当前我国可再生能源规划的执行评估，本文主要内容关键词为：可再生能源论文,当前我国论文，此文献不代表本站观点，内容供学术参考，文章仅供参考阅读下载。
[中图分类号]TM619 [文献标识码]A [DOI]10.14071/j.1008-8105(2015)04-0067-09 可再生能源具有资源分布广、开发潜力大、环境影响小、可永续利用的特点。开发利用可再生能源已成为世界各国保障能源安全、应对气候变化的重要措施，也是我国应对日益严峻的能源环境问题的必由之路。本世纪初，我国制定了《可再生能源法》《可再生能源中长期发展规划》，2011年11月，我国提出在2015年和2020年非化石能源分别占一次能源消费比重11.4%和15%的目标。同时，进一步细化了风电、太阳能发电、生物质能等各类可再生能源发展的“十二五”规划。从2011年至今，已经过去3年有余，现在是进行执行评估的时候了。 本文研究方法主要包括文献研究、比较分析(主要是与德国比较)，以我国可再生能源“十二五”规划目标和《2014年中国可再生能源产业发展报告》提供的数据为主要依据，进行定量分析与定性分析，按照“规划蓝图-实施情况”的一致性评估方法，具体采用政策执行评估中的目标完成程度评估法，对我国可再生能源规划的总目标和主要指标完成情况进行评估；依据执行阶段评估法对可再生能源“十二五”规划取得的阶段性成果进行评估。 计算目标各项目的实际完成程度，公式为：实际完成程度=实际完成数÷计划完成数×100%，通过对可再生能源消费总量、装机容量、发电量等主要指标的进展情况进行评价，得出目前可再生能源规划指标完成情况，进而发现规划实施中出现的偏差，为进一步落实可再生能源“十二五”规划及中长期规划提出建议。 目前对我国可再生能源规划执行评估的研究极少，相关文献主要有：熊良琼、吴刚回顾了美国、加拿大、德国、中国等典型国家的可再生能源发展历程，系统介绍了这些国家的可再生能源激励政策，对各国政策的实施经验进行对比分析，为完善我国可再生能源政策提供决策参考[1]。杨延以法律法规保障政策、经济激励政策以及技术创新支持政策为着眼点，通过分析德国可再生能源发展在政策方面的成功经验，找出其借鉴意义[2]。赵喆在总结我国可再生能源利用政策，如固定电价、电力配额制的基础上，分析我国风电和太阳能发展现状，展望可再生能源发展前景[3]。对配套政策“问题与对策”的研究，大部分学者认为，我国可再生能源发展同西方国家还有较大差距，存在政策不稳定、分散管理、研发投入不足、市场化程度低、技术障碍等问题。栗宝卿则探讨影响我国可再生电力能源可持续发展的突出问题[4]；Thomas Pregger等人把可再生能源政策的长期执行和德国能源系统未来可能的结构相结合，为可再生能源的转化进程提出了一个持续性方案[5]。通过底层研究提供的详实数据，设计出德国能源体系转型的长期路线图。Shun-Chung Lee，Li-Hsing shih也提出了一个政策效益评价模型，对政策价值进行定量评估[6]。 一、我国可再生能源规划总目标和主要指标完成情况评估 (一)可再生能源规划消费量完成情况 “十二五”规划指出，到2015年和2020年非化石能源占一次能源消费比例分别达到11.4%和15%的目标。到2015年全部可再生能源的年利用量达到4.78亿吨标准煤，其中商品化可再生能源年利用量4亿吨标准煤，在能源消费中的比重达到9.5%以上。根据国家可再生能源中心统计，2013年全国一次能源消费总量为37.6亿吨标煤，可再生能源占一次能源消费的比例由2006年的6.74%提高到10.62%。其中，可再生能源含水电供应量约为3.4亿吨标准煤，已完成规划目标的71%。如果包括太阳能热水器、农村沼气等非商品化能源利用方式，2013年我国非化石能源利用总量经折算达到4.05亿吨标准煤，占一次能源消费量已达11.5%[7]。如图1所示，自我国《可再生能源中长期发展规划》制定以来，可再生能源消费量占一次能源消费量之比除2009年有小幅下降之外，其他年份均有成增长趋势。将2013年的数据与“十二五”规划目标对比来看，可再生能源消费量已实现规划目标的71%左右(3.4亿吨标煤/4.78亿吨标煤)，若按此推算，2015年可再生能源占一次能源消费量比例为9.5%的规划目标太低，应作出调整。
图1 2005-2015年可再生能源消费总量及占一次能源消费量比例 资料来源：国家可再生能源中心，《中国可再生能源产业发展报告2014》，第15页。 (二)可再生能源规划装机容量与发电量完成情况 本节中，将可再生能源发展目前完成情况跟2015年规划目标比较时，由于2014年第四季度的数据欠缺，考虑到数据对比的合理性，计算发电量时，以2013年底的数据为参照与“十二五”规划指标对比；计算累计发电装机容量时，采用截止到2014年前三季度的数据为参照与“十二五”规划指标对比；计算新增发电装机容量完成程度的方法：“十二五”时期新增总量(2011-2015)/“十二五”规划指标，得出目前已完成“十二五”规划指标情况。 1.总目标均已提前完成 规划预计“十二五”时期，可再生能源新增发电装机1.6亿kw，到2015年可再生能源发电量争取达到总发电量的20%以上。近年来，在全球可再生能源市场不景气的情况下，我国可再生能源发电装机量和发电量均得到平稳提升，如图2所示。根据国家能源局提供的数据，截至2014年底，我国可再生能源发电累计装机达到4.3亿kw，占全部发电装机的32%，其中，“十二五”时期我国可再生能源新增装机容量为17857万kw，完成规划总目标1.6亿kw的111.6%，提前一年超额完成规划目标。此外，我国可再生能源发电量已占全国总发电量的五分之一，2013年我国总发电量53474亿kw·h，可再生能源发电量10809亿kw·h，已提前两年完成“十二五”规划目标。2014年可再生能源发电量1.2万亿kw·h，已占全部发电量的22%。鉴于此，可再生能源新增发电装机容量与发电量规划指标太低，在“十三五”规划中应作适当调整。
图2 2005-2014年可再生能源发电装机容量与发电量 资料来源：国家可再生能源中心，《中国可再生能源产业发展报告2014》，第17页。 2.主要指标实现程度参差不齐 由表1可知，我国水电已完成“十二五”时期新增装机容量规划目标的107.39%左右，其中溪洛渡等一批西电东送大型水电项目累计装机容量超过2.9亿kw，提前一年完成“十二五”规划目标。自2011年以来，“十二五”时期风电新增装机容量5944万kw，完成规划目标的77.76%，累计装机容量达8574万kw，完成规划目标的85.74%。“十二五”时期，我国太阳能发电新增装机容量达2235万kw，已完成规划目标的111.75%；太阳能累计装机容量也已超过2100万kw的规划目标。2013年，我国生物质能发电新增装机容量增速有所放缓，截至2014年9月，生物质能累计装机容量超过940万kw，目前已完成规划指标的72.31%。综上，我国可再生能源在新增发电装机容量方面，水能、太阳能已提前完成“十二五”规划指标，风能也已完成近八成。在累计发电装机容量方面，只有太阳能远超“十二五”规划指标，水能已基本完成规划，风能完成八成有余，但生物质能还只达到七成。
数据来源：根据国家可再生能源中心编著的《中国可再生能源产业发展报告2014》，以及发改委、国家能源局、北极星电力网提供的数据综合整理。 3.光伏年度计划未达标 国家能源主管部门将2014年新增光伏发电装机容量年度目标设定为1400万kw，其中光伏电站600万kw，分布式800万kw，分布式占光伏发电建设规模的60%。2014年前三季度，全国新增光伏发电并网容量仅为379万kw，仅完成全年新增光伏发电装机容量1400万kw之目标的约27%。倘若并网太阳能发电与并网运行光伏发电装机容量相一致，根据国家能源局发布的消息：“2013年全国累计并网运行光伏发电装机容量为1942万kw”，以及“2014年并网太阳能发电全年累计绝对量为2652万千瓦”，可推测2014年新增光伏发电并网容量仅为710万kw，离规划目标差距很大，但装机量是否与并网量一致，还有待国家能源局发布《2014年光伏发电统计数据》来验证。 2014年新增光伏发电装机目标难以实现，主要原因在于： 一是脱离实际、缺乏论证，导致光伏年度计划结构不合理。截至2013年底，我国累计光伏装机1942万kw，其中，光伏电站为1632万kw(占84%)，分布式光伏只有310万kw(占16%)；而且2013年新增光伏装机1291万kw中，光伏电站为1211万kw(占94%)，分布式只有80万kw(占6%)。由此看来，国家能源主管部门在制定目标时，只考虑到上一年度新增光伏装机的爆发式增长态势，以及当时的财税等利好政策，却忽视了分布式光伏的发展基础比光伏电站薄弱太多之现实，以及分布式光伏较难实现大范围应用等局限，导致光伏新增装机年度目标订得太高，计划难以完成。
二是缘于国家当前对光伏电站和分布式光伏补贴的差距，以及分布式光伏面临屋顶使用权不明晰等问题，使光伏电站更有吸引力。国家对光伏电站发电保证0.9～1.0元/kw·h的标杆上网电价，而对分布式光伏发电则实施0.42元/kw·h的补贴。而德国分布式光伏电站是按装机量进行电价补贴，如表3所示，以目前汇率来换算，德国2014年7月10kWp以上的分布式光伏上网电价补贴约0.9元，10MWp以上地面电站的补贴约0.6元。显然，德国电价补贴政策向分布式光伏倾斜，跟我国电价补贴恰恰相反，而且远高于我国分布式光伏补贴水平。鉴于此，我国应提高分布式光伏补贴水平，降低地面电站补贴，才能激发投资居民用电项目的积极性，从而促进分布式光伏目标得以完成。 二、可再生能源结构与统计数据一致性评价 (一)可再生能源发展结构分析 世界能源委员会(WEC)通过统计世界各种可再生能源发电的装机容量与年生产电力，得出各能源发电利用率平均值。据此，考虑相同的投入，可再生能源电力产出由高到低依次是地热、生物质、水电、风电、太阳能(见图3)。实际上，这种排序是以效率策略向世界提供了一种较合理的可再生能源开发结构，从发电量结构方可看出可再生能源总体开发情况。德国2013年可再生能源发电总量3180亿kw·h，发电量占比由高到低依次为生物质能(62.0%)、风能(16.8%)、水电(6.7%)，光伏(9.4%)，太阳热能(2.1%)，除了地热能(3.0%)发展较慢，其可再生能源发展结构跟“同等投入条件下可再生能源电力产出排序”基本一致。
图3 同等投入条件下可再生能源电力产出排序 资料来源：郑克棪，2013-2014年中国地热能产业发展报告，2014.8.11 然而，目前我国可再生能源利用结构却恰恰相反，虽然我国2013年可再生能源发电量10749亿kw·h略高于德国，但可再生能源整体结构不合理，发电量占比从多到寡依次为水电、风能、太阳能、生物质能、地热能，这不仅与“同等投入条件下可再生能源电力产出排序”大相径庭，而且从图4与图5明显看出，无论发电量还是装机容量，两国生物质能与水能开发现状都成鲜明对比。 一方面，德国生物质能发电量高达62.0%，其中，固态生质能(热)36.7%，气态生质能(电)15.1%，生质燃料10.3%[8]，而我国生物质能发电量仅占3.2%，生物质供热和燃料利用也不乐观。虽然生物质成型燃料、农业废弃物沼气工程、林业剩余物利用已有一定进展，但受技术创新与利用规模等限制，我国生物质能产业陷入发展“瓶颈”期。另一方面，我国水能发电量占比83.4%，但无论装机容量还是发电量，仍以大型水电基地建设为主，小水电开发呈无序状态，而德国等西方国家的大水电发电量是不计入可再生能源利用总量的。因为大水电开发明显破坏生态与人文环境，所以，大水电不宜列为可再生能源，从这个角度而言，我国可再生能源比重应重新计算。以2013年的数据为例，若扣除大水电，则我国可再生能源占一次能源消费量的比重仅为1.3%左右，可再生能源在我国的利用率非常低。此外，我国风能与太阳能不仅装机规模与德国相距甚远，而且发电量占比低，目前还面临并网难的困境。
图4 中国与德国2013年可再生能源利用结构图对比(发电量)
图5 中国与德国2013年可再生能源利用结构图对比(累计装机容量) 资料来源：作者根据“Development of renewable energy sources in Germany 2013”以及国家可再生能源中心编著的《中国可再生能源产业发展报告2014》提供的数据整理。 (二)可再生能源统计数据一致性分析 《中国可再生能源产业发展报告2014》第16页中指出，2013年我国发电量53474亿kw·h，生物质能发电量约占全国总发电量的0.8%。由此，笔者可算出生物质发电约428亿kw·h。另外，此报告统计的可再生能源发电量10749亿kw·h，其中，水电发电量8963亿kw·h，风电发电量1349亿kw·h，太阳能发电量95亿kw·h，易知，这四种可再生能源发电量总和为10835亿kw·h，还未考虑地热能、海洋能等可再生能源，显然就已超过10749亿kw·h。此外，该报告图1-14统计的发电量却又变为10809亿kw·h。即使在同一份报告中，数据都未统一，这不禁让人发问，哪个统计数据才是可信的？这些数据以何种标准得来？ 此外，由于我国可再生能源发展缺乏监督评估机制，未规范统一的评估工具与统计标准，导致各部门发布的数据不一致。笔者在搜集资料过程中，发现国家可再生能源中心、发改委、国家能源局以及北极星电力网公布的可再生能源相关数据并不统一，同时，这些单位提供的数据同“BP世界能源统计2014”中的数据也有较大误差，如表4所示。
三、我国发展可再生能源的政策工具评估 我国可再生能源产业的主要扶持政策为固定电价政策，风电、太阳能与大型地面电站开始为特许权招标，后转为固定电价，2013年实行按资源区标杆上网电价。太阳能将全国原有电价调整为三类资源区，分别执行0.9元/kw·h、0.95元/kw·h和1元/kw·h的标杆上网电价，明确执行期限为20年。对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为0.42元/
。显然，分布式光伏电价补贴远低于地面光伏电站，这也是导致目前分布式光伏进展缓慢的主要障碍。我国这种分区电价模式跟德国按装机量大小的电价模式(见表3)相比，德国模式能鼓励太阳能光伏电站的安装，而我国分区模式不具激励作用。此外，风能也按资源禀赋将全国分为四类资源区，从Ⅰ类到Ⅳ类资源区分别执行0.49元/kw·h、0.52元/kw·h、0.56元/kw·h和0.61元/kw·h的标杆电价③。由固定电价向标杆上网电价的转变，以地区可再生能源的资源禀赋为依据确定电价的方式，相比之前的固定电价，将有利于实现可再生能源资源的优化配置。 我国可再生能源电力配额政策的出台，是对固定电价制的补充。配额政策虽然明确规定了责任主体、责任分工和指标分配，但若本身规划不当或配额制施行过程中监管不到位，难免会出现造假完成指标的情况。 四、我国可再生能源规划执行的障碍及原因分析 目前，我国可再生能源发展还面临缺乏长远规划，追踪评估机制欠缺、生物质能发展遇瓶颈、风能与太阳能发电消纳能力不足、小水电呈无序开发状等诸多问题。 (一)我国可再生能源发展缺乏长远规划 德国在2010年6月通过2050年能源规划愿景，体现了长期利用再生能源战略路线图。德国能源转型计划将逐步放弃核电，可再生能源在能源消费中的占比目标为：到2020年达到35%，2030年达到50%，2040年达到65%，2050年则超过80%[9]。而相比之下，我国可再生能源发展只规划到2020年，规划时间太短，缺乏前瞻性与激励性。 (二)法律规章政策不完善，监督评估机制欠缺 虽然我国《可再生能源法》在实践中不断改进，但仍存在可操作性不强、信息缺乏及时公开、监督评估机制欠缺等诸多问题。例如，《可再生能源法》第十四条规定“发电企业有义务配合电网企业保障电网安全。”但发电企业的具体义务并无细则作说明；也没有把信息通报和信息公开的内容加以法律化，只有第十九条提及“上网电价应当公布”，至于何时何地以及采取什么形式公布，均未作具体规定。此外，我国《可再生能源法》中没有关于定期追踪与评估的规定，对可再生能源规划指标完成情况如何评定，也未在法律上作出具体要求与说明。 (三)产业政策执行受阻，生物质能发展遇瓶颈 加快生物质产业发展，关键在于技术创新。我国可再生能源技术的创新研发还很薄弱，一度成为生物质能发展缓慢的主因。目前，我国生物质发电尚处于示范项目阶段，生物质能在新能源发电结构中占比极小，但仅依靠个别项目建设进行技术尝试，难以形成创新推动和产业集群效应[7]。我国生物质能发电行业停滞不前，除了发电厂燃料供应不足、补贴政策不完善、建设成本高、技术水平低等因素外，真正阻碍在于政策无法执行。陈义龙④曾表示，生物质能源发展缓慢是化石能源集团绑架政府、操纵政策所致，其证据是：生物质油每吨成本约7000元，远低于商品油每吨9000元的价格，但现实情况是价廉的生物油并未得到广泛推广。生物质能产业政策和规划重在落实，但因既得利益集团架空政策，使经济、社会效益兼优的生物质能缺乏政策扶持与激励，导致生物质能发展步履维艰。 (四)市场调节作用不明显，风电消纳能力不足 目前，我国可再生能源发展的市场化程度较低，严重制约着我国可再生能源的发展。其中，风电与太阳能开发面临的挑战尤为明显，遭遇并网难和无法消纳问题，弃风限电、太阳能产能过剩现象层出不穷。配额制政策的出台，要求电网企业全额保障性收购电力的规定，将在一定程度上抑制弃风限电现象，但配额制政策不利于可再生能源产业的市场化，宜减少其作用，而加大鼓励机制。 (五)地方政府规划审批缺位，小水电呈无序开发状 虽然我国目前已建成4万多个小水电，但规划到2015年建成湖北等5个300万kw的小水电大省及四川等5个500万kw的小水电强省之目标难度较大。无论装机容量还是发电量，水能开发仍以大型水电基地建设为主，小水电开发存在诸多问题。一方面，地方政府缺乏长期计划、水能资源开发审批过程混乱。开发使用权被无偿占有、任意转让，水能资源开发呈“无规划、无审查、无监督、无验收”状态。另一方面，投资商掠夺性开发、抢占资源现象频发，过分追求经济利益，造成河道生态环境恶化。 五、创新国家扶持政策，促进可再生能源规划执行 我国可再生能源开发利用虽已取得进展，但相应的法律政策体系尚不完善，开发管理机制还不健全，我国可再生能源发展亟需健全的法律、创新的技术、合理的规划以及市场化的运营环境。 (一)长远规划可再生能源发展愿景 德国联邦政府的政策愿景与实际支持，包括法令的完善、示范计划、刺激诱因、巨资投入研发等，都是促成太阳能产业在德国发展壮大的因素[9]。鉴于我国可再生能源缺乏长远规划之现状，应坚定我们发展环保能源的决心，制定长远且合乎实际的发展目标，学习德国在能源全面转型中高瞻远瞩之经验，尽早为我国可再生能源发展规划愿景。在长远规划我国可再生能源发展目标的基础上，需要政府与全民坚定不移地执行。政府需要将可再生能源政策贯彻到底，民众除了响应参与外，还应发挥监督力量，使可再生能源政策真正成为改造我国能源结构与环境的助推器。 (二)修缮法律法规保障政策 德国可再生能源的发展得益于联邦政府的高度重视，建立了以电力输送法和可再生能源法为核心的法律体系，以及综合能源、气候计划为基准的政策体系[10]。德国是能源转型之路上的先行者，尤其是可再生能源法的修订过程对我国法律规章政策的完善颇具借鉴意义。第十八届立法会议期间，德国联邦经济部和能源署的十项能源议程指出，可再生能源法调整创建的基础，是找到基于竞争性的可再生能源推广方案，先进行项目试点，然后评估效果，再将反馈的评估结果用于改进、补充可再生能源法。 此外，针对我国可再生能源法现存的若干问题，仍可参考德国可再生能源法的做法。一是确保法律的可操作性。法律在对一般情况下的规定作出原则性说明后，还应进一步阐述在具体操作中或遇到特殊情况时的处理方法。二是把信息通报与公开加以法律化。要求可再生能源电网运营商、配电网运营商等相关方，按照规定的内容与时间，公开可再生能源电力信息，及时了解和监督各方责任与义务的完成情况。三是设立可再生能源法的定期追踪和评估机制，德国可再生能源法第97条即规定联邦政府必须每4年一次编制总结报告(Erfahrungsbericht)，第98条规定联邦政府每年要向国会报告可再生能源发展进度。德国为有效监督能源转型的执行情况，联邦政府已启动“未来能源”监测程序，如图6所示，同时，对能源指标完成情况加以评估[11]，学习这些经验，对加速我国可再生能源开发利用大有裨益。
(三)健全技术创新支持政策 可再生能源属于技术密集型产业，要提高其利用效率，降低成本与价格，技术支持与创新是关键。德国在上世纪就投入大量人力、财力和物力，开始可再生能源技术的研发。同时，通过对企业等经济主体在经济激励政策上的倾斜，调动企业对可再生能源技术研发的积极性，使研发机构与企业相结合，减少可再生能源的研发周期，加快可再生能源向市场化和产业化方向发展的进程。在趋于完善的政策激励和雄厚的资金支持下，德国可再生能源技术创新取得了显著成就。 鉴于此，要积极应对生物质能陷入瓶颈的难题，我国在效仿德国实行“政策支持+资金投入”模式的基础上，应重点加强生物质产业自主创新能力和科研基础设施建设。在保证坚决落实相关政策的前提下，建设若干与国际标准接轨的生物质能源、生物质材料、绿色化学品等技术研究开发中心，加大生物质产业技术开发和产业化示范力度。同时，积极引导生物质企业成为技术创新主体，形成以市场需求为导向、企业为主体、院校为依托的生物质产业创新体系[12]，同时，应加大生物质能的规模化利用，发挥产业集群效应。 (四)创新经济激励促进政策 针对市场机制作用不明显的问题，应进一步健全以市场为主导的综合推广手段，使传统干预措施与市场激励手段相结合。实行固定电价制的德国在可再生能源参与市场竞争之前，就根据国情采取了税收、补贴、信贷、价格和政府采购等多种经济激励手段促进其成长[2]。 德国在不断完善输电系统和配电系统等层面的做法，为我国解决市场调节作用不足引发的问题提供了思路。我国可设计针对配电商可再生能源附加费的减免政策以及针对部分行业的特殊优惠政策，即在当前全额保障性收购的前提下，根据可再生能源发电特定技术，适当调整收购价格，当配电商满足年度供电量中超过一定比例如20%来自风能和太阳能时，则其当年需支付的可再生能源附加费可适当减免。 此外，面对日益增加的可再生能源份额，未来电力市场的设计必须有效部署发电站，确保能源安全，德国十项能源议程中的“电力市场计划”理念为解决市场调节作用不足也颇具启发意义。通过开展风电供热试点项目、风火联调积极探索风电本地消纳渠道，单独设立促进风电并网和消纳的示范项目，为未来大规模接入风电做准备，解决风电并网消纳难题。 (五)完善地方可再生能源发展规划 针对目前小水电开发无序现状，关键是规范地方政府对小水电的设计、规划与审批流程，增强投资商的安全环保观念。我国小水电开发进程中，占可再生能源利用份额要逐步扩大，地方政府应在严格执行水法与可再生能源法、规范建设项目审批流程基础上，完善地方可再生能源发展规划，从程序上杜绝“无规划、无审查、无监督、无验收”的水电站，对小水电建设过程中事关公共安全与公共利益的技术进行严格审查和论证，及时排除安全隐患。此外，小水电一般分布在边远山区，要促进小水电快速发展，还必须加大政策扶持与资金投入力度。 六、结论与建议 我国地域辽阔，各类可再生能源均有分布且资源量巨大，可再生能源产业发展有着得天独厚的资源禀赋。此外，我国可再生能源产业发展基础较好，人才素质、技术研发、创新能力等方面竞争力较强。鉴于此，若我国积极规划可再生能源发展愿景，并坚定不移地执行下去，前景可观。结合我国和德国的发展经验，笔者做如下建议： 1.我国可再生能源比重应重新计算。鉴于大水电开发破坏生态与人文环境，不宜视为可再生能源，因此，我国目前发布的可再生能源利用比重不符实际，应只将小水电、太阳能、生物质能、海洋能、地热能纳入其中重新计算。 2.长远规划可再生能源发展愿景，政策推广目标应明确远大。可再生能源“十二五”规划指出，“要因地制宜推动小水电开发，建成若干个百万千瓦级小水电基地。”在此规划中，涉及“因地制宜”与“若干个”等含混不清的表述，而对于规划目标而言，应是具体可操作的数字化目标，这种模糊的规划指标无疑增加了评估难度，在“十三五”及以后的规划中，建议相关规划指标经过论证后加以数字化，完成时间也应列入，宜在《可再生能源发展条例》中直接明确目标与时间。 3.调整可再生能源规划指标。按目前的统计方式来看，一是可再生能源占一次能源消费量比重的规划目标太低。以2013年的数据为参照，我国可再生能源利用量已完成规划目标的85%左右；可再生能源消费量占一次能源消费的比例为10.62%，已接近11.4%的规划目标。二是新增发电装机容量与发电量指标均有待提高。“十二五”时期，我国可再生能源新增装机容量已提前一年超额完成规划目标；可再生能源发电量提前两年完成规划目标。三是光伏2014年度规划指标过高难以实现。鉴于规划指标同实际发展速度差异大而不能有效发挥规划作用，也不利于调动发展可再生能源的积极性和紧迫性，在“十三五”及以后的规划中，太阳能光伏电站建设及其发电量目标应经论证后作相应调整。 4.调整可再生能源利用结构。通过评估发现，我国可再生能源整体结构的规划指标设计不合理，主要体现在小水电占比小，生物质能潜力未发挥，太阳能与风能进展缓慢。鉴于此，要及时调整可再生能源利用结构，重点发展生物质能；在太阳能资源丰富的地区优先发展太阳能，提供政策支持，加大资金投入力度；鼓励小水电开发，小水电耗资少、见效快、清洁无污染，向小水电和常规水电提供优惠政策与资金支持，是加快小水电开发进程的基本路径；鉴于大水电对生态环境的破坏性，还应严格限制大水电建设等。 5.选择重点产业发展。德国政府把超过一半的预算投入太阳光电，太阳光电才得以快速发展。同样，在我国所有可再生能源中，政府也必须评估优先级，选择某一项再生能源作为优先发展产业，方能获得国家的最大利益并加速其发展进程。根据“同等投入条件下可再生能源电力产出排序”与我国资源禀赋等因素综合考量，我国应重点发展生物质能。 6.调整分布式光伏电价政策。分布式光伏装机容量与规划目标差距甚远，与其电价补贴标准(0.42元/kw·h)远低于光伏电站标杆上网电价有关，除了适度降低光伏年度计划目标外，应重点以电价优惠政策支持分布式光伏发展，提高分布式光伏电价补贴，降低地面电站补贴，从而激发投资分布式太阳能的积极性。 7.调整发展策略，采用德国可再生能源发展模式，即由先普及太阳光电的装置容量来推动太阳能技术的创新，而非现行的“先行技术提升以及成本降低，再普遍推广”，否则一旦我国太阳能技术迟迟无法突破以及自主的话，国内的太阳光电市场将进展缓慢[9]。 8.提高风电消纳能力。将政府干预和市场调节相结合，采取经济激励手段盘活市场，制定“电力市场计划”，设立促进风电并网和消纳的示范项目。 ①kWp=Killo Watt Peak.MWp=Megawatt Peak其中killo watt指千瓦特，megawatt指兆瓦特，P指峰值，意为太阳能光伏电池的峰值总功率。目前，1欧元≈6.9773人民币元，1欧分≈0.069773人民币元。 ②表中数据已根据1兆瓦-0.1万千瓦的关系换算统一。 ③国家发展和改革委员会文件。国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知，发改价格(2014)3008号。 ④陈义龙，阳光凯迪新能源集团董事长。
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当前我国可再生能源规划实施情况评价_可再生能源论文
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