 意见有 2000 多条, 人大代表 政协委员 两院院士以及离退休的老干部等, 关于发展可再生能源发展的提案 议案和建议有 300 多项 展示了全社会对发展可再生能源问题的重视程度 二 ) 可再生能源市场规模迅速扩大 2006 年 1 月 1 日 可再生能源法 的实施, 标志着我国可再生能源发展进入了一个新的历史阶段 2006 年, 各类可再生能源增长迅速, 水力发电年装机容量首次突破 1000 万千瓦, 累计装机总容量达到 万千瓦, 占技术可开发量的 23%; 风力发电 2006 年底吊装完成装机容量 万千瓦, 比过去 20 年的总和还要多, 与 2005 年同期相比, 增长速度为 270%; 太阳能光伏发电生产能力达到创纪录的 30 万千瓦, 比上年增长 15 万千瓦, 超过世界生产能力的 10%; 太阳能热水器生产能力达到 1800 万平方米, 比上年增长 200 多万平米, 累计使用量接近 1 亿平方米 ; 生物质能开发利用, 也有较大发展, 其中户用沼气池达到 1900 万多口, 大中型沼气设施 2000 多处, 沼气使用量超过 90 亿立方米 可再生能源年利用量总计为 2 亿吨标准煤 ( 不包括传统方式利用的生物质能 ), 约占一次能源消费总量的 8%, 比 2005 年上升了 0.5 个百分点, 其中水电为 万吨标准煤, 太阳能 风电 现代技术生物质能利用等提供 5000 万吨标准煤的能源, 为 2010 年实现可再生能源占全国一次能源的比例 10% 的目标迈出了坚实的一步 三 ) 可再生能源投资投入明显增加 由于 可再生能源法 的实施, 初步消除可再生能源投资的风险, 各类投资主体纷纷增加了对可再生能源产业的投入 国内大型国有企业, 包括国家电网公司 五大发电公司 三大石油集团 神华集团 长江电力以及一些升级的能源投资公司纷纷进入可再生能源市场, 上海电气 东方汽轮机和哈尔滨电气等大型装备集团也开始介入可再生能源制造业 ; 国际主要的风机制造企业或企业集团也开始进入我国的可再生能源市场 ; 我国的一些民营企业也开始大规模进入可再生能 ii

9 源市场, 目前太阳能产业基本上由民营资本所控制 同时, 风险投资和民间资本开始介入可再生能源投资市场 到 2006 年底, 大约有 15 家可再生能源公司 ( 或一些大公司的可再生能源部门 ) 分别在纽约 伦敦 香港 新加坡和国内等主要股票交易所上市总市值超过了 100 亿美元 规模最大的是无锡尚德太阳能公司, 市值最高时无锡尚德的市值总额高达 50 多亿美元 目前还有至少 20 多家企业等待和准备上市, 预计到 2007 年底, 可再生能源的上市企业有可能超过 20 家, 市值可能突破 200 亿美元 四 ) 可再生能源制造业发展开始快速起步 由于政策和市场方面的共同拉动, 投资, 特别是民营资本和风险投资的介入, 给可再生能源制造业注入了活力, 装备制造业, 特别是风电和太阳能制造业发展迅速, 截至到 2006 年底, 我国已有风电制造及相关零部件企业 100 多家, 其中大型风机整机生产企业 36 家, 国外独资企业 4 家 合资企业 3 家 国内企业 29 家, 国产风机在国内的市场份额明显提高,2006 年完成吊装的风电装备中, 国产设备比例已经超过 40%; 年生产能力超过 100 兆瓦的太阳能光伏电池制造企业超过十家, 其中进入世界十强的两家 ; 太阳能热水器制造企业发展到 3000 多家, 形成销售收入 10 亿人民币超过 10 家 同时吸引了国外大型装备制造集团的介入, 美国通用电气 西班牙歌美飒 丹麦的维斯塔斯 德国的恩德和印度苏司兰等国外大型风电制造企业已经开始在国内设厂, 我国可再生能源装备制造业开始形成 五 ) 我国可再生能源发展形成了良好的国际影响 我国颁布 可再生能源法 及其对推动可再生能源发展取得的成绩, 产生了良好的国际影响, 特别是 2005 年底召开的 北京国际可再生能源大会 2006 年在纽约召开的 世界可持续发展大会 八国集团首脑会等国际高层会议, 都高度评价了我国发展可再生能源的积极意义和作用 世界主要国家和国家集团, 都把可再生能源列入与中国合作的重要内容 ; 例如, 欧盟自 2006 年起, 可再生能源研发项目大多对我国开放, 亚太六国清洁发展和气候变化合作伙伴计划将可再生能源列为主要内容 ; 东盟与我国的合作框架协议也将发展可再生能源的合作放在重要位置 同时, 发展可再生能源已经成为中国实质性减排温室气体的主要技术选择 我国政府已经批准的清洁发展机制项目中,70% 以上是可再生能源 因此我国发展可再生能源对于维护能源供应安全 减排温室气体 保护全球环境产生了积极的影响 iii

10 0.3 水能水能资源是我国最重要的可再生能源资源之一 根据 2003 年全国水能资源复查成果, 全国水能资源技术可开发装机容量为 5.42 亿千瓦, 年发电量 2.47 万亿千瓦时 ; 经济可开发装机容量为 4 亿千瓦, 年发电量 1.75 万亿千瓦时, 按经济可开发年发电量重复使用 100 年计算, 水能资源占我国常规能源剩余可采储量的 40% 左右, 仅次于煤炭 水能资源分布广泛, 从地域上看主要分布在西部地区, 约 70% 在西南地区, 并主要集中在长江 金沙江 雅砻江 大渡河 乌江 红水河 澜沧江 黄河和怒江等大江大河的干流上, 总装机容量约占全国经济可开发量的 60%, 具有集中开发和规模外送的良好条件 到 2006 年底, 全国水电总装机容量达 1.25 亿千瓦, 占全国总发电装机容量的 19%, 年发电量为 3900 亿千瓦时, 占全国总发电量的 13% 其中小水电约 4000 万千瓦, 年发电量约 1400 亿千瓦时, 担负着全国近二分之一国土面积 三分之一的县 四分之一人口的供电任务 全国已建成 653 个农村水电初级电气化县, 并正在建设 400 个适应小康水平的以小水电为主的电气化县 我国水电勘测 设计 施工 安装和设备制造均达到国际水平, 已形成完备的产业体系 根据我国中长期能源和可再生能源规划, 到 2020 年, 我国水电装机容量将达到 3 亿千瓦, 其中小水电 7500 万千瓦, 占水能经济可开发量的 75%, 基本接近发达国际水平 ;2030 年前后, 我国水电基本开发完毕, 装机容量在 3.5 亿千瓦左右, 发电量在 1.5 万亿千瓦时上下 若按人均 1 千瓦的电力需求计算, 约占届时我国发电装机总容量的 23% 左右, 因此, 水电始终在我国的能源供应中占据重要位置 0.4 生物质能生物质能资源种类繁多, 利用技术多样 生物质能包括农作物秸秆 林业剩余物 油料植物 能源作物 生活垃圾和其它有机废弃物 目前, 每年可作为能源使用的农作物秸秆资源量约为 1.5 亿吨标准煤, 林业剩余物资源量约 2 亿吨标准煤, 小桐子 ( 麻疯树 ) 油菜籽 蓖麻 漆树 黄连木和甜高粱等油料植物和能源作物潜在种植面积可满足年产 5000 万吨生物液体燃料的原料需求 工业有机废水和禽畜养殖场废水资源量, 理论上可以生产沼气近 800 亿立方米, 相当于 5700 万吨标准煤 根据目前我国生物质能利用技术状况, 生物质能利用重点将是生物质发电 沼气和生物质液体燃料等 我国的沼气利用技术基本成熟, 尤其是户用沼气, 已经有几十年的发展历史 iv

11 自 2003 年, 农村户用沼气建设被列入国债项目, 中央财政资金年投入规模超过 10 亿元, 在政府政策的大力推动下, 户用沼气已经形成了规模市场和产业 ; 自 2000 年, 畜禽场 食品加工 酒厂 城市污水处理厂等的大中型沼气工程也开始发展, 到 2005 年底, 全国已经建设农村户用沼气池 1870 万口, 生活污水净化沼气池 14 万处, 畜禽养殖场和工业废水沼气工程达到 2000 多处, 年产沼气约 90 亿立方米, 为近 8000 万农村人口提供了优质的生活燃料 同时, 随着沼气技术不断进步和完善, 我国的户用沼气系统和零部件基本实现了标准化生产和专业化施工, 大部分地区建立了沼气技术服务机构, 具备了较强的技术服务能力 大中型沼气工程工艺技术成熟, 已形成了专业化的设计和施工队伍, 服务体系基本完备, 具备了大规模发展的条件 近期的发展重点是继续扩大农村地区的户用沼气 特别是与农业生产结合的沼气技术的应用范围, 在城镇发展以大型畜禽养殖场沼气工程和工业废水沼气工程为气源的集中供气 目标是到 2010 年和 2020 年, 沼气年利用量达到 190 亿和 440 亿立方米 除沼气外, 我国其它生物质能技术的应用仍处于产业化发展初期 在生物质发电方面, 已经基本掌握了农林生物质发电 城市垃圾发电 生物质致密成型燃料等技术, 但目前的开发利用规模还有待扩大 到 2006 年, 全国生物质发电装机容量超过 220 万千瓦, 其中蔗渣发电 170 万 kw, 碾米厂稻壳发电 5 万 kw, 城市垃圾焚烧发电 40 万 kw, 此外还有一些规模不大的生物质气化发电的示范项目 2006 年, 随着国家对解决三农问题政策和生物质发电价格政策等的出台, 国内开始掀起秸秆 林木废弃物发电的热潮, 中央和地方政府总计核准了 39 个项目, 合计装机容量为 万千瓦, 预计投资预计为 亿元, 截止到 2006 年底, 投产 5.4 万千瓦 生物制气化以及垃圾填填埋气发电,2006 年投产 3 万千瓦, 在建的有 9 万千瓦 目前全国已有 10 多个生物质直燃发电项目在建, 装机规模超过 20 万千瓦 但是, 对于达到 2010 年和 2020 年生物质发电装机 500 万千瓦和 3000 万千瓦的发展目标, 需要解决资源分散 原料收集成本高 原料供应的连续性和保证度等问题 在生物液体燃料方面, 为了缓解石油供需矛盾, 国家积极推进生物液体燃料技术的研发和试点示范工作 十五 期间国家批准建设了 4 个以陈化粮为原料的生物燃料乙醇生产试点项目, 形成年生产能力 102 万吨, 自 2004 年, 在黑龙江 吉林 辽宁 河南 安徽 5 个省及河北 山东 江苏 湖北 4 个省的 27 个地市开展车用乙醇汽油试点工作 近期内我国重点的技术研发方向是利用非粮食原料 ( 主要为甜高梁 木薯以 v

12 及木质纤维素等 ) 生产燃料乙醇技术和以小桐子等油料作物为原料制取生物柴油, 并建设规模化原料供应基地, 建立生物质液体燃料加工企业 目前, 以甜高粱 木薯为原料的燃料乙醇和以小桐子为原料制取生物柴油已开展了小规模试验, 为我国大规模开发利用生物液体燃料积累了经验 到 2010 年, 燃料乙醇的年生产能力达到约 200 万吨, 生物柴油的年生产能力达到 20 万吨, 总计年替代 200 万吨成品油 与此同时, 我国的部分企业正在研究开发以秸秆 木材等非粮食为原料的生物液体燃料技术, 并取得了一定的突破, 可望在 2010 年前后形成规模化生产能力 0.5 风力发电我国幅员辽阔, 海岸线长, 风能资源比较丰富 风能资源总量约为 32 亿千瓦, 初步估算可开发利用的风能资源约 10 亿千瓦 风能资源丰富的地区主要分布在东南沿海及附近岛屿, 内蒙古 新疆和甘肃河西走廊, 东北 西北 华北和青藏高原的部分地区 另外, 内陆也有个别风能资源丰富的地区 我国的并网风电从上世纪 80 年代开始发展, 十五 期间, 风电发展非常迅速, 总装机容量从 2000 年的 35 万千瓦增长到 2006 年的 260 万千瓦 ( 见图 1), 年均增长率达到 30% 风电装机容量在 2004 年位居世界第 10, 到 2006 年底上升为世界第 6 位 累计装机 当年装机 图 1 我国风电装机容量增长情况 ( 单位 : 兆瓦 ) vi

13 从 2003 年开始, 国家连续组织四期风电特许权项目, 以上网电价和设备的本地化率为条件, 通过招标选择投资者 四期项目确定了 245 万千瓦建设规模, 同时有效地降低了风电的上网电价, 促进了风电投资多元化, 提高了风电装备国产化和本地化的能力和活力 目前, 我国已经基本掌握单机容量 750 千瓦及以下大型风力发电设备的制造技术,2006 年自主研发的直驱和引进技术消化吸收研制的 1.2 兆瓦风电机组已经投入试运行,1.5 兆瓦风电机组已经下线和吊装成功,2 兆瓦级及以上的风电机组正进入研制阶段, 在国家风电设备国产化政策的有力推动下, 风电设备零部件制造水平也有了较大提高, 具备了齿轮箱 叶片 电机等关键零部件制造能力, 外商已开始在我国采购风电设备零部件 2006 年在风电新增市场份额中, 国内产品占 45%, 比 2005 年提高了 10 个百分点, 国外产品占 55%; 在累计市场份额中, 国内企业 33%, 国外企业占 67% 据不完全统计,2006 年底, 我国风电制造及相关零部件企业 100 多家, 其中大型风机整机生产企业 36 家, 国外独资企业 4 家 合资企业 3 家 国内企业 29 家 2006 年已经具备批量生产能力的国内企业主要是新疆金风 浙江运达 大连华锐 东方汽轮机等 其中金风科技在市场份额中占据主导地位 在大型风机零部件供应方面齿轮箱 桨叶 电机的生产能力也有较大突破, 都具备了年供应上千套整机生产的能力 在风电开发建设方面, 我国已经建成了 100 多个风电场, 掌握了风电场运行管理的技术和经验, 培养和锻炼了一批风电设计和施工的技术人才, 为风电的大规模开发和利用奠定了良好的基础 总之, 我国的并网风电已经开始进入规模化发展阶段 此外, 我国还有约 70 家单位从事离网风电产业相关的业务, 其中大专院校 科研院所 35 家, 生产企业 23 家, 配套企业 12 家 ( 含蓄电池 叶片 逆变控制器等 ), 年产量较大的企业有江苏神州 内蒙古龙信博 内蒙古天力和广州红鹰以及北京博力 ( 外资企业 ) 等, 我国已经形成了单个系统容量从 100 瓦到 10 千瓦的系列成熟的小风机产品,2006 年共计生产小型风机 3 万多台 我国已经形成了世界上最大的小风机产业和市场, 到 2006 年, 已经推广了 35 万台小型风机 ( 总容量约 7 万千瓦 ) 用于边远地区居民用电, 估计目前有约 30 万台小风机在用 在 2005 年生产的 多台小风机中, 有 5800 多台出口到全球 24 个国家和地区, 创造了很好的经济和社会效益 根据国家发展规划中提出的目标, 到 2010 年和 2020 年, 全国风电总装机 vii

14 容量将达到 500 万千瓦和 3000 万千瓦 十一五 期间, 将在我国风能资源丰富的地区, 即东部沿海和西北 华北和东北地区, 建设 30 个左右十万千瓦等级的大型风电项目, 从而在江苏 河北 内蒙古等地形成数个百万千瓦风电基地, 营造出风电场开发的广阔市场 从 2006 年的发展形势判断,2010 年的风电装机 500 万千瓦的目标可以在 2008 年底, 即提前两年完成,2020 年实现装机容量 3000 万千瓦的目标前景良好 风电发展的长期目标是, 经过 年的准备, 大约在 2020 年前后, 使得风电能够与其他常规能源发电技术相竞争, 成为火电 水电之后的第三大常规发电电源, 至少达到装机容量 3000 万千瓦, 积极创造条件实现 1 亿千瓦, 占届时发电装机容量的 10% 2040 年或 2050 年实现 5 亿乃至 10 亿千瓦, 在届时的发电装机和发电量中占据 20% 以上 为了实现这一战略目标, 需要利用 5-10 年的时间, 在 2010 至 2015 年期间, 建立起具有国际竞争力的风电产业体系, 为实现长期目标奠定技术和产业基础 世界各国普遍看好我国的风电市场, 认为中国有希望在 2020 年以后超过德国和美国, 成为世界最大的风电装机国和最大的风电设备供应国 世界风能理事会还预计,2020 年, 我国风电装机有可能达到 1.5 亿千瓦 总之, 我国风能资源丰富, 电力需求充足, 有可能成为世界上最重要的风电市场之一 0.6 太阳能我国太阳能较丰富的区域占国土面积的 2/3 以上, 年辐射量超过 60 亿焦耳 / 平方米, 每年地表吸收的太阳能大约相当于 1.7 万亿吨标准煤的能量, 具有良好的太阳能利用条件, 特别是西北 西藏和云南等地区, 太阳能资源尤为丰富 太阳能光伏发电是目前成熟的技术, 其应用的市场障碍主要是成本过高以及硅材料的短缺, 目前光伏发电的成本仍在 4~6 元 / 千瓦时左右, 与商业化应用有相当的距离 但是, 自 2004 年, 在国际光伏市场尤其是德国 日本市场的强大需求的拉动下, 我国的光伏产品生产能力迅速扩张, 包括晶体硅片和太阳能电池的生产能力 以及太阳能电池组件的封装能力都大为增加, 形成了一批具有国际竞争力和国际知名度的光伏电池生产企业 2000 年, 我国光伏组件的生产能力不到 10 兆瓦, 但截止到 2006 年底, 我国光伏电池的生产环节包括高纯度硅材料 硅锭 硅片 电池和组件生产能力分别达到生产能力分别为 25 兆瓦 580 兆瓦 500 兆瓦 1400 兆瓦和 1087 兆瓦, 据世界第三位, 出现了跳跃式发展 自 2006 年, 一些光伏生产企业又鉴于光伏产业链的发展不平衡的局面, 即上游 viii

15 环节 ( 硅锭 / 片的生产 ) 能力小, 下游环节 ( 组件的封装 ) 能力大, 造成国际市场多晶硅原料的紧缺和涨价, 开始考虑投资硅材料的生产, 有望在 2008 年前后形成一定规模的生产能力, 估计 2010 年我国的光伏发电产品产量可能突破 1000 兆瓦, 成为世界最大的光伏电池生产国 在太阳能光伏市场应用方面, 年, 国家组织实施了 送电到乡 工程, 中央和地方财政共安排 47 亿元的资金, 在内蒙古 青海 新疆 四川 西藏和陕西等 12 个省 ( 市 区 ) 的 1065 个乡镇, 建设了一批独立的光伏 风光互补 小水电等可再生能源电站, 其中光伏电站占大部分, 应用了 1.7 万千瓦的光伏电池, 促进了国内光伏产业的兴起 但由于光伏发电价格高昂, 与主要依赖于国际市场的蓬勃发展的产业相比, 国内光伏市场发展步伐稍缓, 但一直处于稳步发展上升状态 特别是各地结合城镇建设, 推广屋顶计划 路灯等太阳能发电产品得应用, 使得我国光伏发电应用成上升趋势 到 2006 年, 累计光伏发电容量为 8 万千瓦, 其中 42% 为独立光伏发电系统, 用于解决电网覆盖不到的偏远地区居民用电问题, 此外, 通信等工业领域和光伏消费品的市场份额也在增长 考虑到经济成本和支持我国光伏产业持续发展的需要, 我国的光伏发电采取了稳步发展的原则和策略 在今后 5~10 年内, 我国的光伏发电系统的应用一方面还将以采用户用光伏发电系统和建设小型光伏电站为主, 来解决偏远地区无电村和无电户的供电问题, 将建设光伏发电 20 万千瓦, 为 200 万户偏远地区农牧民 ( 即目前我国 1/3 的无电人口 ) 提供最基本的生活用电 ; 另一方面, 借鉴发达国家发展屋顶系统的经验, 在经济较发达 城市现代化水平较高的大中城市, 在公益性建筑物和其他建筑物以及在道路 公园 车站等公共设施照明中推广使用光伏电源 此外, 还将开展大型并网光伏系统的示范, 为在光伏发电成本下降到一定水平时开展大型并网光伏系统的大规模应用作准备 到 2010 年和 2020 年, 光伏系统的这 3 个方面的应用总量将达到约 40 万千瓦和 180 万千瓦 ix

16 生产能力年产量累计应用量 图 2 我国光伏电池的组件生产能力 年产量 累计市场应用量 ( 单位 : 兆瓦 ) 在太阳能热利用方面, 目前最广泛应用的技术是太阳能热水器, 主要用于提供生活洗浴热水, 为提高中小城市居民的生活质量发挥了重要作用 到 2006 年, 我国太阳能热水器总集热面积运行保有量约 万平方米, 年生产能力超过 2000 万平方米, 比 2005 年增长 20%, 使用量和年产量均占世界总量的一半以上 太阳能热水器已基本实现了商业化, 形成原材料加工 产品开发制造 工程设计和营销服务的产业体系, 同时带动了玻璃 金属 保温材料和真空设备等相关行业的发展, 成为一个产业规模迅速扩大的新兴产业, 目前有 1300 多家有一定规模的太阳热水器生产企业 尤其是我国自主创新的真空管热管技术, 技术水平居于世界领先地位, 真空管热水器在我国得到广泛应用, 年产量超过 1600 万平方米, 占世界真空管热水器市场的 90% 以上 同时真空管热水器以其优良的性能, 出口亚洲 欧洲 非洲等几十个国家 近年来, 随着与建筑结合技术水平的不断提高, 我国建设完成了一批太阳能热水器与建筑结合项目, 太阳能热水器与房地产项目同步设计 同步施工 同步验收的理念逐步被建筑行业所接受 建设社会主义新农村活动的开展, 为太阳能热水器在农村地区的推广应用提供一个很好的契机, 越来越多的农村的新村改造项目使用太阳能热水器, 北京等一些地区还开始利用太阳能热水器为农户供暖 2005 年底, 建设部颁布了太阳能热水系统与建筑结合的技术规范, 之后, 一些地区还推出了太阳能热水器强制应用的政策, 进一步扩大了太阳能热水器的市 x

17 场 保有量 年生产量 图 3 我国太阳能热水器生产规模和保有量 ( 单位 : 万平方米 ) 除了太阳能热水器外, 我国正在开发和扩大太阳能热利用的领域, 包括太阳能供暖 制冷空调 海水淡化 工业加热等诸多领域, 已经开始前期的研究和示范系统建设工作 根据 2006 年的统计数据, 如果不考虑水电和传统的生物质利用, 在我国 5000 万吨标准煤的其它可再生能源利用量中, 太阳能热水器就提供了 1/3 以上 太阳能资源潜力巨大, 热水器利用技术成熟, 具有经济性和市场竞争力, 在我国的热水器市场方面出现了电热水器 燃气热水器和太阳能热水器并驾齐驱的局面, 因此太阳能热利用在我国的可再生能源利用中, 甚至在今后的能源的供应中能够扮演一个重要的角色 我国将继续在城镇推广普及太阳能与建筑结合 太阳能集中供热水工程, 并建设太阳能采暖和制冷示范工程 在农村和小城镇推广户用太阳能热水器 目标是到 2010 年, 全国太阳能热水器总集热面积达到 1.5 亿平方米, 加上其它太阳能灶 太阳房等太阳能热利用, 年替代能源量将超过 5000 万吨标准煤以上 0.7 其它可再生能源技术除了风能 生物质能和太阳能之外, 地热 海洋能也是开发潜力很大 具有 xi

18 利用价值的新能源和可再生能源, 并且在一定程度上得到开发和利用, 在一些不同的场合发挥着作用 地热能利用可分为发电利用和直接利用两个方面 发电的地热流体要求温度较高, 一般要求 150 甚至 200 以上才比较经济 我国高温地热资源地区分布有限, 主要集中在西藏 云南的横断山脉一线, 已经进行了资源勘探和开发的地区, 主要集中在西藏的羊八井和云南的腾冲 目前全国地热装机总量为 兆瓦, 其中 88% 都集中在西藏, 羊八井是我国目前唯一的具有一定规模的地热电站, 并且由于地热发电对资源要求条件高, 年, 我国没有建设新的地热电站 2004 年, 装机 48.8 兆瓦的滇西腾冲地区地热电站一期开始建设, 建成后, 将成为我国大陆建造的第 2 座具有一定生产规模的地热电站 地热直接利用要求的热水温度相对较低, 中低温地热资源都可以加以利用, 如采暖 温室种植 洗浴 治疗等 我国的地热资源以中低温为主, 遍布全国各处 在中低温地热的直接利用方面, 我国从上世纪 90 年代开始, 逐步加大了开发力度, 地热热利用以年均 10% 的速度增长, 尤其北方地区加大了以地热供热 ( 采暖和生活用水 ) 为主的开发力度 2005 年地热供暖面积达 3000 万平方米, 并为约 60 万户居民提供生活热水 地源热泵的应用, 是地热直接利用领域中的一项重要的技术革新, 作为分布式热源得到市场的青睐 热泵可以利用遍布的低温地热作为热源, 也可将目前我国北方地区大量被排放的 30~40 地热尾水再次利用, 扩大采暖面积 作为一种新兴能源型产业, 我国地热热泵的应用在 2000 年之后在大中城市的逐渐兴起 随着能源趋紧的形势, 热泵产业越来越受到社会各界的关注, 市场上出现了很多产品及品牌, 在办公楼 宾馆 住宅等领域热泵都有应用, 并且以年超过 10% 的速度在上升 地源热泵也将是我国今后地热应用的重点领域, 已经在建筑节能方面开始发挥积极作用 海洋能主要包括潮汐能 波浪能 海流能等 我国已经建设了 8 座潮汐电站, 近期正在探讨新的潮汐发电方式, 进行技术研究和师范 此外, 近些年来我国波浪能开发利用技术发展较快 自 七五 开始, 我国在波浪能转换效率 波浪能稳定输出和波浪能装置建造技术上都有了显著的提高 2004 年, 我国研制的波浪能独立发电系统, 在实验室成功地将平均功率 8 千瓦 波动值为 8 千瓦的不稳定的液压能转换为稳定的电能 2005 年, 又成功地实现了把不稳定的波浪能转化为稳定电能 截至 2005 年底, 我国已拥有 100 千瓦 20 千瓦岸式振荡水柱波能装置各一座 700 余个 1 千瓦以下装置 xii

19 0.8 发展前景分析 1) 我国可再生能源资源丰富 开发利用潜力巨大我国可再生能源资源丰富 每年地表吸收的太阳能大约相当于 1.7 万亿吨标准煤的能量 ; 风能资源量约为 32 亿千瓦, 初步估算可开发利用的风能资源约 10 亿千瓦, 按德国 西班牙 丹麦等风电发展迅速的国家的经验进行类比分析, 我国可供开发的风能资源量可能超过 30 亿千瓦 ; 海洋能资源技术上可利用的资源量估计约为 4~5 亿千瓦 ; 地热资源的远景储量为 1353 亿吨标准煤, 探明储量为 31.6 亿吨标准煤 ; 现有生物质能源资源总量达 7 亿吨标准煤, 通过品种改良和扩大种植, 生物能的资源量可以在此水平再翻一番 因此, 我国具有大规模开发可再生能源的资源条件和技术潜力, 可以为未来社会和经济发展提供足够的能源保障, 开发利用可再生能源大有可为 2) 世界可再生能源开发利用技术发展迅速近年来, 可再生能源在世界范围内得到迅速发展, 一些可再生能源技术的市场应用和产业, 如光伏发电 风电等年增长速度都在 20% 以上 ( 见图 4), 可再生能源已成为实现能源多样化 应付气候变化和实现可持续发展的重要替代能源, 尤其是近两年来, 随着国际石油价格大的波动以及 京都议定书 的生效, 可再生能源发展得到世界许多国家的广泛关注, 成为国际能源领域的热点 到 2006 年底, 世界风电装机总容量达到了 7500 万千瓦, 年装机容量接近 1500 千瓦, 成为继火电 水电和核电之后的第四大主要发电电源 ; 光伏发电年均增长速度超过了 60%, 生产能力接近 200 万千瓦, 总使用量接近 700 万千瓦 ; 生物液体燃料, 主要是燃料乙醇的年生产量已经超过了 3000 万吨, 在石油替代方面开始显现作用 从目前可再生能源的资源状况和技术发展水平看, 今后发展较快的可再生能源除水能外, 主要是生物质能 风能和太阳能 生物质能仍是最重要的可再生能源之一, 主要利用方式是发电 供热和生产液体燃料 风电技术已基本成熟, 经济性已接近常规能源, 在今后相当长时间内将会保持较快发展 太阳能发展的主要方向是光伏发电和热利用, 光伏发电的主要市场是发达国家的并网发电和发展中国家偏远地区的独立供电 太阳能热利用的发展方向是太阳能一体化建筑, 并以常规能源为补充手段, 实现全天候供热, 提高太阳能供热的可靠性, 在此基础上进一步向太阳能供暖和制冷的方向发展 总体来看, 最近 20 多年来, 大多数 xiii

20 可再生能源技术发展很快, 产业规模 经济性和市场化程度逐年提高, 预计在 年间, 大多数可再生能源技术可具有市场竞争力, 在 2020 年以后 将会有更快的发展, 并逐步成为主导能源 并网光伏发电风力发电生物柴油太阳能供热独立光伏发电地热供热生物酒精小水电生物质能源发电地热发电生物质能源供热大水电 % xiv

21 图 4 世界可再生能源增长速度 (%) 3) 政府扶植是可再生能源发展的根本动力尽管可再生能源在世界范围内发展迅速, 但是, 政府扶植是可再生能源的市场的存在和发展的根本原因 从目前的成本和价格水平来看, 风电成本大体上在 5-10 美分 / 千瓦时 生物质发电成本为 8-12 美分 / 千瓦时, 是燃煤发电成本两倍左右 ; 光伏发电成本大体上在 美分 / 千瓦时, 是燃煤发电成本的 5-10 倍左右 生物液体燃料的成本大体上折合每桶 美元 因此, 可再生能源的开发利用需要政府政策的支持 为了支持可再生能源发展, 在 1997 年欧盟就颁布了可再生能源发展白皮书, 制定了 2010 年可再生能源要占欧盟总能源消耗的 12%,2050 年可再生能源在整个欧盟国家的能源构成中要达到 50% 的宏伟目标 2001 年欧盟部长理事会提出了关于使用可再生能源发电指令的共同立场, 要求欧盟国家到 2010 年, 可再生能源在其全部能源消耗中占 12%, 在其电量消耗中可再生能源的比例达到 22.1% 的总量控制目标, 欧盟成员国根据该指令, 制定了本国的发展目标, 如英国和德国都承诺,2010 年和 2020 年可再生能源的比例将分别达到 10% 和 20%; 西班牙表示,2010 年其可再生能源发电的比例就可以达到 29% 以上 ; 丹麦制定了名为 21 世纪的能源 的能源行动计划,2030 年前, 可再生能源在整个国家能源构成中的比例将每年增加 1%; 北欧部分国家提出了利用风力发电和生物质发电逐步替代核电的战略目标 日本自 1993 年开始实施 新阳光计划, 以加速光伏电池 燃料电池 氢能及地热能等的开发利用,1997 年又宣布了 7 万太阳能光伏屋顶计划, 目标是到 2010 年安装 760 万千瓦的太阳能电池 在目标计划的支持下, 日本的太阳能光伏技术在 90 年代得到了长足的发展, 目前日本是世界上光伏发电技术和市场最快的国家 美国能源部提出了逐步提高绿色电力的发展计划, 制定了风力发电 太阳能发电和生物质能发电的技术发展路线图, 希望通过风力发电 太阳能发电 生物质能发电等来提高绿色能源的比例, 其中太阳能光伏发电预计到 2020 年将占美 xv

22 国发电装机增量的 15% 左右, 累计安装量达到 2000 万千瓦, 保持美国在光伏发电技术开发 制造水平等方面的世界领先地位 巴西政府早在 70 年代就开始实施生物液体发展计划, 发展以甘蔗为主要原料的乙醇燃料, 强制要求石油公司必须供应混合或纯乙醇汽车燃料 经过 30 多年的努力, 巴西成为生物液体燃料大国 年生产乙醇燃料 1500 多万吨, 不仅为上千万辆汽车和数百万辆摩托车提供燃料, 还向国外出口上百万吨 目前世界上有接近 50 个国家分别出台了不同的政策, 扶持可再生能源发展, 因此, 可再生能源市场的繁荣是政府支持的结果 4) 我国可再生能源战略地位明确, 发展任重道远根据我国中长期能源规划研究,2020 年之前, 我国基本上可以依赖常规能源满足国民经济发展和人民生活水平提高的能源需要,2020 年, 在我国能源需求总量超过 30 亿吨标准煤之后, 可再生能源的战略地位将日益突出, 届时需要可再生能源提供数亿吨乃至十多亿吨标准煤当量的能源 因此, 我国发展可再生能源的战略目的将是 : 最大限度地提高能源供给能力, 改善能源结构, 实现能源多样化, 切实保障能源供应的安全 第一步, 首先在 2020 年达到可再生能源发电装机 3.6 亿千瓦, 约占全国发电装机总容量的 35% 左右 要实现这样的目标, 需要加快开发有市场竞争优势的水电 太阳能热利用和地热等可再生能源, 要使大多数资源得到合理利用, 到 2020 年达到较高的利用水平, 并大力推进风力发电 生物质发电 太阳能发电 具体的发展目标是 : 到 2010 年, 小水电 风力发电 生物质发电 地热发电和太阳能发电装机容量总计达到约 1.91 亿千瓦, 约占全国发电装机总容量的 30% 左右, 其中水电 1.8 亿千瓦, 风力发电 500 万千瓦, 生物质发电 550 万千瓦, 太阳能发电 50 万千瓦 ; 到 2020 年, 可再生能源发电装机容量达到 3.6 亿千瓦, 约占全国总发电装机容量的 35%, 其中水电 3 亿千瓦 风力发电 3000 万千瓦 生物质发电 3000 万千瓦, 太阳能发电达到 200 万千瓦 同时, 大力发展可再生能源供热 生物液体燃料等, 争取到 2020 年可再生能源供应能力达到 5.4 亿吨标准煤 第二步, 大幅度提高可再生能源在整个能源消费中的比例, 参照发达国家的经验, 在 2050 年实现可再生能源满足能源需求的 30 到 40% 的战略目标 实现这样的目标需要 : 风力发电在 30 年后发电装机可能超过核电, 成为第三大发电电源,2050 年后可能超过水电, 成为第二大主力发电电源, 形成 3 到 5 亿千瓦 xvi

23 的装机能力 2020 年和 2030 年期间, 我国水电资源将基本得到开发, 届时可以形成 亿千瓦的装机水平 太阳能热水器 2050 年达到 10 亿平方米以上, 替代 6000 亿千瓦时的电量, 替代高峰电力 4 亿千瓦,2040 年太阳能发电装机将超过 2 亿千瓦 同时, 我国还必须开发利用相当规模的生物质能 海洋能 地热能等其他形式的可再生能源, 满足 2050 年的能源结构优化和能源需求的总量目标 5) 可再生能源发展不能一蹴而就, 必须持之以恒我国可再生能源发展经过了三十多年的努力, 有了今天的发展局面, 然而, 可再生能源的发展仍然任重道远, 需要继续做出锲而不舍的努力 可再生能源与常规能源的最大区别在于, 它可以把存在于自然界的能源, 通过机械装备制造业生产出来的装备, 将能源直接从自然界中生产出来 由于可再生能源的发展依赖于装备制造业的发展, 因此, 可再生能源技术的发展, 可能又是新一轮的能源领域的国际竞争, 它就像上世纪人们千方百计地寻找煤炭 石油和天然气一样, 谁掌握了可再生能源的装备技术, 谁就拥有了开发利用可再生能源的主动权 但是可再生能源装备制造技术的发展依赖于一个国家装备制造业的总体水平 可以说, 可再生能源的发展是以现代制造技术为基础的新型产业, 它首先在世界制造业的大国, 如美国 日本和欧洲一些国家特别是德国等率先发展, 然后逐步在印度 巴西 中国等一些具有制造业基础的大国发展 尽管, 我国的改革开放已 30 年, 装备制造业有了一定的基础, 但是与欧美日等国的差距还十分明显, 在可再生能源的领域差距也很大, 主要表现在 : 研发力量薄弱, 没有掌握独立自主的风力发电设备设计和制造技术, 风机的生产主要依赖生产许可证等技术转让或依赖进口 ; 光伏发电缺乏创新能力, 光伏电池生产的关键设备和原材料依赖进口, 尚未掌握纤维素大规模生产生物液体燃料的关键技术 企业跟风盲目发展 由于 可再生能源法 的出台, 许多企业认为这是商机, 不看市场, 盲目发展 目前投资风力发电制造业的企业总数超过 30 家, 是世界其他国家风力发电机制造企业总数的 3 倍左右, 光伏电池生产能力已经接近世界产能的 50% 左右, 生物液体燃料的生产也是遍地开花, 在成本居高不下, 市场需求不足的情况下, 要求政府进一步出台新的激励政策的呼声很高 然而, 可再生能源技术发展不能一蹴而就, 需要循序渐进的发展 欧洲 美国通过近三十的努力, 使得风电从 1970 年代的每千瓦时接近 1 美元, 价降到目前 5-10 美分, 根据欧洲风能协会估计, 还需要 年, 即到 2015 年或 2020 xvii

24 年, 风电才有可能与常规电力相竞争 太阳能光伏发电的成本虽然由原来接近 3 美元 / 千瓦时, 下降到目前的 美分 / 千瓦时, 但是仍然是常规发电技术成本的 10 倍左右, 根据美国能源部太阳能发电技术路线图的数据, 只有到 2050 年, 光伏发电的成本才有可能降到 7 美分 / 千瓦时左右, 方可与常规发电技术相竞争 生物液体燃料需要石油维持在每桶 60 美元的价格水平时才有竞争力, 实现这样的目标, 最短的时间也需要 10 到 20 年的努力 我国可再生能源潜力巨大, 但是发展任重道远, 不可能一蹴而就, 需要循序渐进发展方式 需要持之以恒的长期和艰苦努力 需要政府 专家和企业家乃至整个社会的共同努力 可再生能源发展要做到 : 1) 全面发展, 分类指导 从长远的目标考虑, 各种可再生能源都需要发展 但是由于可再生能源技术种类 发展和成本水平有很大差异, 需要在全面发展的同时, 做出分类指导 : 对技术成熟, 市场发展条件好的技术, 例如太阳能热水器技术, 尽快出台强制应用措施, 全面推广 ; 对接近商业化发展的风力发电技术,2015 年之前, 重点抓好产业化建设, 为此后的大规模发展奠定基础 ; 太阳能发电, 要适度发展, 重点放在技术研发上面, 以必要的市场规模, 促进技术进步与发展 ; 生物液体燃料在开放市场的同时, 重点攻克纤维素生产液体燃料的技术和工艺路线 2) 重视研发, 夯实基础 技术研发和创新是可再生能源发展的关键, 加强机构能力建设和人员培训, 是落实可再生能源战略目标的重要步骤 为此, 急需采取一些必要的措施 : 其一, 在主要综合大学 重要的工程技术院校和高等技工学校等开设可再生能源技术课程和设立中短期专业技能培训计划, 迅速培养一批高水平的可再生能源专家, 建立一支能战斗的工程技术人员队伍 ; 其二, 整合现有可再生能源研究队伍, 组建国家可再生能源中心, 围绕实现 2020 年及其以后可再生能源发展的战略目标, 组织研究国家可再生能源发展的技术路线和战略措施, 组织研究重大 重要和关键技术, 在关键领域形成有战斗力的研发队伍 ; 此外, 成立中国可再生能源企业协会, 协助各级政府, 团结可再生能源企业, 提高企业素质和技术水平 总之要重视研发 重视队伍建设, 夯实可再生能源发展的研发基础 3) 循序渐进 持之以恒 世界发展可再生能源比较成功的国家, 都编制了相关技术发展的国家路线图, 根据路线图, 循序渐进 持之以恒的 xviii

25 发展 我国是世界制造业大国, 有掌握大规模生产可再生能源装备的工业基础, 并拥有世界上最大的能源市场, 或最大的潜在市场, 有能力成为世界上最重要的可再生能源技术研发 装备制造和应用的国家 因此, 要吸取国际先进经验, 编制国家的可再生能源发展技术路线图, 依据我国从世界制造业大国向创造大国发展的战略, 在可再生能源领域实施技术和体制创新, 依据市场和装备制造业两个优势, 按照既定的目标, 脚踏实地 循序渐进 持之以恒, 逐步发展可再生能源开发利用的大国 4) 集中力量, 统一部署 国务院能源主管部门, 对全国的可再生能源的开发和利用实施统一的管理, 可以做到, 统筹规划 统一部署, 利用有限的人力和物力, 提高可再生能源开发的总体效率 但是目前的形势是 : 价格由国务院价格主管部门制定, 专项资金由国务院财政主管部门制定, 研发计划由国务院科技主管部门制定, 国务院能源主管部门的协调职能就大大弱化, 形同虚设, 因此造成了不同职能部门之间各自为政 力量分散 甚至形成利益冲突, 使得本来就薄弱的扶持政策不能发挥应有的作用 因此应该由国家能源主管部门统一协调可再生能源发展中的政策问题, 集中力量, 统一部署和协调发展 xix

26 1 可再生能源法与可再生能源产业 1.1 可再生能源法产生的背景长期以来, 我国在能源建设过程中出台了各种政策来推动包括可再生能源在内的新能源的发展, 但我国能源立法的进程一直比较缓慢, 因此诸多与可再生能源相关的政策没有能够及时上升为法律, 随着我国能源立法工作的逐步展开, 一些相关法律对可再生能源发展问题都予以关注, 如 电力法 节约能源法 建筑法 大气污染防治法 等法律中都有部分条款涉及促进可再生能源的发展 但是, 总体来看, 在 可再生能源法 出台之前, 可再生能源的发展主要通过部门规章予以调整, 例如, 原国家计委制定的 新能源基本建设项目管理的暂行规定 (1997 年 ) 国家环境保护总局颁布的 秸秆禁烧和综合利用管理办法 (2003 年 ) 等 国家计委 国家科委 国家经贸委在 1995 年共同制定了 1996~2010 年新能源和可再生能源发展纲要, 提出了 九五 以至 2010 年新能源和可再生能源的发展目标 任务以及相应的对策和措施, 成为其后我国发展可再生能源的重要依据 当然, 由于我国可再生能源立法的严重缺失以及可再生能源发展本身的部分非市场性属性, 可再生能源还无法形成可以有效吸引国内外投资的成熟 独立产业 随着我国经济的飞速发展, 能源供需矛盾日益突出, 能源问题日益严重, 传统能源开发利用造成的环境问题日益恶化, 加快发展可再生能源成为我国的重大能源战略选择 为了推进可再生能源的开发利用, 克服可再生能源开发利用所面临的法律和政策障碍,2003 年十届全国人大常委会把制定 中华人民共和国可再生能源法 列入了 2003 年立法计划 在国务院有关部门和有关科研院所以及社会团体的共同参与下, 全国人大环境与资源保护委员会于 2004 年 12 月完成了 中华人民共和国可再生能源法 ( 草案 ) 的起草工作, 并提请全国人大常委会审议 经十届全国人大常委会第十三次会议和第十四次会议审议, 中华人民共和国可再生能源法 ( 以下简称 可再生能源法 ) 于 2005 年 2 月 28 日通过 1.2 可再生能源法基本制度世界各国把可再生能源的开发利用作为满足现实能源需求和解决未来能源问题的重要战略措施 从多数国家的经验来看, 均明确了发展可再生能源是国家的责任, 而开发和利用可再生能源所形成的额外费用只有通过全民承担的方 1

27 式来解决, 才有可能大规模地开发和利用可再生能源 在我国现阶段, 政府是开发利用可再生能源的重要推动力量, 但是, 政府推动发展可再生能源的目的是加速其实现商业化和规模化, 政府的职责主要体现在营造市场 制定市场规则和规范市场等, 通过市场机制引导市场主体开发利用可再生能源, 激励市场主体开发利用可再生能源资源 因此, 在 可再生能源法 中, 构建了五项重要的制度, 即总量目标制度 强制上网制度 分类电价制度 费用分摊制度和专项资金制度 (1) 总量目标制度 可再生能源产业是一个新兴产业, 处于商业化发展的初期, 其开发利用存在成本高 风险大 回报率低等问题, 投资者往往缺乏投资的经济动因, 因而可再生能源的开发利用不可能依靠市场自发形成 对这种具有战略性 长期性 高风险 低收益的新型基础产业, 在尊重市场规律的基础上, 必须依靠政府积极的推动, 而政府推动的主要手段是提出一个阶段性的发展目标 一定的总量目标, 相当于一定规模的市场保障, 采用总量目标制度, 可以给市场一个明确的信号, 国家在什么时期支持什么 鼓励什么 限制什么, 可以起到引导投资方向的作用 总量目标制度是可再生能源法的核心和关键, 是政府推动和市场引导原则的具体体现 (2) 强制上网制度 实施强制上网制度, 是由可再生能源的技术和经济特性所决定的, 因为可再生能源是间歇性的能源, 电网从安全和技术角度甚至自身的经济利益出发对可再生能源发电持一种忧虑和排斥的心态 在现有技术和经济核算机制条件下, 大多数可再生能源的产品 ( 例如风力发电和生物质能发电 ) 还不能与常规能源产品相竞争, 因此实行可再生能源电力强制上网制度, 是在能源销售网络实施垄断经营和特许经营的条件下, 保障可再生能源产业发展的基本制度 实行强制上网制度, 可以起到降低可再生能源项目交易成本 缩短项目准入时间 提高项目融资的信誉度等作用, 有利于可再生能源产业的迅速发展 (3) 分类电价制度 可再生能源商业化开发利用的重点是发电技术, 制约其发展的主要因素是上网电价 由于可再生能源发电成本明显高于常规发电成本, 难以按照电力体制改革后的竞价上网机制确定电价, 在一定的时期内对可再生能源发电必须实行政府定价 随着电力体制改革, 实施发电竞价上网, 是电力市场改革的正确方向 因此对于可再生能源发电, 需要建立分类电价制度, 即根据不同的可再生能源技术的社会平均成本, 分门别类地制定相应的固定电价或招标电价, 并向社会公布 投资商按照固定电价确定投资项目, 减少了审批 2

28 环节 ; 电网公司按照发电电价全额收购可再生能源系统的发电量, 减少了签署购电合同的谈判时间和不必要的纠纷, 从而降低了可再生能源发电上网的交易成本 (4) 费用分摊制度 可再生能源由于受技术和成本的制约, 目前除水电可以与煤炭等化石能源发电相竞争外, 其它可再生能源的开发利用成本都比较高, 还难以与煤炭等常规能源发电技术相竞争 可再生能源资源分布不均匀, 要促进可再生能源的发展, 就要采取措施解决可再生能源开发利用高成本对局部地区的不利影响, 想办法在全国范围分摊可再生能源开发利用的高成本 费用分摊制度的核心是落实公民义务和国家责任相结合的原则, 要求各个地区, 相对均衡地承担发展可再生能源的额外费用, 体现政策和法律的公平原则 实施费用分摊制度后, 地区之间, 企业之间负担公平的问题可以得到有效的解决, 从而可以促进可再生能源开发利用的大规模发展 (5) 专项资金制度 缺乏有效和足够的资金支持一直是可再生能源开发利用中的一大障碍, 而可再生能源开发利用能否持续发展, 在一定程度上取决于有没有足够的资金支持 建立费用分摊制度主要解决了可再生能源发电的额外成本问题, 其它可再生能源开发利用的资金瓶颈仍需要专门的渠道解决, 因此法律中提出设立可再生能源专项资金, 专门用于费用分摊制度无法涵盖的可再生能源开发利用项目的补贴 补助和其他形式的资金支持 1.3 可再生能源法配套法规及主要内容为了兼顾各地不同情况, 在 可再生能源法 中, 很多条款只是制定了基本原则 就法律本身来讲, 还不具备实施的条件, 其有效实施有赖于国务院及其有关部门适时出台配套的行政法规 规章 技术规范, 地方政府适时出台符合地方具体情况的地方性法规 规章 为了保证 可再生能源法 的顺利实施并增强法律实施的有效性和操作性, 在法律通过后不久, 全国人大和国务院有关部门即着手进行实施细则的制订准备工作 2005 年 4 月 12 日, 全国人大法律委员会 法制工作委员会 环境和资源保护委员会以及国家发展和改革委员会 财政部 科技部等六部委联合召开了 可再生能源法 实施座谈会, 在座谈会上, 全国人大提出了 可再生能源法 配套实施细则的 12 项任务, 并落实了负责组织制订各个实施细则的国务院政府部门 这 12 项任务是 : 3

29 1) 根据第二条第二款规定, 对水力发电适用 可再生能源法 的具体办法做出规定 ; 2) 根据第六条第一款规定, 研究制定可再生能源资源调查的技术规范 ; 3) 根据第七条第一款规定, 研究制定全国可再生能源开发利用中长期总量目标 第二款规定, 国务院有关部门会同各省 自治区 直辖市人民政府确定个行政区域可再生能源开发利用中长期目标 ; 4) 根据第八条第一款规定, 编制全国可再生能源开发利用规划 各省 自治区 直辖市人民政府管理能源工作的部门会同本级人民政府有关部门编制本行政区域可再生能源开发利用规划 ; 5) 根据第十条规定, 研究制定可再生能源产业发展指导目录 ; 6) 根据第十一条第一款规定, 研究制定国家可再生能源电力的并网技术标准和其他需要在全国范围内统一技术要求的有关可再生能源技术和产品的国家标准 ; 7) 根据第十七条规定, 研究制定太阳能利用系统与建筑结合的经济技术政策和技术规范 ; 8) 根据第十八条第三款规定, 研究制定有关对农村地区的可再生能源利用项目提供财政支持的具体办法 ; 9) 根据第十九条规定, 研究并确定可再生能源发电项目的上网电价 ; 10) 根据第二十条规定, 研究制定可再生能源上网发电费用分摊的具体办法 ; 11) 根据第二十四条规定, 研究制定有关可再生能源发展专项资金的管理办法 ; 12) 根据第二十五条和第二十六条规定, 研究制定有关可再生能源财政贴息和税收优惠的具体办法 另外, 虽然在最后通过的 可再生能源法 中, 取消了配额制的内容, 但 4

30 是根据全国人大法律工作委员会对 可再生能源法 一审后提出的修改意见, 为了保证国家发展总量目标的实现, 政府能源主管部门可以在适当时机, 另行颁布给予大型发电企业一定的可再生能源发电配额指标的实施管理办法 影响 可再生能源法 施行效果的配套政策和法规可以分为两类 第一类是, 如果这些配套政策法规不制定和出台, 可再生能源法 就无法施行 属于这一类的政策和法规有 : 1) 国家可再生能源发展规划和总量目标 没有规划, 就不可能有目标, 可再生能源法 下的可再生能源发展战略框架体系, 就相当于群龙无首 国家的可再生能源发展总量目标需要由国家发展规划和分解后的省级发展规划来体现 发展可再生能源就要明确这一法律框架体系中每一要素的性质和其作用, 并予以政策化和法规化, 否则整个流程就会断链, 实现国家可再生能源发展目标就会成为一句空话 目前, 国家可再生能源发展规划已由国家发改委能源局几易其稿编制完成, 需要国务院尽快批准我国的可再生能源发展规划 有了规划和目标, 其它工作就有了参考依据和前进方向 2) 可再生能源发电上网电价 不同的可再生能源技术, 由于其发展阶段不同, 开发利用的潜力 发电成本有很大的差别 大多数条件下, 可再生能源的发电成本还取决于其资源条件, 而资源条件有很大的区域差异性 另外, 在鼓励可再生能源整体发展的同时, 考虑其技术发展的不平衡性, 应对那些可以在较短时间内形成规模快速发展的可再生能源技术加大激励力度 所以, 可再生能源上网电价确定的原则, 既要考虑区域发展的不平衡性所产生的能源价格上的级差地租现象, 还要考虑技术发展的本身特点和产业发展的要求, 以及国民经济发展的承受能力 3) 可再生能源发电收购, 高出常规电源平均上网电价部分的费用分摊办法 制定可再生能源收购分摊办法的主要原则 : 一是要有利于可再生能源的开发, 有助于广泛调动各方面投资于可再生能源发电项目的积极性 二是要促进 分摊 资金使用效率的最大化, 即在征收资金规模一定的情况下, 能够支持的可再生能源发电规模越大越好, 或者说, 在支持可再生能源发电规模一定的情况下, 5

31 向电力消费者征收的资金规模越小越好 三是要便于操作, 分摊机制应尽可能简单明了, 便于执行和监督 4) 建立可再生能源发展专项资金和制定相应的管理办法 专项资金主要用于科技研究, 标准制定和示范工程, 农村 牧区生活用能, 偏远地区和海岛的独立发电系统, 资源勘查 评价和相关系统建设, 设备的本地化生产和宣传教育 第二类政策和法规或规定, 属于那些虽然不能及时出台, 但对 可再生能源法 2006 年 1 月 1 日的正式施行不会有大的影响, 可以在法律施行过程中逐步制定和出台的 这类政策和法规主要有 : 1) 税收优惠政策 根据国家可再生能源产业发展指导目录制定相应的税收优惠政策 2) 技术规范和国家标准 可再生能源发电并网可靠性研究 太阳能利用一体化建筑的标准 资源勘查标准等等 3) 能力建设 可再生能源技术的研究 应用和推广, 以及培训 宣传和教育的能力建设 我国已经制定的 可再生能源法 行政性法规 规章主要有 : 可再生能源发电有关管理规定 可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法 可再生能源电价附加收入调配暂行办法 可再生能源产业发展指导目录 可再生能源发展专项资金管理暂行办法 ; 我国正在制定的 可再生能源法 行政性法规 规章还有 : 可再生能源发展税收政策 国家可再生能源发展规划和总量目标 农村地区可再生能源财政支持政策 等 1.4 已出台主要实施细则的说明 可再生能源发电有关管理规定 该文件由国家发展和改革委员会以委颁文件形式于 2006 年 1 月 5 日下发 重点在于规范电网企业和可再生能源发电企业的有关责任, 尤其是电网企业在为发电企业提供入网服务 全额收购可再生能源电力并按照国家规定的价格支付电费的强制责任 其他规范的主要内容是 : 1) 关于可再生能源发电的定义 : 规定包括水力发电 风力发电 生 6

32 物质发电 ( 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 地热能发电以及海洋能发电 这说明, 各种形式的可再生能源发电技术都在国家支持的范围内, 适用于该规定 2) 关于项目管理 : 仍然沿用规定出台前的按照项目规模, 由国家和省级两级政府部门分级管理的方式 但是, 对于需要国家政策和资金支持的可再生能源发电 ( 包括生物质发电 地热能发电 海洋能发电和太阳能发电 ) 项目, 则需要向国家能源主管部门申报 3) 明确可再生能源发电接网系统的建设责任和产权问题 对大中型可再生能源发电项目, 接入系统由电网企业投资, 产权分界点为电站 ( 场 ) 升压站外第一杆 ( 架 ) 对于小型可再生能源发电项目, 则只提出接入系统原则上由电网企业投资建设的原则性规定 4) 关于水力发电是否适用可再生能源法 : 在法律中提出的是由国务院能源主管部门规定, 报国务院批准 从水能资源的本质属性看, 所有的水电都是可再生能源 我国水能资源的开发利用率还比较低, 目前开发量不到总资源量的三分之一, 因此, 在国家刚刚通过的可再生能源中长期规划 发电管理办法等实施细则中, 均明确提出所有水力发电 无论大小规模均适用 但是, 考虑到目前我国在支持水电方面已经有了成熟的 行之有效的政策和措施, 水电价格具有一定的竞争力, 但水电特别是小水电, 在上网方面还存在一些问题, 提出对水电上网以及电网企业在为水电提供上网服务方面和其他可再生能源电力享有同等待遇, 但是对水电的电价和费用分摊问题没有做出专门的规定, 只是进一步明确沿用现有政策 可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法 和 可再生能源电价附加收入调配暂行办法 可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法 ( 以下简称 发电价格和费用分摊办法 ) 由国家发展和改革委员会以委颁文件形式于 2006 年 1 月 4 日下发 重点是 : 针对不同可再生能源技术特点和经济性, 明确上网电价定价方 7

33 式和水平 ; 明确可再生能源发电上网电价超出部分由全体电力用户分摊的原则, 确定分摊水平 具体的征收 支出的管理办法 可再生能源电价附加收入调配暂行办法 ( 以下简称 电价附加收入调配办法 ) 由国家发展和改革委员会以委颁文件形式于 2007 年 1 月 11 日下发 重点是 : 对各省网企业征收的可再生能源附加和向发电企业支出的可再生能源电力费用的差额, 进行省网间的平衡调配 以下是对这两个办法中所体现的支持可再生能源发电的思路的具体分析 (1) 有利于促进可再生能源开发利用和经济合理是制定可再生能源发电价格的原则制约可再生能源发电发展的主要因素是上网电价 由于可再生能源发电成本明显高于常规发电成本, 难以按照电力体制改革后的竞价上网机制确定电价, 在一定的时期内可再生能源发电的发展需要通过政府定价来推动 随着电力体制改革, 实施发电竞价上网, 是电力市场改革的正确方向 因此对于可再生能源发电, 要建立分类电价制度, 即根据不同的可再生能源技术的社会平均成本, 分门别类地制定相应的固定电价或招标电价, 并向社会公布 投资商按照固定电价确定投资项目, 减少了审批环节 ; 电网公司按照发电电价全额收购可再生能源系统的发电量, 减少了签署购电合同的谈判时间和不必要的纠纷, 从而降低了可再生能源发电上网的交易成本 为此, 可再生能源法 中明确规定: 可再生能源发电项目的上网电价由国务院价格主管部门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 上网电价应当公布 发电价格和费用分摊办法 关于电价的制定原则体现了这一思想, 其规定为 : 可再生能源发电价格和费用分摊本着促进发展 提高效率 规范管理和公平负担的原则制定 关于可再生能源发电价格确定的方法, 试行办法 中明确规定 : 可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式, 并进一步明确政府指导价, 就是通过招标确定的中标电价 (2) 对不同可再生能源发电技术, 采用不同的电价形式不同的可再生能源技术, 由于其发展阶段不同, 开发利用的潜力 发电成本有很大的差别 大多数条件下, 可再生能源的发电成本还取决于其资源条件, 而资源条件有很大的区域差异性 一种技术的存在和发展, 最终取决于其市场竞争能力, 可再生能源技术的发展也不例外 目前鼓励可再生能源的发展, 其 8

34 目的是为了未来可再生能源能够参加公平的市场竞争, 既要鼓励可再生能源发电发展, 又要促使可再生能源发电技术主动参与市场竞争 在目前的 发电价格和费用分摊办法 中, 可再生能源发电价格确定的形式体现为政府定价和政府指导价两种形式 对于发电潜力巨大, 技术相对比较成熟的风力发电技术采用政府指导价, 发电价格和费用分摊办法 中规定: 风力发电项目的上网电价实行政府指导价, 电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定 目前, 我国在通过特许权招标形式确定风电价格方面已经积累了一定的经验, 并且在降低成本, 扩大规模取得了积极的效果 风力发电实行招标定价, 它的含义是指通过招标电价制定电价标准, 而不是必须对每一个项目都实行招标定价 目前可能采取的操作方式是 : 先试行一段通过招标方式核准每一个风电项目的上网电价, 通过一定数量的招标项目, 在上网电价水平基本能反映当地风电成本和合理利润的时候, 就逐步过渡到以招标方式确实当地的风电电价标准水平 当然, 由于目前特许权招标项目较少, 招标电价的水平还不能反映风电项目的成本和合理盈利状况, 通过一定数量的项目的实施, 以招标方式确定的风电上网电价会逐步趋于合理, 届时通过招标方式确定的电价标准会更加合理 对于利用潜力巨大, 但资源状况和技术本身还有一定不确定性的生物质发电, 发电价格和费用分摊办法 规定实行政府定价, 具体是 : 生物质发电项目上网电价实行政府定价, 由国务院价格主管部门分地区制定标杆电价, 电价标准由各省 ( 自治区 直辖市 )2005 年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成 补贴电价标准为每千瓦时 0.25 元 发电项目自投产之日起,15 年内享受补贴电价 ; 运行满 15 年后, 取消补贴电价 为了鼓励技术进步, 发电价格和费用分摊办法 还明确 自 2010 年起, 每年新批准和核准建设的发电项目的补贴电价比上一年新批准和核准建设项目的补贴电价递减 2% 规定采用本省 2005 年脱硫燃煤火电标杆价格为生物质能标杆电价基准, 有以下几层含义 : 1) 价格稳定和可预见 生物质能电价不随燃煤火电标杆价格变动而变动, 在同一地区和同类生物质能技术发电, 在一定的时期内, 有可以预见的价格水平, 有利于开发商对于其投资效益进行测算 2) 鼓励降低成本 随着燃煤火电标杆价格的上涨, 生物质能发电的 9

35 价格, 将与燃煤发电价格靠拢, 因此采用固定的参照基准, 可以起到鼓励降低生物质能发电成本的效果 3) 体现了地区差异 由于燃煤火电标杆电价体现了当地发电的边际成本, 也体现了当地发电电量的经济价值 采用本省燃煤火电的标杆电价的目的之一, 就是要体现生物质能发电经济特性的地区差异 在生物质发电价格里面考虑政府补贴, 考虑了两层因素, 一是反映现阶段生物质能发电成本高于传统发电成本, 需要政府的补贴 二是, 补贴是取之于民用之于民, 对哪些技术进行补贴和如何补贴应该反映消费者的意愿 对于技术已经成熟但成本相对较高的太阳能 海洋能和地热能发电技术, 在经济合理的前提下, 保持适度的发展速度, 对其也采取政府定价, 但是定价的方法有所差别 试行办法 中规定 : 太阳能发电 海洋能发电和地热能发电暂实行按项目定价, 电价由国务院价格主管部门按照合理成本加合理利润的原则制定 由于海洋能 地热能发电规模较小, 因此, 此项规定主要是考虑太阳能发电 目前从技术上划分, 并网的太阳能发电有两种, 一种是光伏发电, 另外一种是光热发电 两者的投资成本有一定的差异, 但是发电成本比较接近, 在每千瓦时 4-6 元, 大规模发展脱离我国国民经济发展的实际承受能力, 也不符合 可再生能源法 中提出的经济合理的原则 因此, 在鼓励太阳能发电发展的同时, 也要考虑经济合理和国家经济发展和人民生活所能承受的能力 综合各种因素, 发电价格和费用分摊办法 中提出, 太阳能 海洋能 地热能发电不执行标杆电价, 而是采取按照合理成本加合理利润的原则, 由政府按照项目定价 独立可再生能源发电项目的定价方法, 主要考虑到如何鼓励在电网尚未到达, 或电网已经到达但供电不稳定的地区, 开发商建设可再生能源独立发电项目, 其价格可以是协议价格, 也可以执行当地的终端销售电价, 直接向用户供电 对于国家投资建设或投资补助建设的项目, 其销售电价应该执行当地同类用户的终端销售电价 此外, 考虑到此类项目主要由地方政府规划 建设, 可以由地方政府价格主管部门对其进行规定 因此 发电价格和费用分摊办法 对这一问题的规定是 : 离网的可再生能源独立发电系统, 对用户的销售电价执行当地省级电网的分类电价 (3) 对可再生能源发电项目的电价, 采用新项目新办法 老项目老办法的 10

36 规定 发电价格和费用分摊办法 明确规定: 中华人民共和国境内的可再生能源发电项目,2006 年及以后获得政府主管部门批准或核准建设的, 执行本办法 ; 2005 年 12 月 31 日前获得政府主管部门批准或核准建设的, 仍执行现行有关规定 这样规定的原因是 : 在项目批准或核准建设时, 投资人是根据国家核准的发电价格计算投资回报率并确定融资条件, 老项目采用新办法, 可能导致项目发电价格与当时的融资条件发生矛盾, 项目的经济评价基础会发生很大变化 因此在处理新老项目问题上, 采取了老项目老办法 新项目新办法, 尊重历史的处理方式, 保障了政策的连续性 (4) 费用分摊制度体现了国家责任和全民义务相结合的原则可再生能源由于受技术和成本的制约, 目前除水电可以与煤炭等化石能源发电相竞争外, 其它可再生能源的开发利用成本都比较高, 还难以与煤炭等常规能源发电技术相竞争 可再生能源资源分布不均匀, 要促进可再生能源的发展, 就要采取措施解决可再生能源开发利用高成本对局部地区的不利影响, 想办法在全国范围分摊可再生能源开发利用的高成本 费用分摊制度的核心是落实公民义务和国家责任相结合的原则, 要求各个地区, 相对均衡地承担发展可再生能源的额外费用, 体现政策和法律的公平原则 实施费用分摊制度后, 地区之间, 企业之间负担公平的问题可以得到有效的解决, 从而可以促进可再生能源开发利用的大规模发展 发电价格和费用分摊办法 中对费用分摊的方式作了很明确的规定 在总则部分就明确指出 : 可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分, 在全国省级及以上电网销售电量中分摊, 并在第三章中用了相对较多的篇幅, 对费用支付和费用分摊作了详细的说明, 特别强调了 各省级电网企业实际支付的补贴电费以及发生的可再生能源发电项目接网费用, 与其应分摊的可再生能源附加额的差额, 在全国范围内实行统一调配 这样规定充分体现了 可再生能源法 所规定的国家责任和全民义务相结合的原则 2006 年 6 月底, 国家发展和改革委员会又颁布了一系列调整电网电价的通知, 规定自 2006 年 6 月 30 日, 除西藏自治区外, 全国各省电网在向非农业生产 ( 含贫困农排 ) 的电力用户收取的销售电价中, 增加每千瓦时 1 厘钱的可再生能源附加, 用于支持可再生能源发电, 主要是发电费用的分摊 2007 年 1 月 11 日, 国家发展和改革委员会又出台了 电价附加收入调配 11

37 办法, 规定 : 省级电网企业将收取的可再生能源电价附加计入本企业收入, 首先用于支付本省 ( 区 市 ) 可再生能源电价补贴, 差额部分进行配额交易 全国平衡 并说明平衡是按月进行, 对平衡日期 各方的责任等也作了具体的规定 因此, 在 2007 年 1 月开始第一轮的统计和结算 (5) 电网接入费用计入分摊的范围 可再生能源法 中规定: 电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用, 可以计入电网企业输电成本, 并从销售电价中回收 但是, 在具体实施过程中, 由于可再生能源资源分布的地域差别很大, 接网费用仅仅从销售电价中回收, 可能对某些区域电网造成负担过重, 会影响到地方电网公司收购可再生能源电量的积极性, 也不符合费用分摊的公平原则 因此, 发电价格和费用分摊办法 中规定, 费用分摊包括了可再生能源发电项目接网费用 这样可以进一步消除电网公司在接受可再生能源入网的经济利益上障碍 在 电价附加收入调配办法 中, 又明确规定了电网接入费用的标准, 标准按照电网线路长度制定, 即 50 公里以内为每千瓦时 1 分钱, 公里为每千瓦时 2 分钱,100 公里及以上为每千瓦时 3 分钱 可再生能源发展专项资金管理暂行办法 该办法由财政部于 2006 年 5 月 30 日以部颁文件的形式下发, 办法中对专项资金的扶持重点 申报及审批 财务管理 考核监督等方面做出全面规定 该办法自 2006 年 5 月 30 日起施行 该办法对发展专项资金扶持重点作了明确界定 指出, 发展专项资金重点扶持潜力大 前景好的石油替代, 建筑物供热 采暖和制冷, 以及发电等可再生能源的开发利用 石油替代可再生能源开发利用, 重点是扶持发展生物乙醇燃料 生物柴油等 生物乙醇燃料是指用甘蔗 木薯 甜高粱等制取的燃料乙醇 生物柴油是指用油料作物 油料林木果实 油料水生植物等为原料制取的液体燃料 可再生能源发电重点扶持风能 太阳能 海洋能等发电的推广应用 建筑物供热 采暖和制冷可再生能源开发利用, 重点扶持太阳能 地热能等在建筑物中的推广应用 12

38 按照该办法, 发展专项资金用于资助以下活动 : 可再生能源开发利用的科学技术研究 标准制定和示范工程 ; 农村 牧区生活用能的可再生能源利用项目 ; 偏远地区和海岛可再生能源独立电力系统建设 ; 可再生能源的资源勘查 评价和相关信息系统建设 ; 促进可再生能源开发利用设备的本地化生产 该办法规定, 发展专项资金通过无偿资助和贷款贴息对可再生能源的开发利用项目进行扶持 其中无偿资助方式主要用于盈利性弱 公益性强的项目 除标准制订等需由国家全额资助外, 项目承担单位或者个人须提供与无偿资助资金等额以上的自有配套资金 贷款贴息方式主要用于列入国家可再生能源产业发展指导目录 符合信贷条件的可再生能源开发利用项目 在银行贷款到位 项目承担单位或者个人已支付利息的前提下, 才可以安排贴息资金 贴息资金根据实际到位银行贷款 合同约定利息率以及实际支付利息数额确定, 贴息年限为 1-3 年, 年贴息率最高不超过 3% 但是, 在该办法中, 并没有明确资金的额度, 到 2006 年 9 月, 国家财政部门也没有针对资金额度 项目申请程序 资金使用的具体规定发布更为明确的文件, 目前国内已有研究机构和企业在考虑申请专项资金支持可再生能源项目, 但如何操作还在探讨 这些都需要国家财政部门的进一步明确 作为该办法的配套文件, 财政部和建设部又在 2006 年 9 月 4 日联合印发了 可再生能源建筑应用专项资金管理暂行办法 可再生能源产业发展指导目录 我国 可再生能源产业发展指导目录 对于可再生能源产业从风能 ( 风力发电, 设备与装备制造 ) 太阳能( 太阳能发电和热利用, 设备与装备制造 ) 生物质能 ( 生物质发电和生物燃料生产, 设备 / 部件制造和原料生产 ) 地热能( 地热发电和热利用, 设备 / 装备制造 ) 海洋能( 海洋能发电, 设备与装备制造 ) 水能 ( 水力发电, 设备与装备制造 ) 几个方面共具体列举了 88 个项目作为产业发展的指导目标 中央部委落实可再生能源法其它相关规定除了上述针对可再生能源总体发展的配套文件 规定之外, 国家发展改革委 财政部 建设部还形成里一些专门的文件, 例如国家发展改革委与财政部联合下发的 促进风电产业发展实施意见 关于加强生物燃料乙醇项目建设 13

39 管理, 促进产业健康发展的通知 财政部等五个部委联合下发的 关于发展生物能源和生物化工财税扶持政策的实施意见, 财政部与建设部联合下发的 可再生能源建筑应用专项资金管理暂行办法 和 可再生能源建筑应用示范项目评审办法, 建设部与国家技术监督检疫检验总局联合颁布的 民用建筑太阳能热水系统安装技术规范 等 这些部门的规章和政策对推动一些可再生能源专项技术的发展发挥了重要的作用 可再生能源法的地方性法规我国地方政府也正在根据 可再生能源法 的规定制定符合地方具体实际情况的地方性促进可再生能源发展的法规及规章, 这些法规和规章也属于 可再生能源法 的配套法规的组成部分, 并且可以弥补我国 可再生能源法 可操作性不强 针对性不强等不利于可再生能源发展的具体问题 例如上海市 云南省等正在积极起草 可再生能源发展条例 等地方性法规, 上海市还颁布了能源政策白皮书, 强调可再生能源的发展 ; 海南省 深圳市 青岛市等还颁布了强制推广太阳能建筑应用的地方性法规 地方法规对当地可再生能源的发展起到了积极的作用 1.5 可再生能源法产生的影响尽管可再生能源法正式实施只有一年多的时间, 一些专门的规章制度尚未建立, 但是, 它产生的影响十分巨大, 具体表现在以下几个方面 : 可再生能源发展得到了广泛的重视自 2003 年可再生能源法起草开始, 我国社会各个方面对发展可再生能源的认识逐步明确, 各级领导, 中央领导, 特别是党和国家领导人对发展可再生能源发展十分重视, 胡锦涛 吴邦国和温家宝同志多次对可再生能源发展做出批示, 胡锦涛同志专门为北京国际可再生能源大会题词 吴邦国同志出席我国企业与澳大利亚企业合作开发风电的签字仪式 温家宝同志亲自听取了国家能源领导小组关于 可再生能源中长期发展规划 的报告, 原则上同意了报告的内容, 指示有关部门尽快批准执行 据不完全统计,2003 年以来, 全国省部级以上领导对发展可再生能源问题的批示 意见有 2000 多条, 人大代表 政协委员 两院院士以及离退休的老干部等, 关于发展可再生能源发展的提案 议案和建议有 300 多项 展示了全社会对发展可再生能源问题的重视程度 14

40 1.5.2 可再生能源市场规模迅速扩大 2006 年 1 月 1 日 可再生能源法 的实施, 标志着我国可再生能源发展进入了一个新的历史阶段 2006 年, 各类可再生能源增长迅速, 水力发电年装机容量首次突破 1000 万千瓦, 累计装机总容量达到 万千瓦, 占技术可开发量的 23%; 风力发电 2006 年底吊装完成装机容量 万千瓦, 比过去 20 年的总和还要多, 与 2005 年同期相比, 增长速度为 270%; 太阳能光伏发电生产能力达到创纪录的 30 万千瓦, 比上年增长 15 万千瓦, 超过世界生产能力的 10%,; 太阳能热水器生产能力达到 1800 万平方米, 比上年增长 200 多万平米, 累计使用量接近 1 亿平方米 ; 生物质能开发利用, 也有较大发展, 其中户用沼气池达到 1900 万多口, 大中型沼气设施 2000 多处, 沼气使用量超过 90 亿立方米 可再生能源年利用量总计为 2 亿 t 标准煤 ( 不包括传统方式利用的生物质能 ), 约占一次能源消费总量的 8%, 比 2005 年上升了 0.5 个百分点, 其中水电为 万吨标准煤, 太阳能 风电 现代技术生物质能利用等提供 5000 万吨标准煤的能源, 为 2010 年实现可再生能源占全国一次能源的比例 10% 的目标迈出了坚实的一步 可再生能源投资投入明显增加由于 可再生能源法 的实施, 初步消除可再生能源投资的风险, 各类投资主体纷纷增加了对可再生能源产业的投入 国内大型国有企业, 包括国家电网公司 五大发电公司 三大石油集团 神华集团 长江电力以及一些升级的能源投资公司纷纷进入可再生能源市场, 上海电气 东方汽轮机和哈尔滨电气等大型装备集团也开始介入可再生能源制造业 ; 国际主要的风机制造企业或企业集团也开始进入我国的可再生能源市场 ; 我国的一些民营企业也开始大规模进入可再生能源市场, 目前太阳能产业基本上由民营资本所控制 同时, 风险投资和民间资本开始介入可再生能源投资市场 到 2006 年底, 大约有 15 家可再生能源公司 ( 或一些大公司的可再生能源部门 ) 分别在纽约 伦敦 香港 新加坡和国内等主要股票交易所上市, 总市值超过了 100 亿美元 规模最大的是无锡尚德太阳能公司, 市值最高时无锡尚德的市值总额高达 50 多亿美元 目前还有至少 20 多家企业等待和准备上市, 预计到 2007 年底, 可再生能源的上市企业有可能超过 20 家, 市值可能突破 200 亿美元 15

41 1.5.4 可再生能源制造业发展开始快速起步由于政策和市场两方面的共同拉动, 投资, 特别是民营资本和风险投资的介入, 给可再生能源制造业注入了活力, 装备制造业, 特别是风电和太阳能制造业发展迅速, 截至到 2006 年底, 我国已有风电制造及相关零部件企业 100 多家, 其中大型风机整机生产企业 36 家, 国外独资企业 4 家 合资企业 3 家 国内企业 29 家, 国产风机在国内的市场份额明显提高,2006 年完成吊装的风电装备中, 国产设备比例已经超过 40%; 年生产能力超过 100 兆瓦的太阳能光伏电池制造企业超过十家, 其中进入世界十强的两家 ; 太阳能热水器制造企业发展到 3000 多家, 形成销售收入 10 亿人民币超过 10 家 同时吸引了国外大型装备制造集团的介入, 美国通用电气 西班牙歌美飒 丹麦的维斯塔斯 德国的恩德和印度苏司兰等国外大型风电制造企业已经开始在国内设厂, 我国可再生能源装备制造业开始形成 可再生能源发展形成了良好的国际影响我国颁布 可再生能源法 及其对推动可再生能源发展取得的成绩, 产生了良好的国际影响, 特别是 2005 年底召开的的 北京国际可再生能源大会 2006 年在纽约召开的 世界可持续发展大会 八国集团首脑会等国际高层会议, 都高度评价了我国发展可再生能源的积极意义和作用 世界主要国家和国家集团, 都把可再生能源列入与中国合作的重要内容 ; 例如, 欧盟自 2006 年起, 可再生能源研发项目大多对我国开放, 亚太六国清洁发展和气候变化合作伙伴计划将可再生能源列为主要内容 ; 东盟与我国的合作框架协议也将发展可再生能源的合作放在重要位置 同时, 发展可再生能源已经成为中国实质性减排温室气体的主要技术选择 我国政府已经批准的清洁发展机制项目中,70% 以上是可再生能源 因此我国发展可再生能源对于维护能源供应安全 减排温室气体 保护全球环境产生了积极的影响 2 水能水能资源是我国最重要的可再生能源资源之一 根据 2003 年全国水能资源复查成果, 全国水能资源技术可开发装机容量为 5.42 亿千瓦, 年发电量 2.47 万亿千瓦时 ; 经济可开发装机容量为 4 亿千瓦, 年发电量 1.75 万亿千瓦时, 按经济可开发年发电量重复使用 100 年计算, 水能资源占我国常规能源剩余可采储量的 40% 左右, 仅次于煤炭 水能资源分布广泛, 从地域上看主要分布在西 16

42 部地区, 约 70% 在西南地区, 并主要集中在长江 金沙江 雅砻江 大渡河 乌江 红水河 澜沧江 黄河和怒江等大江大河的干流上, 总装机容量约占全国经济可开发量的 60%, 具有集中开发和规模外送的良好条件 到 2006 年底, 全国水电总装机容量达 1.25 亿千瓦, 占全国总发电装机容量的 19%, 年发电量为 3900 亿千瓦时, 占全国总发电量的 13% 其中小水电约 4000 万千瓦, 年发电量约 1400 亿千瓦时, 担负着全国近二分之一国土面积 三分之一的县 四分之一人口的供电任务 全国已建成 653 个农村水电初级电气化县, 并正在建设 400 个适应小康水平的以小水电为主的电气化县 我国水电勘测 设计 施工 安装和设备制造均达到国际水平, 已形成完备的产业体系 根据我国中长期能源和可再生能源规划, 到 2020 年, 我国水电装机容量将达到 3 亿千瓦, 其中小水电 7500 万千瓦, 开发量占水能可开发量的 75%, 基本接近发达国际水平,2030 年前后, 我国水电基本开发完毕, 装机容量在 3.5 亿千瓦左右, 发电量在 1.5 万亿千瓦时上下 若按人均 1 千瓦的电力需求计算, 约占届时我国发电装机总容量的 23% 左右, 因此, 水电始终在我国的能源供应中占据重要位置 3 生物质能生物质能利用是以农作物秸秆 畜禽粪便 林产废弃物 有机垃圾等农林废弃物和环境污染物为原料, 通过生物质转化技术进行无害化和资源化处理, 将植物蓄存的化学能与物质资源深度开发和循环利用 ; 也可利用边际性土地 盐碱地和水面种植能源植物, 以增加土地和水面对太阳辐射能量的吸收和储存 生物质的利用还可以带动农村经济, 增加农民收入, 促进农业的工业化 中小城镇建设 富余劳动力转移, 以及缩小工农和城乡差别 生物质能产业直面我国 三农 能源和环境三大主题, 是新兴的朝阳产业 从宏观和战略角度看, 生物质能原料生产与转化技术以及产品市场等都是可行的 但是, 目前生物质能利用成本与产品价格尚难与化石能源竞争, 随着技术的进步 生产成本的降低, 以及化石能源价格的不断上升, 生物质能将会充分得以发挥作用 3.1 资源条件我国是一个农业大国, 农业废弃物资源分布广泛, 其中农作物秸秆每年产量为 7 亿吨, 可作为能源用途的秸秆约 3 亿吨, 可折合 1.5 亿吨标准煤 ; 工业 17

43 有机废水和禽畜养殖场废水资源, 理论上可以生产沼气近 800 亿立方米, 相当于 5700 万吨标准煤 ; 薪炭林和林业及木材加工废物的资源量相当 3 亿吨标准煤 ; 目前, 我国城市生活垃圾年产生量约 1.4 亿吨, 预计 2020 年将达到 2.1 亿吨, 如果将垃圾填埋回收气体或焚烧垃圾发电用于能源使用, 每年可替代 1300 万吨标准煤 ; 此外, 一些油料和含糖或淀粉类作物还可用于制取液体燃料, 主要有小桐子 ( 麻疯树 ) 油菜籽 蓖麻 漆树 黄连木 甘薯 木薯和甜高粱等 预计到 2020 年, 我国以农业油料作物 木本油料植物以及能源作物种植等生物质资源用于生产生物柴油和乙醇燃料的潜力可达 1 亿吨标准煤 初步估算, 近期每年可利用生物质能源总量约为 5 亿吨标准煤 3.2 产业发展特点近几年生物质能企业在农业废弃物转换利用方面进行了广泛的研究, 秸秆致密成型 生物质制取液体燃料 秸秆气化发电和供民用燃气, 以及能源作物甜高粱品种选育和利用甜高粱茎秆生产乙醇技术等, 都取得一定进展 随着我国社会的快速进步和发展, 化石燃料中石油资源量和煤炭资源, 在能源消耗中占 75% 以上, 由此不可避免的带来了一系列环境问题 发展生物质能源对改善生态环境 解决缺能的边远贫困地区能源问题具有重要的现实意义 随着农村经济的发展和农民收入的增加, 农村生活用能中商品能源的比例正以较快的速度增长 在较为接近商品能源产区的农村地区或富裕的农村地区, 商品能源 ( 煤 液化气 电 ) 已成为其主要的炊事和生活用能, 以传统方式燃烧的秸秆首先成为被替代的对象, 致使被弃田间地头的秸秆量逐年增加 许多地区废弃秸秆量已占总秸秆量的 60% 以上, 既危害环境, 又浪费资源 所以利用高效的生物质转换技术, 将废弃的生物质资源转换为高品位的电能和可燃气, 不仅可以提高农业产出, 增加农民收入, 减轻农民劳动强度, 又可减少污染, 促进生态的良性循环 十五 期间, 我国政府将生物质能技术确定为国家后续能源重点发展内容, 列入国家高科技发展计划 (863 计划 ) 2005 年是 十五 计划实施的最后一年, 许多生物质转换高技术成果相继完成, 为企业发展提供了技术支持 其中, 生物质气化发电技术建设了 4 兆瓦规模的研究示范工程 ; 甜高粱茎秆制取乙醇燃料技术建设了年产 5000 吨乙醇规模的工业示范工程 ; 纤维素废弃物制取乙醇燃料技术己进入年产 600 吨规模的中试阶段 ; 生物质热裂解液化技术进入年产 300 吨粗油规模的中试阶段 目前这些项目均已通过科技部的验收, 由我国独 18

44 立研发的, 具有完全自主知识产权 此外, 还开展了生物柴油 植物油 能源植物 生物质快速裂解等方面的探索性 创新性研究 十一五 期间, 生物质能技术又再度作为国家后续能源的重点发展内容, 被列入 863 计划中 3.3 产业发展现状生物质能产业发展出现了一些新的特点, 随着我国社会主义新农村建设的推进, 生物质的综合利用项目也得到了广泛的推广 除生物质气化 气化发电 生物质致密成型等产业不断稳步发展外, 生物质液体燃料的产业化进程也取得了突破性的进展 直接燃烧和发电直接燃烧技术 : 我国年产农作物秸秆约 7 亿吨, 除其中部分用于饲料, 少量还田和废弃无用外, 大部分以直接燃烧方式作为农村主要生活用能, 年利用量约 1.2 亿吨标准煤 直接燃烧大致可分炉灶燃烧 锅炉燃烧 垃圾焚烧和致密成型燃料燃烧四种情况 随着原油和煤炭价格的不断上涨, 以及社会主义新农村建设项目的实施, 原本一直处于停滞状态的致密成型燃料生产企业, 有逐步重新启动的趋势 致密成型燃料燃烧是把生物质固化成型后再采用传统的燃煤设备燃用, 主要优点是将分散和疏松的生物燃料进行集中和加密, 以便于储存和运输, 使之成为便捷和可以清洁高效利用的能源 主要缺点是生产成本偏高 发电技术 : 我国小型生物质燃烧发电也已商业化, 南方地区的许多糖厂利用甘蔗渣发电 广东 广西两省共有小型发电机组 380 台, 总装机容量达 80 万千瓦, 云南省也有一些此类电厂 甘蔗渣电厂一般只在榨季运行 我国正在准备引进欧洲技术, 建设秸秆 谷壳等生物质直接燃烧 生物质 - 煤混合燃烧发电技术的工业应用示范工程, 目前已完成项目可行性研究工作 2006 年底, 全国生物质能发电累计装机容量达到 220 万千瓦, 其中蔗渣热电联产为 170 万千瓦, 秸秆和稻壳等农业废弃物 林业废弃物 工农业沼气 垃圾直接燃烧和填埋气发电合计 50 万千瓦 生物质能发电主要分为直燃发电和气化发电 2006 年, 生物质直燃发电, 国家发展改革委和地方发展改革委总计核准了 39 个项目, 合计装机容量为 万千瓦, 投资预计为 亿元, 截止到 2006 年底, 投产 5.4 万千瓦 19

45 生物质气化以及垃圾填埋气发电,2006 年投产 3 万千瓦, 在建的有 9 万千瓦 根据我国的国情, 生物质能发电技术产业化的关键是要考虑农业生产体制 农村经济条件 交通运输状况与运输半径和生物质资源密度, 并根据实际情况确定生物质直燃发电和气化发电工程的合理规模 同时, 在技术方面, 还存在直燃发电的炉体结渣 炉壁腐蚀和气化发电的燃气焦油问题 生物质裂解与干馏生物质热解技术的整套工艺采取类煤加工技术, 将秸秆 树枝叶 野草 木屑 谷物皮核等生物质原料, 在隔绝空气条件下热解干馏, 得到可燃气 木炭 木焦油 木醋液产品 可燃气经过净化后, 可达到城镇人工煤气标准, 热值在 15 兆焦 / 立方米以上, 是民用炊事燃气的理想气源, 木炭的纯度 热值均高于煤焦 由大连市环境科学设计研究院研究开发的生物质热解技术, 已成功地应用于农村秸秆综合利用和炊事燃气的供应上, 实践证明该技术具有良好的经济效益 环境效益和社会效益 生物质热解液体产物呈棕黑色, 粘度和燃料油近似, 含氧量高, 热稳定性不好, 热值约为 17 兆焦 / 千克 目前, 生物质裂解技术在国际上尚未达到工业化应用的水平 我国的山东理工大学 广州能源所 沈阳农大 浙江大学 华东理工大学等在热解液化方面做了一系列的理论和实验研究工作, 中试装置的建设已列入国家 十五 863 计划中 将来的研究工作主要集中在热解原料特性数据的搜集 检测, 快速热解液化机理的研究, 热解工艺过程的实验研究和液体产物处理等几个方面 沼气开发利用我国的沼气利用技术基本成熟, 尤其是户用沼气, 已经有几十年的发展历史 自 2003 年, 农村户用沼气建设被列入国债项目, 中央财政资金年投入规模超过 10 亿元, 在政府政策的大力推动下, 户用沼气已经形成了规模市场和产业 ; 自 2000 年, 畜禽场 食品加工 酒厂 城市污水处理厂等的大中型沼气工程也开始发展, 到 2006 年底, 全国已经建设农村户用沼气池 1870 万口, 生活污水净化沼气池 14 万处, 畜禽养殖场和工业废水沼气工程达到 2000 多处, 年产沼气约 90 亿立方米, 为近 8000 万农村人口提供了优质的生活燃料 同时, 20

46 随着沼气技术不断进步和完善, 我国的户用沼气系统和零部件基本实现了标准化生产和专业化施工, 大部分地区建立了沼气技术服务机构, 具备了较强的技术服务能力 大中型沼气工程工艺技术成熟, 已形成了专业化的设计和施工队伍, 服务体系基本完备, 具备了大规模发展的条件 近期的发展重点是继续扩大农村地区的户用沼气 特别是与农业生产结合的沼气技术的应用范围, 在城镇发展以大型畜禽养殖场沼气工程和工业废水沼气工程为气源的集中供气 生物质致密成型生物质致密成型可将松散的秸秆 木屑及稻壳等废弃物经挤压成棒状或颗粒状燃料, 还可进一步将棒状或颗粒状燃料加工成机制炭 固化成型法与其它方法生产生物质能相比较, 具有生产工艺 设备简单, 易于操作, 生产设备对各种原料的适应性强及固化成型的燃料便于贮运 ( 可长时间存贮和长途运输 ) 和易于实现产业化生产和大规模使用等特点 另外, 对现有燃烧设备, 包括锅炉 炉灶等, 经简单改造即可使用 成型燃料使用起来方便, 是将农业废弃的生物质转换成方便利用的高效环保的能源之一, 深受各级政府和广大农民的重视与关注 用于生物质成型的设备主要有螺旋挤压式 活塞冲压式和环模滚压式等几种主要类型 目前, 国内生产的生物质成型机一般为螺旋挤压式 我国采用的生物质固化成型燃料的形状主要有棒状 块状和颗粒状, 加工方法均为传统生产方法, 普遍存在着设备能耗过高 磨损严重和使用寿命短等问题, 需要加强技术研发改进, 提高能源利用效率 生物质气化及发电我国已开发出多种固定床和流化床小型气化炉, 以秸秆 木屑 稻壳 树枝等为原料生产燃气, 热值为 4~10 兆焦 / 立方米 目前用于木材和农副产品烘干的有 800 多台, 村镇级秸秆气化集中供气系统近 600 处, 年产生物质燃气 2000 万立方米 小型气化工艺需研究燃气净化 标准化系统以及与气化装置配套的微型燃气轮机和燃料电池 兆瓦级生物质气化发电系统已推广应用 20 多套 十五 期间, 国家 863 计划支持建设了 4 兆瓦规模生物质气化发电的示范工程 中国科学院广州能源研究所开发了 生物质气化发电新技术, 继 九五 期间 21

47 分别在福建莆田建成了国内首个 1 兆瓦生物质谷壳气化发电系统 在海南三亚木材厂建成了以国内首个生物质木屑气化发电厂 在河北邯郸建成了以秸秆为燃料的气化发电厂示范工程后, 最近又将为黑龙江农垦总局建设 20 套农业固体废弃物谷壳 稻草的生物质气化发电系统, 总投资为 4000 多万元, 年总发电量为 7500 万千瓦, 年处理农业固体废弃物约 10 万吨 生物液体燃料 1) 燃料乙醇采用含糖和淀粉的农作物, 如甘蔗 玉米 小麦 高粱等原料通过发酵生产乙醇 该项技术已趋成熟并正在有规模应用 目前正在开发的技术有先将纤维素水解为糖后制取乙醇, 和将木糖通过转基因酵母发酵然后生产乙醇 在车用燃料行业推广使用乙醇汽油是我国政府实行的能源领域又一战略性举措, 对于调整能源结构, 开发石油替代资源, 有效避免甲基叔丁基醚所导致的地下水资源污染, 降低汽车一氧化碳和碳氢化合物等污染物的排放, 有着深远意义 我国生产燃料乙醇的原料丰富多样 南方地区的甘蔗 木薯, 中部地区的甘薯等, 资源丰富 海南 广东 广西等省区都富含甘蔗 木薯, 如广西地处亚热带, 盛产木薯, 近年来产量稳定在年产 128 万吨上下, 居全国第一位 中部地区以盛产的甘薯和粮食为原料生产乙醇, 四川省 河南省 山东省属这类地区 如四川省年产薯类 ( 甘薯 马铃薯 ) 超过 400 余万吨, 河南省年产粮食 4000 余万吨, 都居全国首位 北方地区主要以玉米为主生产乙醇, 如吉林省年产玉米 2600 余万吨, 也居全国首位 近年来, 在全国各地试种的杂交甜高粱, 获得高糖高产品种, 其茎秆产量每亩 4 吨以上, 茎秆汁液锤度 (Brix)18 以上, 籽粒产量 600~800 斤以上, 其茎秆汁液是生产乙醇的优质原料, 内蒙古自治区呼和浩特和山东省已经进行了成功的尝试 2003 年, 内蒙 黑龙江 辽宁和新疆等省区扩大了甜高粱种植面积, 甜高粱茎秆产量可满足超过 5000 吨的乙醇的生产 十五 期间, 通过国家 863 计划的支持, 已开发出利用甜高粱茎杆汁液 纤维素废弃物等生物质制取乙醇的技术, 并完成了中试装置的建设和研究试验, 建成年产 5000 吨乙醇规模的甜高粱茎秆制取乙醇燃工业示范工程, 以及年产 600 吨规模的纤维素废弃物制取乙醇燃料技术中试设施 2) 生物柴油 22

48 生物柴油指把植物和动物油脂与甲醇或乙醇等低碳醇用酸性或碱性催化剂进行脂化反应, 生成的以脂肪酸甲脂或乙脂为主要成分的新型清洁燃料 生物柴油有良好的环保性 ( 含硫量低 ), 较好的发动机低温启动性 ( 无添加剂时冷凝点达 ~20 ), 较好的安全性 ( 闪点高 ), 良好的燃料性能 ( 十六烷值高, 燃烧性能优于普通柴油 ), 而且是一种可再生能源, 具有广阔的发展前景 目前, 生物柴油的生产在技术上已经基本成熟, 主要生产工艺分为化学法 生物酶法和超临界法 生物柴油生产的主要问题是成本高, 制备成本的 75% 是原料成本 因此, 采用廉价原料及提高转化率来降低成本, 是生物柴油能否实用化的关键 生产生物柴油的原料, 美国以大豆为主, 德国和其他欧盟国家以油菜籽为主, 而日本则以消耗食用油所产生的废油为主要原料 我国则应重点研究以可再生的含油能源植物为原料来制备生物柴油 十五 期间, 国家提出要发展各种石油替代品, 将发展生物液体燃料确定为国家产业发展的方向 生物柴油作为一种优质的生物液体燃料, 它的发展将对我国能源战略安全 环境保护以及农业产业结构调整等方面起到重要的作用 科技部已将生物柴油技术发展列入国家 863 计划, 研制完成了绿玉树乳汁榨取设备, 进行了绿玉树乳汁成份和燃料特性的研究, 绿玉树乳汁催化裂解研究有阶段性成果 生物柴油产业化以民营企业为主, 如海南正和生物能源公司 四川古杉油脂化工公司 福建卓越新能源发展公司等都建成了 1~2 万吨 / 年生产装置, 主要以餐饮业废油为原料, 除生产生物柴油外, 还生产一些高附加值的产品 利用餐饮业废油生产生物柴油, 可以减少肮脏的 含过氧化类脂等致癌物质及其他污染物排入环境或重新进入食用油系统, 对于大中城市的绿化 国家食品安全具有重要意义 在科研开发方面, 我国不仅重视生物柴油生产工艺技术的开发, 而且也对生物柴油的资源发展进行了深入地研究 这些研究单位有 : 中国林科院 中国农科院 中科院植物所 中科院水生植物所 中国科技大学 四川大学 中国石油大学 北京化工大学和中石化石油化工科学研究院等 研究的资源包括草本植物油, 如菜子油 大豆油 棉籽油等 ; 木本植物油, 如黄连木油 乌桕籽油和绿玉树油等 ; 水生油料植物油, 如工程海藻油 所研究的加工方法包括常规的液碱催化酯交换 固体碱催化酯交换以及酶催化酯交换和超临界酯交换等 国家林业局的资料显示, 目前我国已查明的油料植物有 1554 种, 其中种子 23

49 含油量在 40% 以上的就有 154 种 这些植物分布广, 适应性强, 可用作建立规模化生物质燃料油原料基地的乔灌木树种有 30 多种, 如漆树科的黄连木, 无患子科的文冠果, 大戟科的续随子 麻疯树, 山茱萸科的光皮树等, 这就为我国发展林木生物质能源产业奠定了坚实的基础 3) 存在问题尽管我国具有发展非粮食生物液体燃料的技术基础和巨大资源潜力, 但大规模生产应用生物液体燃料还面临如下几方面的问题 : (1) 准确可靠的原料资源尚不落实 受粮食资源不足的制约, 目前以粮食为原料的生物燃料生产已不具备再扩大规模的资源条件 今后生物燃料乙醇生产应转为以甜高粱 木薯 红薯等为原料, 特别是以适宜在盐碱地 荒地等劣质地和气候干旱地区种植的甜高粱 虽然我国有大量的盐碱地 荒地等劣质土地可种植甜高粱, 有大量荒山 荒坡可以种植麻疯树和黄连木等油料植物, 但目前缺乏对这些土地利用的合理评价和科学规划 (2) 采收储运过程原始 生物质原料具有种类多样 生产分散 季节性强 收获期短的特点, 而以其为原料进行加工转化的工业化生产过程则要求集中 规模 持续性的原料供应 同时生物质原料本身价值较低 体积密度小 单位面积质量产出低, 导致集储成本高, 直接关系后续加工转化的成本和竞争力 目前, 生物质原料的采收 运输 储藏 预处理过程还相对比较原始, 主要依赖人工处理, 尚未使用科学合理的收集 运输装备以及储藏技术 (3) 技术产业化基础薄弱 虽然我国已实现以粮食为原料的燃料乙醇的产业化生产, 但以甜高粱等非粮食作物为原料生产燃料乙醇总体上尚处于技术试验阶段, 要实现大规模生产, 还需要在生产工艺和产业组织等方面做大量工作 以废动植物油生产生物柴油的技术较为成熟, 但发展潜力有限 以油料植物为原料生产生物柴油的技术尚处于研究试验阶段, 还需要经过工业性试验后才能开始大规模生产 对后备资源潜力大的纤维素生物质燃料乙醇和生物合成柴油技术还处于研究阶段, 离工业化生产还有较大差距 (4) 产品市场竞争力不强 由于受原料来源 生产技术和产业组织等多方面因素的影响, 我国燃料乙醇生产成本比较高, 在目前的技术和市场条件下, 扩大燃料乙醇产量需要大量的资金补贴 以甜高粱和麻疯树等非粮食作物为原料的燃料乙醇和生物柴油生产技术才刚刚开始工业化试点, 产业化程度还很低, 近期在成本方面的竞争力还比较弱 原料成本高是生物质液体燃料产品市场竞 24

50 争力不强的主要因素 从原料到生产过程分析来看, 原料成本是往往占到生物质能源产品成本的 60% 以上 3.4 发展展望生物质能作为一种重要的可再生能源, 其发展前景是非常广阔的 它能够优化能源结构 缓解能源压力 改善环境 促进经济社会可持续发展 在我国, 尤其对解决边疆 偏远地区及一些少数民族地区用能问题, 增加农民收入, 提高农民生活水平, 增加就业岗位等, 都具有十分重要的意义 我国的生物质能资源丰富, 经济环境和发展水平对生物质能技术的发展处于比较有利的阶段 根据国内外发展状况与国家重大需求, 重点发展生物质发电和生物质液体燃料 同时, 针对我国人口多 耕地少的弱点, 充分利用荒山荒地和退耕还林地, 大力发展高产能源植物 总体发展目标是 : 重点发展生物液体燃料技术 生物质发电技术 沼气技术和生物质颗粒燃料技术, 到 2010 年, 生物质发电技术基本成熟应用, 推广应用总装机容量达 30 万千瓦, 利用秸秆 2,400 万吨 ; 生物柴油 合成柴油和甜高梁乙醇等液体燃料技术基本成熟, 进入商业应用, 年生产能力达 200 万吨以上 ; 纤维素原料燃料乙醇和裂解液化技术完成中试研究, 开始工业应用示范 ; 至少 3-4 种能源植物达到基本定型水平, 示范面积达 10 万公顷 到 2020 年, 纤维素燃料原料乙醇和生物质裂解液化技术基本成熟, 进入工业示范, 年生产能力达 10 万吨以上 ; 能源植物推广种植 500 万公顷以上, 可生产 4,000 万吨各种生物质原料 4 风力发电 4.1 资源特点及开发潜力 风能资源储量丰富现有风能资源储量是根据全国 900 多个陆地上气象站离地 10 米高度资料进行估算的 经初步估算, 全国陆地上离地 10 米高度层上风能资源总储量约 亿千瓦, 可开发和利用的陆地上风能储量有 2.53 亿千瓦 另外, 近海可开发和利用的风能储量有 7.5 亿千瓦, 共计约 10 亿千瓦 我国风能资源丰富, 开发潜力巨大, 必将成为未来能源结构中一个重要的组成部分 25

51 4.1.2 风能资源分布我国风能资源丰富的地区主要分布在东南沿海及附近岛屿以及北部 ( 东北 华北 西北 ) 地区 另外, 内陆也有个别风能丰富点, 近海风能资源也非常丰富 1) 沿海及其岛屿地区风能丰富带 : 沿海及其岛屿地区包括山东 江苏 上海 浙江 福建 广东 广西和海南等省 ( 市 ) 沿海近 10 公里宽的地带, 年风功率密度在 200 瓦 / 平方米以上, 风功率密度线平行于海岸线 2) 北部地区风能丰富带 : 北部地区风能丰富带包括东北三省 河北 内蒙古 甘肃 宁夏和新疆等省 ( 自治区 ) 近 200 公里宽的地带 风功率密度在 200~ 300 瓦 / 平方米以上, 有的可达 500 瓦 / 平方米以上, 如阿拉山口 达坂城 辉腾锡勒 锡林浩特的灰腾梁 承德围场等 3) 内陆风能丰富区 : 在两个风能丰富带之外, 风功率密度一般在 100 瓦 / 平方米以下, 但是在一些地区由于湖泊和特殊地形的影响, 风能资源也较丰富 4) 近海风能丰富区 : 东部沿海水深 5 米到 20 米的海域面积辽阔, 按照与陆上风能资源同样的方法估测,10 米高度可利用的风能资源约是陆上的 3 倍, 即 7 亿多千瓦, 而且距离电力负荷中心很近 随着近海风电场技术的发展成熟, 经济上可行, 将来必然会成为重要的可持续能源 风能资源季节分布与水能资源互补风能资源丰富但季节分布不均匀, 一般春 秋和冬季丰富, 夏季贫乏 我国水能资源丰富, 雨季在南方大致是 3 月到 6 月, 或 4 月到 7 月, 在这期间的降水量约占全年的 50%~60%; 在北方, 不仅降水量小于南方, 而且分布更不均匀 冬季是枯水季节, 夏季为丰水季节, 丰富的风能资源与水能资源季节分布刚好互补, 大规模发展风力发电可以一定程度上弥补中国水电冬春两季枯水期发电电力和电量之不足 风能资源地理分布与电力负荷不匹配沿海地区电力负荷大 ; 但是风能资源丰富的陆地面积小, 而北部地区风能资源很丰富, 电力负荷却很小, 给风电的经济开发带来困难 由于大多数风能资源丰富区, 远离电力负荷中心, 电网建设薄弱, 大规模开发需要电网延伸的支撑 26

52 4.2 发展现状 离网型风电离网型风电的主要用户是电网未覆盖地区的牧民 渔民和农民, 以户用风电机组解决家庭照明和收看电视的电源问题 随着生活水平的提高和更多家用电器的应用, 对单机容量的要求增大,50 瓦机组已停止生产,100 瓦和 150 瓦机组的产量下降,200 瓦 300 瓦 500 瓦和 1000 瓦机组的产量逐年增加, 占年总产量的 80% 目前约有 70 家单位从事离网风电产业相关的业务, 其中大专院校 科研院所 35 家, 生产企业 23 家, 配套企业 12 家 ( 含蓄电池 叶片 逆变控制器等 ), 年产量较大的企业有江苏神州风力发电有限公司 内蒙古龙信博风电设备制造有限公司 ( 原内蒙古商都牧机厂 ) 内蒙古天力机械有限公司( 原内蒙古动力机厂 ) 广州红鹰能源科技有限公司等 2006 年当年, 全国共生产 30 千瓦以下的机组 3 万多台, 比 2005 年增长 34.4%, 其中 200 瓦 300 瓦和 500 瓦的机组占全年总产量的 72.5%; 平均单机容量 361 瓦, 总产值 1 亿元左右, 平均单位千瓦 7000 元左右, 形成利税约 1000 万元 经过 20 多年自主研发和制造, 离网型风电机组的技术水平和产品质量有了很大提高,2005 年共出口 5884 台, 创汇 283 万美元, 占当年产量的 18%, 产值的 27%, 出口全球 24 个国家和地区, 包括发展中国家如菲律宾 巴基斯坦和阿根廷等, 以及发达国家如英国 美国和澳大利亚等 并网风电场发展我国并网风电场的发展分为三个阶段 : 初期示范阶段 ( 年 ): 此阶段主要是利用国外赠款及贷款, 建设小型示范风电场, 政府的扶持主要在资金方面, 如投资风电场项目及风力发电机组的研制 产业化建立阶段 ( 年 ): 原电力部 1993 年底在汕头全国风电工作会议上提出风电产业化及风电场建设前期工作规范化,1994 年规定电网管理部门应允许风电场就近上网, 并收购全部上网电量, 上网电价按发电成本加还 27

53 本付息 合理利润的原则确定, 高出电网平均电价部分, 其价差采取均摊方式, 由全网共同负担, 电力公司统一收购处理 由于投资者利益得到保障, 贷款建设风电场开始发展后来国家计委规定发电项目按照经营期核算平均上网电价, 银行还款期延长到 15 年, 风电项目增值税减半为 8.5% 但是随着电力体制向竞争性市场改革, 风电由于成本高, 政策不明确, 发展缓慢 规模化及国产化阶段 (2003 年至今 ): 为了大规模商业化开发风电, 国家发展改革委从 2003 年起推行风电特许权项目, 每年一期, 通过招标选择投资商和开发商, 主要目的是扩大开发规模, 提高国产设备制造能力, 约束发电成本, 降低电价 风电特许权项目为了推动风电产业的规模化发展, 我国政府采取特许经营的形式批准了四期风电特许权项目, 风电特许权项目概念的主要内容是 : (1) 政府通过公开招标选择投资商, 承诺最低上网电价者中标 (2005 年改为电价权重占 40%) (2) 风电特许权项目特许期为 25 年 (3) 省电网公司要按照与中标人签订的购电合同收购风电项目全部电量 (4) 风电与常规电源的电价差在省电网内分摊 (2006 年起在全国分摊 ) (5) 项目执行两段制电价政策 第一段电价执行期为风电场累计上网电量在等效满负荷小时数 以内, 执行中标人的投标电价 第二段电价执行当时电力市场中的平均上网电价 经过四期风电特许权招标选择投资商, 解决了 2002 年以前存在的阻碍风电发展一些主要问题, 如明确风电不参与电力市场竞争, 政府承诺固定电量内的固定电价, 电网公司全部收购风电可供电量, 风电与常规电源上网电价的差价在省电网内分摊, 风电场与附近电网之间的输电线路及配套设施由电网企业投资建设, 进场道路及项目准备工作由当地政府部门组织协调, 为确保上述区别于当时普通项目的条件能够得以落实, 相关省政府和省电网公司要与中标的投资商分别签订特许权协议和购电合同 上述主要原则已被后来颁布的 可再生能源法 采纳, 成为法律条文 2006 年第四期又明确要求风电机组制造商与开发商捆绑投标, 因此风电特许权项目在推动风电规模化发展和促进风电机组设 28

54 备国产化方面起了重要的作用 2006 年 1 月 5 日, 国家发展改革委发布了 发改能源 [2006]13 号文件 可再生能源发电有关管理规定, 明确 : 发电企业应当积极投资建设可再生能源发电项目, 并承担国家规定的可再生能源发电配额义务 发电配额指标及管理办法另行规定 为此国有发电企业为了占据资源, 在风电特许权项目投标中承诺极低的上网电价赢得项目, 以便储备发电配额 2003 年到 2006 年共有 11 个风电特许权项目招标, 中标上网电价最高 元 / 千瓦时, 最低 元 / 千瓦时 招标项目规模 165 万千瓦, 中标项目规模合计 245 万千瓦 招标形成的价格与同一项目多个可行性研究测算价格平均值对比见附表 1 可行性研究测算价格只是按照成熟产品正常运行状况估计, 由于现在的兆瓦级机组国产化部件仍然处于样机阶段, 许多问题还需要在野外运行考核后发现和改进, 如果将风电场实际运营时面临的风能资源评估误差 风电机组可利用率低和接入电网困难等风险考虑进去, 可行性研究测算电价平均值的水平仍然偏低 投标商的实际投标价格是各企业从本身的发展策略制定的, 中标价格又是政府决策者综合考虑各种因素后的抉择, 因此, 目前特许权项目的实际结果是低价中标, 并以此作为核定电价的依据, 既不利于设备制造能力的形成, 也不利于当地经济的发展 因此, 建议在风电特许权项目投产两年以后, 再统计这些项目的融资条件 投资额 年销售电量 机组可利用率等关键参数的实际值, 对风电特许权项目的真实状况进行评估 风电装机统计 2006 年, 除港 澳 台外, 全国新增风电机组 1443 台, 装机容量 万千瓦 与 2005 年当年新增装机 50 万千瓦相比,2006 年当年新增装机增长率为 266% 到 2006 年底全国累计安装风电机组 3307 台, 装机容量 260 万千瓦, 风电场 100 个 分布在 15 个省 ( 市 自治区 ) 与 2005 年累计装机 126 万千瓦相比,2006 年累计装机增长率为 106%( 请见图 1) 2006 年风电上网电量估计约 38.6 亿千瓦时 ( 按照前一年底累计装机和当年装机的 50%, 全国平均等效满负荷小时数为 2000 计算 ), 比 2005 年增加约 22 亿千瓦时 29

55 累计装机 当年装机 图 1 我国风电装机容量增长情况 ( 单位 : 兆瓦 ) 年新增市场份额 : 国内制造商占 45%, 其中新疆金风公司的份额最大, 占新增总装机的 33%, 国内产品份额的 80% 外国制造商占 55%, 其中丹麦的维斯塔斯 西班牙的歌美飒 和美国通用电气三家的份额最大, 占新增总装机的 50%, 外国制造商的 90% 以上 2006 年分省的风电装机格局没有发生大的变化, 但是发展差距开始拉大, 其中内蒙古装机超过 50 万千瓦, 占全国的 1/5, 其次是河北 吉林 辽宁 广东和新疆, 装机容量都超过了 20 万千瓦, 装机容量超过 10 万千瓦的省份有 2005 年 7 个上升到 2006 年的 11 个, 黑龙江 山东 甘肃和江苏跻身累计装机容量 10 万千瓦大省俱乐部 2006 年分省累计风电装机见表 风电设备制造 20 世纪 80 年代作为国家科研课题, 我国陆续研制过几种并网型风电机组, 额定功率分别是 18 千瓦 30 千瓦 55 千瓦和 200 千瓦, 由于研制周期长, 赶不上市场对更大容量机组的需求, 大部份样机得不到继续改进和完善的机会, 未能转化成商品, 如国家曾经拨款研制过两种型号的 200 千瓦样机, 还未及商品化, 市场上的主导产品已发展为 600 千瓦机组 在风电场建设的投资中机组设备约占 70%, 实现设备国产化 降低工程造价是风电大规模发展的需要, 现 30

56 在采取引进国外成熟技术, 经过消化吸收逐步提高国产化程度的路线, 以期大型风电机组主要部件尽快在国内制造, 价格可比同类型进口机组降低 10~20 % 2006 年国内风电市场创造了当年新增装机超过 130 万千瓦的新记录, 其中金风公司的产品有 44.2 万千瓦, 是 2005 年供货能力的三倍多, 而且金风公司 1.2 兆瓦直驱型的样机于 2005 年 4 月完成吊装投入试运行, 并请外国有关机构对其功率曲线进行检测,2006 年年底通过国家验收, 在产品升级换代方面迈出了重要一步 ; 另一个国内制造商运达公司的产品, 虽然比前一年增长许多, 但是总量很小 ; 沈阳工大风能所承担的国家科技部 863 项目研究成果 1 兆瓦变桨双馈变速机组也于 2005 年 7 月投入试运行 2006 年 9 月 1.5 兆瓦的样机下线 ; 东方汽轮机厂引进 1.5 兆瓦变桨双馈变速技术和哈尔滨哈飞威达公司引进 1 兆瓦半直驱技术, 两公司分别将原装样机安装到国内风电场开始野外运行考核, 标志着国产兆瓦级变桨变速技术取得进展 表 年分省累计风电装机 ( 按装机容量排序, 兆瓦 ) No. 名称 2005 年 2006 年新增 2006 年报废 2006 年累计 1 内蒙古 河北 吉林 辽宁 广东 新疆 黑龙江 宁夏 山东 甘肃 江苏 福建 浙江 (1) 上海 海南 全国 ( 除香港 澳门和台湾省 ) 年有较大发展是大连华锐,2006 年完成 7.5 万千瓦, 并形成了上百台 的生产能力,2007 年有望成为我国风电设备供应的有力竞争者 2006 年外国 31

57 制造商占主要市场份额的局面还没有改变, 在技术上变桨双馈变速型占绝大多数, 外国制造商的兆瓦级机组当年安装了 73 万千瓦 从 750 千瓦到 2000 千瓦 (2 兆瓦 ) 机组的技术已经通过支付技术转让费购进全套制造技术 与国外公司合资生产 与国外设计公司联合开发等方式引进, 加上自主研究试制的模式, 新疆金风公司和浙江运达公司 西班牙歌美飒 ( 天津 ) 公司等批量生产兆瓦级以下的机组, 金风公司 惠德公司 华创公司等生产出兆瓦级机组样机, 华锐公司 东方汽轮机厂 南通航天万源安迅能公司 恩德 ( 银川 ) 公司 印度苏司兰 ( 天津 ) 公司都在 2006 年开始批量生产兆瓦级机组 主要的风电机组制造商情况见附表 2 在风电设备研发方面, 十五期间科技部安排了科技攻关或支撑项目, 对引进的大型风电机组技术进行消化吸收, 为提高国产化率提供科技支持, 国家发展改革委也安排了产业化项目支持制造企业 1998 年 年原国家计委和国家经贸委曾经采取向业主提供补贴或贴息贷款的方式, 建立使用国产机组的示范风电场, 规模约 8 万千瓦, 为风电制造企业提供进行批量生产的机会, 营造一个实现产业化的市场环境 国内有关专业制造厂按照风电主机生产企业的要求, 已经研制出风电机组的关键部件, 如永济电机厂 兰州电机厂和株洲电机厂等的发电机 南京高精齿轮集团 重庆齿轮箱公司和杭州齿轮箱厂等的齿轮箱 中航 ( 保定 ) 惠腾公司 中复连众复合材料集团和上海玻璃钢研究院等的叶片, 国际知名的叶片制造商丹麦 LM 公司 丹麦的维斯塔斯公司 西班牙歌美飒公司和印度苏司兰公司都独资在天津设厂生产叶片 600 千瓦和 750 千瓦机组的本地化率可以达到 90 %,1.5 兆瓦机组的本地化率也达到了 70% 随着大型风电设备产业的形成, 国家开始支持筹建风电机组产品的认证体系 国内企业已基本掌握兆瓦级以下风电机组的制造技术, 主要零部件国内能够自己制造, 步入了生产风电机组的少数几个国家行列中, 生产批量不断增加, 并形成一定的市场竞争格局 1 兆瓦到 2 兆瓦容量的机组已经研制出多种样机, 有的投入小批量生产, 但是仍需要在野外运行考核, 暴露问题, 得到改进 自 2003 年开始, 内资风电设备企业市场份额达到 15.3%, 成功地打破了进口机组的垄断, 有效地平抑了进口机组的价格,2006 当年市场份额又上升到 45%, 为我国风电行业的发展做出了重大的贡献 同时, 国产机组的不断发展, 也为我国风电产业今后的大规模发展提供了有力的技术保障 32

58 到 2007 年, 我国风电装机规模预计要达到 400 万千瓦, 目前由于国际市场供不应求, 进口机组价格居高不下, 为国产机组提供了难得的机遇, 相关的企业应做好充分准备, 抓住机会, 迎接竞争 风电产业发展过程中, 技术的进步与成本的降低并行 成本的降低有一部分归结于更先进的生产技术, 另一部分是由于 规模效益 规模效益体现在以下几 方面 : (1) 单机容量的增加现代风电机组正在日益向大容量发展 大容量机组不仅发电量更高, 而且发电成本较低 同样规模的风电场, 如果应用大容量机组, 能够利用更高处的风能资源, 还可以减少机组台数, 相应的运输 安装 电缆连接等成本也降低了 (2) 产量的增加在原材料和其他价格因素相同的条件下, 风电机组的产量每增加一倍, 其价格将下降 10~15% (3) 风电场项目规模的增加大规模风电场项目采购设备可以从制造商得到更高的折扣 100 台机组的价格可能比 10 台机组价格低 10~20% 风电场的基础设施成本可以在更大范围内分摊, 降低了单位成本 另外, 运行维护人员效率更高, 吸引更低利率的贷款等, 都使单位成本降低 风电发展以项目为依托, 以规模化开发带动产业化, 以产业化促进风电技术水平和制造能力的迅速提高, 从而降低风电建设成本, 提高其经济效益和市场竞争力 投资风电的主要风险投资风电也承载着一些风险, 提醒投资商注意, 这些风险主要有 : (1) 投资风电项目是否盈利, 主要取决于电价水平 上网电价由政策决定的 2006 年初国家发展改革委发布的 特急发改价格 [2006]7 号 发电价格和费用分摊办法 文件规定 : 风力发电项目的上网电价实行政府指导价, 电价标准由国务院主管部门按照招标形成的价格确定 但是, 在实际的执行过程中, 招标电价和审批电价并行, 风电特许权项目招标形成的上网电价过低, 使得大多数项目不能盈利, 但是, 一些地方审批的项目价格高于国家特许权招标项目, 是否盈利, 投资商应该做出合理的判断 33

59 (2) 在设备完好和上网电价已经确定的条件下, 风能资源是影响风电项目盈利的关键 目前的风能资源评估和风电机组微观选址技术还难以准确估算出未来 20 年寿命期内风电场的上网电量 往往实际风电项目销售电量小于项目建设之前可行性研究测算的数值 (3) 设备完好率的高低是企业效益高低的保障 风电机组在非常恶劣的气候条件和交变载荷工况下全天候运行, 反映机组可靠性的实际可利用率低于制造商的承诺值, 维修费用增加, 可能得不到预期上网电量, 售电收入减少 (4) 上网电量取决于电网接受能力 随着风电装机容量增长, 电网条件的制约将更加严峻 虽然 可再生能源法 中规定了电网企业的义务 : 电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议, 全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量, 并为可再生能源发电提供上网服务 又规定了电网企业的权利 : 电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用, 可以计入电网企业输电成本, 并从销售电价中回收 似乎经济上不受损失, 但是从电网角度仍然存在多种问题, 很难全部接受风电的上网电量 因此风电开发商应该认识到, 在技术方面风电是一种间歇性电源, 会降低电网负荷预测精度, 从而影响电网的调度和运行方式, 还影响电网的频率控制 电压调整 电网的潮流分布 电网的电能质量 电网的故障水平和稳定性和电网的运行成本等, 要求电网企业全额收购风电的上网电量也是不现实的 在管理方面电网公司负责整个电力系统运行的安全性 可靠性和经济性, 其中保证电网的安全性至关重要 为此, 电网应该拥有对风电的调度权 为了保证电网的可靠性和电能质量, 必要时需要风电场降低出力甚至退出运行 因此, 如果风电场要求电网公司无条件地在任何时候都保证全额收购风电场发出的功率, 则是不恰当的做法 在制订鼓励风电的政策时应当充分考虑电网企业的利益, 促使电网公司主动支持风电发展 要求电网公司 无条件全额收购风电 实际上不可行, 但是什么条件下不能收购风电, 要在购售电合同中明确规定 风电发展中存在的隐患对于风电特许权项目来说, 分析起隐患是, 以下四个边界条件和要求要同时满足和达到 :(1) 过低的中标上网电价 ( 每千瓦时 到 元 );(2) 这些亏损的项目总规模已达到 245 万千瓦 ;(3) 采用的设备要求达到 70% 国产化率 ; (4) 时间期限, 风电场要在三到四年内建成 不合理的低价必然影响风电设备和 34

60 工程质量, 当地政府引进亏损项目更不利于地方经济发展 这种恶果要到 2008 年 6 月以后才能显现出来, 届时 2003 年第一期风电特许权项目投产达到一年, 实际上网电量 设备价格 运行维护费用和项目融资等数据可以和投标方案对比 解决矛盾的途径是调整其中两个边界条件, 规模 245 万千瓦和设备达到 70 % 国产化率这两个条件应当保留, 因为符合近期发展风电的目的, 其他两个条件需要调整, 即上网电价要使项目有合理回报, 项目建成的时间应当根据国产化机组产品是否真正达到质量标准, 运行可靠而定, 最初批次的产品在野外运行时暴露出的问题妥善解决后再大量安装, 不能强行要求在规定时限吊装完成, 否则会发生只有装机容量, 没有预期上网电量的虚假 成就 目前许多政府部门和发电集团只追求增加风电装机容量, 连风能资源和能够利用的土地面积是否可行都不考虑, 更何况机组质量是否可靠 风电场完成装机容量指标后, 比预期少发电甚至不发电的现象不但可能发生, 而且现实存在, 例如 2005 年底统计的 126 万千瓦全国风电装机容量中, 至少有 2.5 万千瓦因机组质量问题一度电都不发 因此国家的风电发展目标将以风电电量表示, 例如 2010 年底装机 500 万千瓦,2010 年考核的指标应当是电网企业收购到 85 亿千瓦时的风电电量, 由于与常规电源的价差要在全国分摊, 这个数据是必须统计出来的 4.3 发展思路从 2006 年发展形势判断,2010 年风电装机 500 万千瓦的目标可以在 2008 年底, 即提前两年完成,2020 年实现装机容量 3000 万千瓦的目标前景良好 风电的长期目标是, 经过 年的准备, 大约在 2020 年前后, 使得风电能够与其他常规能源发电技术相竞争, 成为火电 水电之后的第三大常规发电电源, 至少达到装机容量 3000 万千瓦, 积极创造条件实现 1 亿千瓦, 占届时发电装机容量的 10% 2040 年或 2050 年实现 5 亿乃至 10 亿千瓦, 在届时的发电装机和发电量中占据 20% 以上 为了实现这一战略目标, 需要利用 5-10 年的时间, 在 2010 至 2015 年期间, 建立起具有国际竞争力的风电产业体系, 为实现长期目标奠定技术和产业基础 为了达到这一目标, 需要采取以下措施 : (1) 进一步明确我国发展风电的远期和近期目的 从战略上看, 我国风电发展到 2020 年应达到装机容量 3000 万千瓦,2030 年达到 1 亿千瓦和 2050 年 5 35

61 亿千瓦 显然, 风电要在能源供应和减排温室气体方面起显著作用是 2020 年以后, 届时风电成本才可能 十分接近 常规电源 2020 年风电装机达到 3000 万千瓦只占当时全国总电力装机的 3%, 风电电量只占 1.1% 因此 2020 年以前我国风电发展相当于 蓄势待发 的 蓄势 阶段, 主要目标是 : 尽快培育出本国的风电设备制造产业, 努力降低占风电项目投资 70% 的风电机组成本, 拉动相对贫困而风能资源丰富地区的经济发展 (2) 总结特许权风电场开发经验教训, 在全国范围内开发几十个 10~30 万千瓦规模的大型风电场 ; 推行固定电价方式的激励政策, 促进中小型风电场的发展, 培育稳定的风电市场 (3) 风电设备制造企业抓住新增市场机遇, 扩大现有产品生产批量的同时, 继续引进国外先进技术, 实现产品更新换代, 满足市场对兆瓦级机组的需求, 在积累实际经验的基础上, 提高自主开发能力, 降低机组生产成本 零部件和整机制造商不承担可再生能源发电配额的义务, 只有确保产品质量的义务和获得合理利润的权利 (4) 风电的发展与当地经济承受能力和电网容量相适应 在经济发达能源短缺的沿海地区加快风电发展 ; 在资源丰富的西部地区, 随着电网容量增长大规模开发风电 (5) 规模开发与分散开发相结合 以规模化带动产业化, 设想建立几个 100 万千瓦级超大型风电基地 因地制宜开发各地具有较好条件的中小型风电场 农村电网增强后可以考虑单机分散并网, 如丹麦和德国目前的方式, 德国虽然没有 10 万千瓦规模的风电场, 但是风电装机已经超过 1800 万千瓦 分布式电源也是未来电力结构发展的一种趋势 (6) 近海风能资源比陆上大, 不但风速高, 而且很少有静风期, 能更有效地利用风电机组的发电容量 海水表面粗糙度低, 海平面摩擦力小, 风速随高度的变化小, 不需要很高的塔架, 可降低风电机组成本 近海风的湍流强度低, 又没有复杂地形对气流的影响, 作用在风电机组上的疲劳载荷减少, 可延长使用寿命 一般估计风速比平原沿岸高 20%, 发电量可增加 50%, 在陆上设计寿命 20 年的风电机组在近海可达 25 年到 30 年 要认真研究国外开发近海风能的经验, 开始资源勘测和示范工程准备, 为今后大规模发展近海风电创造条件 (7) 产业初期特别需要加大对研发的投入, 千万不能为追求数量指标而放松 36

62 对质量的控制, 时刻牢记风电是对未来 20 年野外恶劣条件的投资, 能否有回报取决于今天是否一丝不苟, 现在宁可少些宁可慢些但要好些, 为的是可持续的真正的多和快的发展 4.4 发展展望 2006 当年, 风电上网电量约 38 亿千瓦时, 在 2006 年年底全国风电累计装机 260 万千瓦的基础上, 十一五 期间, 预计 2007 年到 2010 年全国新增装机容量约 500 万千瓦,2010 年实际风电装机容量有可能突破 700 乃至 1000 万千瓦 国内的设备制造业已经初步建立起来, 产品经过运行实践不断改进, 质量提高, 机型成熟, 因此,2007 年开始每年平均新增装机 200 万千瓦,2010 年底累计装机达到 万千瓦, 是有产业基础做保障的 按 2010 年底全国风电累计装机 800 万千瓦估算,2010 当年风电上网电量应该达到 180 亿千瓦时, 能源替代的效果将十分显著 2011 年以后, 设备制造业成长壮大, 每年平均新增装机 250 万千瓦,2020 年底累计装机有可能达到 5000 万千瓦 按 2020 年底全国风电累计装机 5000 万千瓦估算,2020 当年风电上网电量应该达到 950 亿千瓦时 届时在全国电力产业中风电装机容量约占 5%, 风电电量约占 2.1% 2020 年以后随着化石燃料资源减少, 成本增加, 风电将有一定的市场竞争能力, 会发展得更快 2030 年以后水能资源大部分也将开发完, 近海风电进入大规模开发时期 风电以其良好的社会和环境效益, 日渐成熟的技术, 逐步降低的发电成本, 必将成为本世纪我国重要的电源 世界各国普遍看好我国的风电市场, 认为中国有希望在 2020 年以后超过德国和美国成为世界最大的风电装机国和最大的风电设备供应国 世界风能理事会还预计,2020 年, 我国的风电装机有可能达到 1.5 亿千瓦 总之, 我国风能资源丰富, 电力需求充足, 有可能成为世界上最重要的风电市场之一 5 太阳能光伏太阳能光伏发电是目前成熟的技术, 其应用的市场障碍主要是成本过高以及硅材料的短缺, 目前光伏发电的成本仍在 4~6 元 / 千瓦时左右, 与商业化应用有相当的距离 我国太阳电池 / 组件年产量 2002 年以前长期徘徊在全球产量的 1% 左右, 但是, 自 2004 年, 在国际光伏市场尤其是德国 日本市场的强大需 37

63 求的拉动下, 我国光伏产业发展迅速 光伏电池的生产环节包括高纯度硅材料 硅锭 硅片 电池和组件生产能力分别达到生产能力分别为 25 兆瓦 580 兆瓦 500 兆瓦 1400 兆瓦和 1087 兆瓦, 出现了跳跃式发展,2006 年达到世界份额的 10% 以上, 仅次于日本 欧洲, 据世界第三位 我国成为世界光伏产业发展最快的国家之一, 为世界瞩目 同时, 我国形成了一批具有国际竞争力和国际知名度的光伏电池生产企业 自 2006 年, 一些光伏生产企业又鉴于光伏产业链的发展不平衡的局面, 即上游环节 ( 硅锭 / 片的生产 ) 能力小, 下游环节 ( 组件的封装 ) 能力大, 造成国际市场多晶硅原料的紧缺和涨价, 开始考虑投资硅材料的生产, 有望在 2008 年前后形成一定规模的生产能力, 估计 2010 年我国的光伏发电产品产量可能突破 1000 兆瓦, 成为世界最大的太阳电池生产国 生产能力年产量累计应用量 图 2 我国光伏电池的组件生产能力 年产量 累计市场应用量 ( 单位 : 兆瓦 ) 相比于产业的快速发展, 我国光伏市场则发展相当缓慢 准确把握我国光伏产业和市场的发展动态, 对正确分析发展形势 研究发展战略和采取积极对策至关重要 5.1 产业发展状况进入本世纪以后, 我国光伏产业进入快速发展期, 特别是自 2004 年起, 在世界市场强力启动的拉动下, 以超常速度发展, 形成了一个包括多晶硅原材料 硅锭 / 硅片 太阳电池太阳电池 / 组件 封装和光伏系统应用 专用材料 专用设 38

64 备制造, 专用检测设备制造以及光伏系统平衡部件制造等较完整的光伏产业链 太阳级多晶硅在整个光伏产业链中, 太阳级多晶硅原材料主要由原本为半导体工业生产超纯多晶硅的生产商提供 与光伏产业链其它环节相比, 超纯多晶硅生产技术的复杂程度 经济投资规模 建设周期等都要大得多, 因此对快速启动的光伏市场的响应速度也远比其它环节迟缓得多 ( 约 3~4 年 ), 这就造成了太阳级硅原材料自 2004 年起的短缺和紧张问题 根据最新估计, 太阳级多晶硅的供不应求形势将持续到 2008 年底 我国太阳级硅材料的技术和产业严重落后于国际水平, 材料紧缺矛盾在我国尤显突出 例如, 目前国际上太阳级硅材料价格约为 美元 / 千克, 而我国达到 美元 / 千克 2005 年底以前我国只有峨嵋半导体厂一家多晶硅生产企业, 年产能力 100 吨, 实际产量几十吨, 与经济规模在 2000 吨以上 技术先进的世界超纯多晶硅产业相比, 规模小 技术落后 ; 洛阳中硅利用我国自有技术建立了年产 300 吨多晶硅生产线,2005 年底开始投产, 计划 2006 年生产 240 吨, 某些关键技术尚在攻关之中, 有待突破 ; 四川新光硅业通过引进消化吸收建立 1260 吨西门子法多晶硅生产线已历时多年, 可望于 2007 年中期投产, 虽然技术比世界平均水平低 ( 前者设计能耗为 300~350 千瓦时 / 千克, 后者平均 120~170 千瓦时 / 千克 ), 但它的成功投产有望成为我国千吨以上规模多晶硅产业突破的起点 表 年我国多晶硅的生产与需求 2004 年 2005 年 2006 年估计 半导体工业需求 ( 吨 ) 光伏产业需求 ( 吨 ) 总需求 ( 吨 ) 多晶硅产量 ( 吨 )( 供 PV 使用 ) 多晶硅总缺额 ( 吨 ) 太阳级多晶硅缺额 ( 吨 ) 注 :( 太阳电池硅用量 年分别光伏按照 吨 / 兆瓦计算,2006 年晶硅电 池产量预计 280 兆瓦 ) 39

65 表 3 我国多晶硅产业已建和在建的项目 年生产能力 ( 吨 ) 预期建成时间 四川峨嵋多晶硅生产示范线 年底 四川峨嵋太阳电池太阳能多晶硅项目 洛阳中硅 300 吨项目 投产 洛阳中硅 700 吨扩产项目 年初 洛阳中硅二期扩建工程 年 四川新光硅业 年中 总计 注 : 正在计划筹建中的项目未列入, 如南玻基团的宜昌项目等 我国目前许多企业正在积极筹划建立年产千吨以上的超纯多晶硅生产线, 他们的成功与否决定于是否能获得可靠的生产技术 2005 年我国多晶硅的年产 量为 120 吨, 生产能力达到 400 吨 ( 洛阳中硅 300 吨, 四川峨嵋 100 吨 ), 生 产与需求存在巨大差距 表 2 给出了我国多晶硅的生产与需求, 多晶硅基本上 依赖进口 目前除新光硅业在建外, 四川峨嵋和洛阳中硅正在积极扩产 根据 各厂计划目标统计,2008 年我国多晶硅总生产能力可超过 4000 吨 ( 表 3), 但 这个目标的实现将是相当艰巨的 我国目前急待加强对太阳级硅材料研究开发 以及太阳级硅材料产业的支持, 尽快扭转我国太阳级硅材料极度短缺的局面 晶体硅锭 / 硅片自 2003 年起, 我国太阳级晶硅锭 / 硅片产业发展迅速 2005 年我国太阳级晶硅锭总产量达到 2386 吨, 其中单晶硅 2086 吨, 多晶硅 300 吨 ; 生产能力达到 5842 吨 ( 单晶硅 4850 吨, 多晶硅 992 吨 ), 如表 4 所示 晶龙集团单晶炉达到 300 台, 产量达到 1126 吨, 生产能力达到 吨, 已经成为世界最大的太阳级直拉单晶硅生产商 ; 保定天威英利拥有 23 台多晶硅铸造炉,2005 年生产太阳级多晶硅铸锭 260 吨 锦州华日 江苏顺大 常州天合 宁波晶元 2005 年分别生产了 和 40 吨太阳级单晶硅锭 江西赛维 LDK 公司计划购买 100 台大尺寸多晶硅浇注炉, 计划于 2006 年底形成 100 兆瓦硅锭 / 硅片生产能力, 将成为多晶硅生产的重要厂商之一 表 年我国太阳级晶体硅的产量和生产能力 ( 吨 ) 40

66 厂商 材料类别 年生产能力 ( 吨 ) 生产量 ( 吨 ) 晶龙 单晶硅 锦州华日 单晶硅 保定天威英利 多晶硅 江苏顺大 单晶硅 常州天合 单晶硅 宁波晶元 多晶硅 精工绍兴太阳能 多晶硅 其它 单晶硅 合计 5842( 单晶硅 4850, 多晶硅 992) 2386( 单晶硅 2086, 多晶硅 300) 作为光伏产业链的重要环节之一, 我国太阳级晶硅锭 / 硅片产业近年来发展迅速, 与太阳电池制造业几乎同步发展 另一个特点是, 我国的太阳级硅锭生产以单晶硅为主, 多晶硅锭与单晶硅锭产量比接近 1:7, 而世界接近 2:1 主要原因是国内单晶硅拉制的技术比较成熟, 国产单晶炉已实现国产化, 价格低廉 ; 多晶硅浇铸炉依靠进口, 价格昂贵 拉单晶投资少, 建设周期短, 资金回收快, 成为多数企业之首选 太阳电池自 2003 年起我国太阳电池制造业以超常速度发展, 年增长率达到 100%- 300% 2006 年我国共有 20 多家公司生产太阳电池, 共计生产太阳电池 500 兆瓦, 其中主要是晶硅电池, 非晶硅电池约占 3% 如图 3 所示 无锡尚德为我国最大的太阳电池生产厂家,2005 年生产了 82 兆瓦, 占全国总产量的 56.3%, 占全国晶硅电池产量的 61.7% 其次为宁波太阳能 深圳市拓日 广东铨欣 ( 草坪灯电池 ) 上海泰阳 南京中电 天威英利和云南天达等, 如表 5 所示 在短短的 2-3 年间, 我国太阳电池生产量占全球产品的比例由 2002 年的 1.07% 增加到 2005 年的 8%,2006 年超过了 10%, 成为继日本和欧盟之后的第三大生产国 从表 5 还可看出, 除原有厂家都在扩产外, 另有许多企业在建立新的太阳电池生产线, 到 2006 年底已经形成 兆瓦的生产能力 ( 晶硅电池 1601 兆瓦, 非晶硅 44.5 兆瓦 ) 41

67 表 年我国太阳能电池太阳电池的产量及 2006 年底我国预期的生产能力 公司名称 2005 年产量 (MW) 2006 年底产能 (MW) 无锡尚德 宁波太阳能 深圳拓日 9.6( 晶硅 3, 非晶硅 6.6) 68( 晶硅 38, 非晶硅 30) 广东铨欣照明 ( 草坪灯用电池 ) 9 20 上海泰阳 7 25 南京中电 天威英利 3 60 云南天达 3 50 天津津能 2.1( 非晶硅 ) 7.5( 非晶硅 ) 深圳创益 2( 非晶硅 ) 5( 非晶硅 ) 深圳日月环 2 ( 非晶硅 ) 2( 非晶硅 ) 江苏林洋 1( 晶硅 ) 100 其他 合计 ( 晶硅 133, 非晶硅 12.7) ( 晶硅 1601, 非晶硅 44.5) 光伏组件组件制造投资少 建设周期短 技术和资金门槛低 最接近市场, 多数电池厂同时也生产光伏组件, 也可单独建厂, 是光伏产业链中发展最快的环节之一 据估计我国有 500 家以上的太阳电池组件封装线, 主要厂家的产品都通过了 TǘV UL 等国际认证 据最新统计,2005 年我国组件制造除了达到 284 兆瓦, 生产能力达到 874 兆瓦, 如表 6 所示 42

68 表 年太阳能电池太阳电池组件的封装能力 企业名称 产量 (MW) 产能 (MW) 无锡尚德 上海太阳能科技 保定天威英利 BP 佳阳 8 50 宁波太阳能 江苏林洋 6 50 常州天合 深圳拓日 4 10 云南天达 6 10 上海泰阳 5 10 天津京瓷 8 10 武汉日新 8 10 深圳先行 8 10 其它 合计 图 3 我国太阳电池品种 相关产业发展除上述产业链外我国光伏相关产业得到了全面 协调 快速 健康发展, 如太阳能光伏发电系统及应用技术, 光伏系统相关平衡部件 ( 控制器 逆变器 蓄电池 配电系统, 支架和电缆等 ) 制造业, 光伏产业设备制造业 ( 如单晶炉 43