《土地、关税、政策问题成为印度碳中和目标“拦路虎”!》

  • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
  • 编译者: guokm
  • 发布时间:2022-03-30
  • 印度部署的可再生能源装机容量正在快速增长,它不仅有望实现更绿色的未来,而且还将提供更多的就业机会。正如印度在IT、制药、汽车等行业中超越了世界上许多国家一样,该国的可再生能源行业也将建立其全球足迹。印度希望跻身于全球可再生能源领域的前列,该国制定了2070年实现净零经济以及2030年部署500GW可再生能源的目标。该行业将引进新技术、无与伦比的供应链管理系统,并在寻求更清洁的发电途径方面投入巨资。

    从减少进口能的角度来看,而且从未来实现能源独立的角度来看,对该行业的推动和支持也是必要的。致力于缓解气候变化并更加自力更生,将推动印度可再生能源行业在未来几十年的持续增长。

    可再生能源领域的巨大积极性

    随着印度希望全球在可再生能源领域跻身顶级行列,该国在部署可再生能源项目、扩张和运营的各个方面都存在巨大的积极性。由于对环境恶化的担忧,印度政府正在坚定地朝着实现自己的国家自主贡献(NDCs)的绿色世界迈进,并一直通过竞争性和透明的公开招标、全天候能源项目、绿色氢能等政策干预措施来支持该行业,生产关联激励(PLI)计划用于光伏模块和电池制造、混合能源(光伏发电+风力发电)项目。在过去十年,可再生能源领域的政策创新是其他任何行业都无法比拟的。

    印度政府的政策有助于在该行业建立有利的环境,这有助于利益相关者从零开始,并达到他们可以成为全球清洁能源生产、传输甚至存储的领先者的地步。与过去不同(例如在煤炭和电信等领域),印度政府引入的竞争性招标基于多项技术的采用,这使整个过程变得更加透明,从而增强了电力生产商的信心。

    国际需求和倾向

    鉴于国际上对更清洁的发电方式和现代能源生产的推动,再加上印度政府带来的透明度和有利环境,许多国外投资者带来大量流动性,这是增加部署可再生能源的当务之急。

    与其他基础设施项目一样,可再生能源项目的融资是实现500GW可再生能源目标的关键。印度政府采取了一些政策和举措,促进基础设施项目的融资结构,深化国内债券市场,并放宽这些行业的投资限制,以确保充足的流动性和长期低成本融资的可用性。

    印度政府的这些措施帮助大型知名企业参与了该国正在编写的可再生能源路线图。随着知名企业的加入,在光伏组件制造、电池储能系统、新技术、发电效率、输电、配电和电动汽车充电基础设施和技术等所有领域都发生了重大变化。这些企业也将确保可再生能源行业获得大量投资,这是非常必要的。

    面临的一些挑战

    然而,印度仍在致力为该国15%还没有获得电力的人口提供电力,并在实现《巴黎协定》的目标方面面临一些挑战。虽然印度在引入光伏组件制造的生产关联激励(PLI)计划等措施方面有些晚,但会快速发展。

    可再生能源生产商(尤其是光伏发电开发商)面临的另一个挑战是土地可用性。好消息是,印度可以将所有几乎荒废的贫瘠土地转化为光伏发电场,其回报非常可观。部署光伏项目需要占用大片土地,印度各地政府必须介入以帮助私营公司获得所需的土地,必须为光伏生产商提供一种“即插即用”的机制,提供无诉讼的土地、必要的许可证以及适当的电网连接所需的帮助。

    对于任何转型之旅,每个利益相关者都需要做出积极贡献。截至目前,印度少数中央机构(SECI和NTPC)都在大力推动可再生能源产业的发展。除非所有州政府机构也参与转型计划,否则实现部署500GW可再生能源的目标就可能会成为一项艰巨的任务。由于最近一些州政府取消购电协议的行动,各州购电协议已经失去了神圣性,投资者和贷方都没有准备好接受州购电协议。需要紧急司法和监管干预来恢复任何政府签署的商业合同的神圣性,特别是长期合同,例如电力采购协议(PPA)。而其他利益相关者投资数十亿卢比并可能在没有正当理由的情况下收到取消电力采购协议(PPA)的通知。

    降低关税必须使消费者受益

    要使可再生能源真正在印度快速发展,该国政府必须确保降低关税的好处使消费者受益。最近,光伏电价已从最初的每单位18卢比降至每单位1.99卢比左右。然而,这种好处并没有惠及电费每隔几年就上涨的那些消费者。为了让更多的民众从电价下降中受益,印度政府必须在配电领域进行重大改革来使配电公司获利。与电信行业一样,将降低关税的好处惠及客户,这对行业的成功发展至关重要。可再生能源领域也需要有类似的战略。

    印度政府需要将国有配电公司实现私有化,以提高配电效率和有效性,建立健全的电力交易场所,创建和促进开放准入市场,确保终端消费者从这些转型过程中受益。

    印度政府推出了屋顶光伏激励计划和光伏农业水泵计划(Kusum)但收效甚微。由于印度已经证明有能力在18个月内启动和实施为10亿人接种疫苗的全国性计划,这是印度渴望做的下一件大事,将会彻底改革屋顶和零售光伏发电。印度需要有勇气梦想在每个屋顶都将安装光伏系统,每个农田都将拥有至少一台光伏水泵,并且每个房屋都将拥有至少一辆电动汽车。让每家公司和每家每户通过绿色清洁能源满足至少60%的能源需求,以实现该国到2030年部署500GW可再生能源的梦想,这应该成为印度的一项国家使命。

    另一个需要解决的挑战是传统贷款机构对能源部门的负面影响。即使是银行也未能摆脱束缚,继续以与传统能源行业相同的视角看待可再生能源发电行业。印度政府可以将清洁能源部门纳入优先部门贷款,为融资市场带来更多活力,并引入绿色融资方案,为该部门的繁荣发展提供必要的融资市场深度和厚度。

    如果这些问题能够得到有效解决,印度将走向更光明、更环保、更美好的未来。

  • 原文来源:http://www.nengyuanjie.net/article/54967.html
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  • 《如何让过网费不再成为“隔墙售电”的“拦路虎”?》

    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2022-03-14
    • 今年以来,《能源领域深化“放管服”改革优化营商环境实施意见》《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》等政策相继出台,进一步明确了推动开展分布式发电就近交易(即“隔墙售电”)的政策风向。 “虽然利好政策频出,但过网费、交叉补贴等核心问题仍未厘清,致使‘隔墙售电’在实际操作中存在诸多困难,必须寻找到与电网共融共赢的模式。”日前,一些“隔墙售电”企业相关人士向记者表示。 过网费怎么收 2017年《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》的出台,标志着“隔墙售电”试点启动,但其发展并不顺利,直到2020年12月,江苏省常州市天宁区郑陆工业园5兆瓦分布式发电市场化交易试点项目成功并网发电,“隔墙售电”才真正落地。 “隔墙售电”既有利于分布式能源就近消纳,又能大幅降低输配成本,为交易双方带来实实在在的收益,为何难落地? 据了解,过网费该不该收、收多少是困扰“隔墙售电”项目的一个核心问题。所谓过网费,即电网企业为了回收其电网设施合理投资、运行维护成本及合理投资回报而向使用者收取的费用。 按照相关政策规定,电力用户自发自用以及在10千伏(20千伏)电压等级且同一变电台区内消纳,免收过网费。以一个2兆瓦的屋面光伏为例,采用10千伏接入配电网,自发自用之外的电量销售给附近同一台区的用户时,无需交过网费。 对此,鑫诺律师事务所律师展曙光举例说:“‘隔墙售电’就像是破墙开店,跟原来的经营者竞争,还必须经过原经营者的路,你觉得人家会配合你减免费用吗?” 一位“隔墙售电”项目参与者告诉记者,申报“隔墙售电”交易试点所需材料中的诸多文件都需要电网公司出具,电网公司怎会轻易给与自己争利的项目出具支持文件呢? 通常,“隔墙售电”项目的电源需要接入配电网,再到达周边的用户,因此在一部分业内人士看来,电网收取过网费有其合理之处。 不过,据记者了解,过网费与现有的电力交易体系输配电价核定方式有关。“隔墙售电”中如何考虑电网资产利用情况以及输配电价中的交叉补贴情况,给出一个各方均认可的过网费标准并非易事。 在中国能源研究会配售电中心副主任贾豫看来,当前,电网企业的过网费与各省统筹的输配电价在定价方式上相悖。“输配电价是各省统筹,而过网费则是节点定价法,这涉及重构输配电价体制,如果不理顺现有的电价机制,不通过市场的价格来调整与分配资源,‘隔墙售电’仍难迎来大发展。” 交叉补贴如何捋顺 据了解,分布式发电项目的过网费是以电压等级高低划分收费标准的,但目前的电价体系中包含政策性交叉补贴,而交叉补贴又是多层次、多维度的体系,可能存在于同一省区不同地市之间,工商业与居民用户之间等,相互交错,情况复杂。 所谓电价交叉补贴,就是在总体电价水平一定的条件下,对各类别用户实行与实际供电成本不相匹配的用电价格,以达到一部分用户给予另一部分用户电价补贴的政策目标。当前,我国最主要的交叉补贴类型是,供电成本低的工商业用户通过承担高电价来补贴供电成本高、承受能力弱的居民和农业用户。 业内认为,正是因为有交叉补贴的存在,“隔墙售电”交易的过网费很难用电压等级扣减的思路厘清。 贾豫告诉记者,各省电价在进行成本监审的时候,电压等级、交叉补贴其实是清楚的,但如何疏导补贴成本是难题。“部分省区一般工商业用户因承担了较多交叉补贴,‘隔墙售电’的交叉补贴如果进入直接交易市场反而会出现电价倒挂现象,导致电价上涨。” “现在的矛盾点在于,交叉补贴的资金是由财政支付,还是通过调整电价实现。”贾豫表示,“江苏‘隔墙售电’之所以能成功,主要原因在于当地政府提出了,就近直接交易电量的输配电价仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的输配电网输配费用,免交未涉及的上一电压等级的输电费,政策性交叉补贴予以减免。” 利益协同怎样破局 在构建新型电力系统的当下,《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》等政策,提出支持分布式发电(含电储能、电动车船等)与同一配电网内的电力用户通过电力交易平台就近进行交易,电网企业(含增量配电网企业)提供输电、计量和交易结算等技术支持,完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则。“隔墙售电”如何借助利好政策和新的市场环境迎来转机,为业内所期待。 有接近电网的相关人士告诉记者,电网是电力生产、输送和使用的公共平台。“隔墙售电”交易需要电网企业提供分布式电源并网运行、输电、以及保障电力用户可靠用电的技术支持,提供发用电计量、电费收缴等服务,这些都增加电网企业的运营成本,特别是分布式发电交易不支付未使用的上一级电压等级的输电价格,与全部由电网企业供电相比,这部分电量对应的电网企业的售电(或输配电价)收入就减少了。由于“隔墙售电”交易改变了电网的运营方式,给电网企业增加的成本是多因素共同作用下的一个综合结果,需要在试点中监测评估并逐步厘清。 该人士认为,若综合考虑“隔墙售电”交易双方以及电网企业的利益诉求,平衡各方成本与收益,电网不仅不会成为“隔墙售电”交易难以逾越的难关,而且会成为积极的参与者和推动者。 多位专家一致向记者表示,解决“隔墙售电”市场主体各方的矛盾,还应当回到电力体制改革确定的市场化方向,利用市场化方式解决。目前新能源成本已经大幅下降,分布式电源承担过网费的能力增强了,为处理好“隔墙售电”的过网费等问题提供了契机,相信坚持按照市场化原则,“隔墙售电”可以实现电源、电网、用户三方共赢。 杭州数元电力科技有限公司董事长俞庆认为,“隔墙售电”体量小,政策想扶持也找不到落点,若能将绿电集中打捆销售则更直接便捷。(来源:中国能源网 韩逸飞)
  • 《碳中和目标下煤电未来如何定位?》

    • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2020-12-04
    • 在中国提出“2030年碳排放达峰、2060年实现碳中和”目标后,曾经饱受争议的煤电加速退出路径逐渐明朗。 目前全球已经有不少国家和地区承诺将在本世纪中叶实现碳中和。但对于碳排放已经达峰的一些发达国家来说,它们有60至70年的时间从“碳达峰”平稳过渡到“碳中和”,但中国则承诺,将用30年的时间来完成这一转变。 这意味着,中国能源转型速度将远远超过发达国家,清洁能源、可再生能源将迎来爆发式增长。 为了实现碳中和目标,“十四五”期间必须严控煤电规模。这是因为,煤电是中国碳排放最大的领域。同时由于中国还处在城镇化、工业化进程中,电气化将成为各行业的主要脱碳手段。再加上电力是技术上最容易脱碳的部门,那么电力需要在各行业中做最早达峰的排头兵。 华北电力大学经济与管理学院教授袁家海基于碳中和目标,提出了一个电力系统脱碳路线图:到2025年达峰,2035年之后碳排放快速下降,2050年实现近零排放,2060年要达到负排放。这就要求,“十四五”期间,煤电总装机必须达峰,而且控制在目前的11亿千瓦左右。 现存的煤电装机角色也将发生改变,在未来可再生能源占据主导的电力系统中,其调峰调频、辅助服务等功能将愈发突显。 煤电规模亟待严控 “要实现碳达峰、碳中和,‘十四五’期间能源的增量主要得依靠非化石能源,特别是可再生能源。”中国工程院院士、原副院长杜祥琬表示。 目前,煤电仍然稳居我国第一大能源。 截至2019年底,全国煤电装机高达10.4亿千瓦,占全球总装机一半;2019年煤电发电量4.56万亿千瓦时,占全国发电量比重达63%。 煤炭是碳排放强度最大的化石能源。全球能源互联网发展合作组织发布的数据显示,煤电产生的二氧化碳排放占全国总排放量的43%,是未来减碳的最大主体。 近几年来,外界一直呼吁应严控煤电发展,但是目前我国对煤电的发展政策,却是时紧时松,未能真正抑制住煤电的无序建设冲动。不仅如此,在新冠疫情下,许多地方为了拉动投资、刺激经济,在煤电行业亏损面高达50%的情形下,仍逆势上马一批煤电项目。 与此同时,国家能源局也连续三年放松了中国煤电风险预警。今年2月,国家能源局发布2023年煤电规划建设风险预警结果,33个预警地区中,红色地区从2021年的17个,2022年的8个,减少为2023年的3个。红色预警是一个约束性指标,表示煤电装机明显冗余、系统备用率过高,不能核准和开工建设新的省内自用产能。 袁家海发布过一组统计数据显示,目前各开发阶段(在建、缓建、停建、封存、核准、核准前开发和宣布)煤电项目的容量共计4.13亿千瓦。如果全部完成,这将是一个巨大的装机规模,占全国现有煤电装机量的40%,给实现碳达峰目标增加了很大阻力。 从一个能源企业中长期发展角度来看,发展煤电项目也并非明智的选择。事实上,近年来我国煤电行业日子并不好过。由于电力市场过剩、新能源竞争冲击、高煤价低电价“两头挤压”等多种因素叠加、长期综合作用,煤电企业接连亏损,负债率高企。 全球能源互联网发展合作组织在《中国“十四五”电力发展规划研究》给出过预警,当前开始每新增1亿千瓦煤电机组,不仅将增加超过3000亿元资产损失,同时会导致2030年前将累计减少清洁能源装机约3亿千瓦。 可再生能源补缺 严控煤电装机规模,以后的增量用电需求如何满足?能源安全如何保障? 目前业内普遍预计到2025年、2035年我国将新增用电需求1.8万亿、2.4万亿千瓦时左右。 全球能源互联网发展合作组织在报告中给出了具体结论,认为若在2025年前不再新增煤电,并在2035年前逐步退出1.9亿千瓦装机,新增需求和煤电退出缺口可全部由清洁能源满足,清洁能源发电量年均增速仅需达到6.8%,低于2015年来10%的增速,完全可以实现。 该机构认为,其中“十四五”风电和光伏装机有望达到2.9亿千瓦、3.2亿千瓦,平均每年新增风电装机5800万千瓦、光伏6400万千瓦,合计为1.22亿千瓦。这些风电和光伏新增装机加上其他清洁能源新增装机,将完全可以满足“十四五”新增用电需求。 从国际经验、技术储备以及行业发展阶段看,清洁能源完全可以成为真正的主力能源。 近期,国家气候中心联合国家发改委能源所、北京大学、国网能源研究院等几家机构共同做了一个研究,结果表明,预计到2050年如果中国国内风电装机达到25亿千瓦、光伏装机26.7亿千瓦,按照全国小时级的电量互动平衡,不需要储能和需求侧响应,仅靠风光就可以提供全国67%的电力电量需求,同时弃风弃光率比率不到8%。 未来,风电和光伏等可再生能源,将在成本、环保等方面,以压倒式优势让煤炭等化石能源加速退出。 煤电未来如何定位? 但是煤电加速退出,可再生能源大规模发展,也带来了新的问题。 对整个电力系统而言,随着风电、光伏等可再生能源高速增长和煤电的不断退出,将从局部地区开始逐渐形成一个新能源电力高占比的电力系统。 这是一个巨大的挑战。在11月2日举行的全球能源互联网大会上,中国工程院院士郭剑波认为,高比例新能源电力系统电力总量充盈与时空不平衡矛盾突出,新能源消纳和电力系统安全的矛盾突出,将对电力系统的市场机制设计、规划设计、生产管理、运行控制带来挑战。 在这种情况下,可以提供灵活性辅助服务的煤电就派上了用场。郭剑波认为,可以通过调整煤电区域性功能定位,从电量型电源向电力电量型电源转变,充分发挥自身基础电源的优势,通过提供灵活性服务来提升新能源消纳。 全球能源互联网发展合作组织也认为,在碳中和目标下,煤电未来的定位应该是,总量逐步减少,功能向调节性电源转变。煤电装机2025年达峰11亿千瓦后,逐步减少至2035年9.1亿千瓦、2050年4亿千瓦左右。煤电将主要发挥辅助服务、保障灵活性和可靠性等作用。 在严控规模的同时,煤电存量机组优化改造,也是实现我国煤电清洁高效发展的重要举措。2019年底我国共有8.9亿千瓦煤电机组实现了超低排放,占全部煤电机组的85%。袁家海建议,“十四五”期间继续推进剩余具备条件的煤电机组超低排放和节能改造,对于不具备条件的煤电机组适当采取“上大压小”的方式进行替代,进一步降低煤电平均供电煤耗。 为更快实现碳排放达峰和碳中和目标,加速煤电退出,还需要市场机制设计与配套政策完善。如在电力市场基础上引入碳市场。 袁家海表示,未来在电力市场基础上引入碳市场,充分发挥现货市场竞价规则的作用,进一步完善省间交易机制,打破僵化的利益分配格局,做大跨区输电的“盘子”,实现在更大范围内的资源调配与电力互济。 充分发挥现货市场竞价规则的作用,碳市场将提升煤电发电成本,从而倒逼落后的低效煤电机组的竞争性淘汰。碳排放有了成本,燃煤机组出力必将减少,而水电、风电和光伏出力不会受到太大影响。 “碳市场+电力市场”会拉高边际出清机组报价,发出价格信号,吸引更丰富的需求响应、储能等灵活性资源进入市场,系统发电的碳排放总量将不断减少,最终以市场为驱动力实现脱碳。 能源基金会首席执行官兼中国区总裁邹骥认为,实现碳达峰、碳中和目标,关键在于“十四五”期间加快完善碳市场机制建设。 2020年11月初,生态环境部发布《全国碳排放权交易管理办法(试行)》和《全国碳排放登记交易结算管理办法(试行)》的征求意见稿。邹骥提醒,当下碳市场交易制度还有不少有待完善的空间,包括需要明确碳交易总量控制,提高违法成本等,但当务之急是在“十四五”期间先做起来,在实践中寻找优化的解决方案。