DQZHAN訊：日本如何破解可再生能源發展瓶頸
日本政府*新公布的“第5次能源基本計劃”，**將可再生能源確定為到2050年實現經濟自立的脫碳化“主力電源”，但2030年可再生能源發展目標仍維持22%~24%的占比，因目標偏低而備受社會輿論詬病。
當前日本可再生能源發展仍面臨發電成本過高、市場環境欠優、并網接入容量受限、電力調節能力不足四大瓶頸。為此，新修訂的能源基本計劃決定采用降低發電成本、改善市場環境、優化電網運行、提升調節能力等四大措施破解上述難題，以期未來實現可再生能源成為主力電源的目標。
降低發電成本
全球可再生能源價格不斷**低，發電成本甚至低于傳統火電的水平，但日本的可再生能源價格卻偏高。例如，日本風力發電實際成本平均為13.9日元/千瓦時，高出世界平均水平8.8日元/千瓦時的60%。
降低發電成本的總體目標是與現有國際市場價格保持同等水平，以強化可再生能源的國際市場競爭力。基本思路是借鑒歐洲國家普遍采用的根據發電量價格遞減的浮動價格制(Sliding-scale)，以市場價格交易為基礎的差額補貼制(Feed-inPremium)、可再生能源直接在電力批發市場交易等做法，改革可再生能源發電補貼機制，把可再生能源固定上網電價(FIT)轉變為“市場電價+溢價補貼(FIP)”，推行市場競爭機制與政府扶持相結合的政策。
推廣競價招標制促進市場競爭。2017年11月首開招標，2兆瓦以上光伏招標*低成交價為17.20日元/千瓦時，比2017年的21日元/千瓦時低了18%，取得了一定的積極成效，但與歐洲國家招標成效相比降幅仍偏小，招標制從2018年起還計劃擴大至大型生物質發電和海上風電項目。
推行領跑者制促進市場降價。以效率高、成本低的領跑者企業價格為上網標桿價格，進一步加快可再生能源發電電價退坡速度，進一步降低可再生能源發電補貼依賴。隨著電力體制改革的深入，到2020年要徹底改革FIT制度，*終將取消補貼制度。
引導企業更加依靠技術**和科學管理開發市場和促進投資。鼓勵開發多用途、低成本的鈣鈦礦太陽能電池，推廣固定式和懸浮式海上風電的低成本施工法、加強智能逆變器等能改變現行商業模式的**技術開發;同時有效利用一般海域、四荒地以及其他有潛力的土地資源，采用*新的技術設備提高發電效率，促進可再生能源的開發投資。
改善市場環境
日本實施FIT制度6年以來，取得了一些積極的成效，也存在很多問題。特別是在可再生能源高比例大規模普及的新形勢下，必須重新審視FIT制度，更多地通過市場手段來推動可再生能源經濟自立。因此，如何改善市場環境，過渡到平價上網是當前日本可再生能源發展所面臨的重大政策課題。
規范FIT認證和運用制度。FIT制度初創期，由于光伏收購價格優惠吸引了大批業主申請，但限于當時條件準備不足，有些業主取得FIT認證而長期未能實際發電。2017年4月，日本實施新修訂的FIT法，對未能與送配電方簽訂并網合約的業主將取消其認證資格。與此同時，對2018年以后取得認證的項目限定投運發電期限，住宅光伏限1年、商業光伏限3年、風電、地熱和生物質發電限4年，中小水電限7年;對于增發電量實行隨行就市的收購價格政策，但發電設備安裝場所的土地證明文件則放寬至在取得認證后提交。
探索建立新的商業模式。FIT制度完結之后，要引導業主探索建立新的商業模式。今后，隨著發電成本降低，零能耗建筑推廣、家用熱電聯產系統和電動汽車的普及，將會有更多用戶選擇自家消費的新模式，與此同時剩余電力如何與需求側融通，如何構建離網式可再生能源商業模式，如何利用非化石能源的附加價值，如何利用可再生能源電轉氣技術等，政府將盡早制定相關配套鼓勵措施。
降低投資準入門檻。歐洲海上風電發展的成功經驗表明，政府放寬環境評估和并網管理將有效促進產業大發展。日本可再生能源投資過于集中太陽能領域，近5年新增裝機容量90%以上集中在光伏發電。而風電和地熱發電則增長緩慢。因此，日本立法改變普通海域只允許3~5年的短期占用規定，海上風電海域可長期占用達30年，同時加快環評審批手續，以優化可再生能源結構，保證可再生能源發電的持續穩定性。
優化電網運行
風電和光伏發電具有的波動性和間歇性特點，對電網的**穩定運行造成很大影響，直接關系到可再生能源的并網消納。當前日本可再生能源并網面臨三大難題：一是“并網困難”，系統消納空間有限是主要原因;二是“并網不公”，可再生能源不能獲得優先甚至平等的調度機會;三是“并網昂貴”，可再生能源不得不承擔高額的電網增擴容等配套費用。綜合來看，電網靈活性不足是造成三難問題的根源。
針對“并網困難”的問題，日本將推行新的輸配電管理制度，其首要目標是*大限度釋放已有電網的靈活性。因此，日本主要采取優化系統運行、調整輸電模式、放開部分并網約束等方法解決這一問題。
針對“并網不公”的問題，日本將加強可再生能源發電的經濟調度。今后日本電力調度將擴大調度范圍，涵蓋各類再生能源，簡化并網手續，開放系統容量市場，在滿足電網**和供電質量的前提下，優先調度可再生能源發電，以實現*低發電成本的經濟調度。
針對“并網昂貴”的問題，將建立公平合理的電網成本分攤機制。可再生能源發電所固有的不確定性要求其大規模并網往往需要對輸電容量進行增擴容，以加強電網的輸送能力。因此，必須對現有的輸電線路進行改造，一方面增加輸電容量，電網增擴容實行公開招標，工程費用將由相關企業共同負擔;另一方面通過改革和提質增效有效削減現有電網利用成本，防止電網成本轉嫁給發電側，并網工程費用由一次性付款改為分期支付，以減輕業主負擔。
提升調節能力
風電和光伏發電等不確定性可再生能源接入電網需要確保電力系統的調節能力，以平滑發電系統輸出波動性，保持電力供需平衡。但既有電力系統靈活調節表現能力較弱，因而電源調峰調頻能力受限。因此，當下*重要的是提高和釋放電力系統靈活性，以保障可再生能源并網及其電能質量。
精細優化運行計劃，縮減調度間隔和關停機時間，以提高系統效率;一方面充分發揮火力發電和生物質發電本身所具備的可調節性，包括火電機組低功率保護機制、自動頻率控制(AFC)、每日啟停運行(DSS)等，確保電網運行的靈活性;另一方面，提高發電量預測和電網負荷預測精度。天氣預報力爭做到準確及時，盡可能實現當天預報發電量，減少預測值與實際值的誤差，以減少電力調度頻次和間隔。
增加儲能系統參與市場調度，通過需求響應和智能電網提高負荷彈性。大規模可再生能源接入光靠火電和抽水蓄能發電調峰是不夠的，必須利用蓄電池等儲能技術、分布式能源的虛擬電廠技術(VPP)、電轉氣技術(P2G)增加電力調節能力。需求側響應是增加電力靈活性的重要手段，利用需求響應技術(DR)可大大增強調節能力。現在日本光伏供給過剩的發電量主要用于抽水蓄能發電，今后將主要利用需求響應技術來調整電網供需平衡。大力利用這些低碳調峰組合技術還有助于推動節能減排目標的實現。
優化跨區電力調度，通過市場**挖掘電源自身的調峰潛力。2017年4月，日本首開“負瓦特交易市場”，將消費者節約的電量作為輸配電與電力零售的調節工具;2018年5月，日本又設立了“非化石能源市場”，開辟了以自家消費為主的可再生能源市場交易通道;2020年還將創建“供需調整市場”，實行跨區域的廣域電力調配;今后還計劃創設“容量市場”，通過供需實時調整確保足夠的電力調節能力，同時積極探索基于區塊鏈技術的P2P電力交易模式。這些新市場一旦形成后，富裕的可再生能源將會帶動電力批發市場電價降低，同時反過來又會刺激電力需求，從而驅動電力需求進一步靈活化。
