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2.相关电价政策暂不明确,综合价格核定暂无依据。
国家对天然气微燃机、储能及多能互补综合项目尚未出台电价政策,导致企业在微燃机发电、储能设备以及能源互补技术上的投入无法获得经济收益。
3.可再生能源补贴申报周期长,补贴资金拨付不及时。
多能互补项目多包含风力发电、光伏发电等可再生能源发电类型,需列入可再生能源电价附加资金补助目录,方可获得可再生能源电价补贴。目前补助目录的申报周期不固定、间隔时间较长,补贴发放延迟的情况也时有发生。2013年8月至2015年2月并网的可再生能源发电项目于今年6月启动申报程序,目前尚未获得批复;2015年3月之后并网项目的申报期未定;已进入补助目录的可再生能源项目,补贴资金拨付通常滞后3-6个月。
第三,电力调度及交易机制不完善。
《实施意见》提出“开展风光水火储多能互补系统一体化运行,提高电力输出功率的稳定性”,但由于配套的电力调度、市场交易和价格机制尚未建立,“一体化运行”在实际运行中难以实现。以青海龙羊峡水光互补项目为例,由于龙羊峡水电站是西北电网重要调峰调频电站,其调度运行关系到西北电网的安全稳定、电能质量及新能源消纳,目前该项目涉及的龙羊峡水电站及光伏电站均由西北网调直接调管,分别调度运行,难以实现一体化运行的要求。
第四,终端一体化集成供能项目接入电网标准有待进一步完善。
目前终端一体化集成供能项目尚未出台接入电网的设计标准、技术导则及验收规范,造成接入系统配置要求不明确,验收缺乏依据,影响了项目的并网速度,并为并网后的安全运行留下隐患。
第五,“可再生能源发电项目信息管理系统”暂未设立多能互补项目填报入口
目前“可再生能源发电项目信息管理系统”暂无多能互补项目填报入口,分别填报风电和光伏发电项目时,因项目名称及项目代码重复无法同时录入,极大地影响了项目的规范管理及补贴申报。
政策建议
第一,加大政策扶持力度,确保已出台政策的有效落实。
明确多能互补项目的具体形式及审批权限,提高审批速度及透明度,同时确保总规模不突破国家能源规划的各省(区)火电及新能源发电容量总量指标额度,防止以借建设多能互补系统名义,加大电力供大于求矛盾。将多能互补集成优化示范项目纳入国家及省级规划,可优先使用各省(区)火电装机容量、可再生能源发展规模及补贴等总量指标。风光水火储多能互补示范项目就地消纳后的富余电量,可优先参与跨省区电力输送消纳。推动各省结合实际制定推进多能互补技术发展应用的配套政策,鼓励采取政府和社会资本合作模式(PPP)建设多能互补集成优化示范工程。
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