我国新能源产业发展问题及解决方案

六、我国新能源产业发展存在的问题

(一)风电产业存在的问题

自2002年以来我国风电新增、累计装机量的年均增长速度双双出现稳步加快态势,与全球其他主要风电市场区域发展横向对比来看,表明我国风电市场的发展速度已居全球首位,2006年~ 2008年新增装机量的增长速度数倍于德国、西班牙、美国等风电装机大国的增长速度。但在风电产业快速发展中也出现了一些问题,主要如下:

1﹒风电规划比较粗放

(1)风电地方规划与全国规划衔接不够

各地政府在组织编制大型风电场或风电基地的开发规划时,主要依照当地风能资源情况制定风电的规划规模和建设时序,而未能考虑电力系统的电源结构、风电消纳市场、电网输电能力等因素。地方政府确定的规划规模远远大于国家总体规划。“十一五”以来,我国风电发展目标多次修改,尚无定论。另外,发展规划的制定对产业的总体指导性作用也没有体现。

(2)风电发展与其他电源规划协调不够

风资源的间歇性、随机性和不可控性的特征,导致风力发电具有随机和局部反调峰特性,对系统的安全运行带来诸多困难。电力系统消纳风力发电的规模,主要取决于系统的合理规划和资源的优化配置。与欧美发达国家水油气电源比重高(德国占30%以上、美国占50%以上)、系统调峰能力充裕的情况不同,我国电源结构以煤电为主(目前占75%以上,其中部分区域还有调峰能力差的热电机组),水电装机中大部分为径流式电站、丰水期不能调峰,核电目前不参与调峰,系统调峰能力极为紧张,导致我国大部分地区电网的风电消纳能力受到限制。

(3)风电开发与电网规划建设配套不够

我国陆地风能资源主要集中分布在“三北”(东北、西北、华北北部)地区,技术可开发量占到全国陆地风能总量的95%以上,风能资源基本上与用电负荷逆向分布。风能富集地区电网规模小、负荷有限,风电出力无法就地消纳,风电电源距离负荷中心远。与欧美风电“小规模、分布式,低电压、就地接入”的发展模式显著不同,我国风电发展具有“大规模、高集中开发,远距离输送”的特征,面临着更加复杂的技术挑战,风电的大规模开发必须依托坚强、灵活的电网来实现。各地的风电规划,与电网规划脱节,不考虑电网建设计划和建设进度,再加上风电电源建设周期短、电网建设周期长,也导致风电发展与电网发展出现不协调的现象。

(4)风电场区域缺乏科学合理的规划、布局和综合利用

江苏省陆地风电场均建在沿海滩涂地区,由于这些地区属于淤长型海岸,频繁的滩涂围垦将使已建风电场逐渐远离海岸线1﹒5公里以内的风能资源丰富地带。同时,一些区域出现了滩涂围垦后的工业化开发现象,这可能进一步加剧风电场址的风速衰减,特别是引进项目中有些属于高污染化工企业,排出的工业废气严重影响风电设备的性能和寿命,增加了维护成本,减少了风电机组寿命,从而影响风电场盈利能力,对风能资源和风电场投资造成了浪费。另外,沿海地区土地资源相对宝贵,由于风电场占用土地面积大,需要开展科学综合规划,结合地方经济发展,开发旅游业、养殖业,条件具备也可以考虑结合开发光电资源,提高资源的综合开发效率。

2﹒激励政策不够完善

(1)增值税改革影响了地方政府支持风电发展的积极性

①增值税转型自2009年1月1日起,根据《中华人民共和国增值税暂行条例》和《中华人民共和国增值税暂行条例实施细则》的有关规定,购进或自制固定资产产生的进项税额从销项税中抵扣。同时,取消进口设备免征增值税和外商投资企业采购国产设备增值税退税政策。因风力发电项目一次性固定资产投资较大,该规定实施以后,对地方财政收入产生较大影响。

增值税转型改革后,通常风电场在投产运行的前8-10年时间里,其发电收入应交纳的增值税才能与购买风电设备所含的增值税相抵扣。偏远地区的风力发电增值税已经成为地方财政的来源之一,但增值税转型后,在风电项目建成后的开始10年左右,地方政府失去了这部分财政收入,严重挫伤了这些地方开发风电的积极性。

增值税由“生产型”向“消费型”的过渡,体现了对企业固定资产投资的一种激励,有利于企业的技术创新。但此政策更多关注企业对政策安排的反映,仅考虑企业的积极性,而没有充分考虑到诸如风电等新型产业的发展,需要得到地方政府的支持,需要发挥地方政府的积极性。

②所得税政策方面由于风电场多数位于偏远地区,享受“西部开发政策”、“振兴老工业地区政策”和“资源枯竭城市转型政策”等投资优惠政策,风力发电企业实行所得税“减免”。同时,为了支持风电产业发展,对风力发电企业所得税普遍实行“两免三减半”。另外,对于特许权项目,过低的上网电价使得风电场投资商难以盈利,地方政府至少短期内无法从风电企业征收企业所得税。

③一些地方为了增加财政收入,影响了风电的建设与发展秩序由于在提升地方GDP和税收方面,风电场建设远不如风电设备制造企业贡献的多,2009年以来,越来越多的地方政府(甚至县级政府)为促进当地经济发展,在审批新建风电项目时,要求开发商必须引进一家风机制造企业在当地建厂,或者必须采购当地风电设备企业的产品。对于风电场建设配套的其他设备或施工,如果当地能够提供,开发商必须采用。这些地方保护主义的行为,违反了国家招投标的有关法律法规,但为了开发当地风能资源,开发商往往只能让步。在上述背景下,一些不成熟、不规范的风电机组制造企业为了快速进入市场,往往积极响应地方政府的要求在当地建厂。短期内似乎可以为政府创造一些税收,但实际上带来风能资源的无序发展和设备制造的风险。风电场一般都在边远地区,这些地区制造业基础差,劳动力素质低,生产和质量管理基础薄弱。一些技术、质量都有待实践检验的产品,通过这样的渠道进入风电市场,将给风电开发企业带来巨大风险。

(2)大规模风电并网的辅助服务补偿机制还不够完善

由于风电间歇性、随机性、波动性的特点,必须要有其他相当规模的水电、火电等常规电源参与电力系统的调峰,才能保证电力系统安全稳定运行。风电的并网发电,要增加其他常规水电、火电机组调峰调频等辅助服务负担,导致机组单位发电能耗、发电成本增加。而目前对于火电、水电为风电提供各类辅助服务尚无相关经济补偿政策,为风电调峰的水电、火电机组得不到辅助服务费用补偿。这影响火电、水电企业参与调峰调频的积极性,也有失公平。

3﹒项目审批仍存问题

风电特许权招标项目在促进我国风电大规模开发和风电设备国产化方面做出了巨大贡献。2003~2007年,国家共组织了五期特许权项目招标,地区涉及广东、江苏、内蒙古、吉林、甘肃和河北等风能丰富省区。截至2008年9月,通过特许权招标共确定了49个风电工程项目,总装机容量880万千瓦(包括跟标的风电项目),计划在2010年底之前全部建成投产。风电特许权招标不仅为风电上网电价核准提供了参考,也为千万千瓦级和百万千瓦级风电基地的规划和建设奠定了基础。

按现有规定,5万千瓦以上风电项目建设由国家发展和改革委员会实施特许权招标,5万千瓦以下则由地方政府审批,但风电上网价格仍需由国家发展和改革委员会审批。结果是,一些地方政府和投资企业为了争上项目,规避国家审批,把一些项目拆分建设,一个30万千瓦的项目被拆成6个以上的小项目(每个项目都小于5万千瓦)。地方政府自行批准的小风电项目遍地开花,风电资源却被严重浪费。由于这些拆分建设的项目与电网建设脱节,又进一步加剧了风电与电网的矛盾。

4﹒风电并网问题突出

(1)2008~2009年部分风电场损失电量情况

2008年以来,内蒙古、甘肃、河北和吉林等风电大省区连续出现了电网限制风电场出力的现象。2009年6月,中国电机工程学会风力与潮汐发电专业委员会开展了风电场由于电网限电所造成的电量损失情况的调查工作。我国前七大风电开发商(龙源电力集团公司、大唐新能源有限公司、华能新能源产业控股有限公司、中国电力投资集团公司、国华能源投资有限公司、中广核风力发电有限公司和华电新能源有限公司)共48个风电场在2008年1月到2009年5月期间出现过电网限电现象并造成电量损失。

据统计,截止2008年底,48个风电场总装机容量440万千瓦,超过这七家公司总装机容量600万千瓦的70%,因电网限电, 2008年48个风电场的电量损失约为3﹒7亿千瓦时,折合满负荷利用小时数(简称“折等效小时数”)为84﹒7小时。前七大风电开发商在2008年底合计风电装机容量约占全国总风电装机容量的50%左右,因此统计数据反映的限电情况基本能够反映全国整体情况。由此可以推断,2008年由于电网限电造成全国风电电量损失约7﹒4亿千瓦时,接近全国风电总发电量131亿千瓦的6%。

2009年前五个月,损失电量约为6﹒2亿千瓦时,折等效小时数为140小时,全年估计将超过200小时。2009年电网限电造成风电电量损失的问题将更加突出,初步估计造成的全国风电电量损失很可能超过20亿千瓦时。

(2)风电场建成后不能及时并网问题

风电并网方面存在的问题,可以分为两类不同情况进行分析:一类是风电场建成后不能及时并网,另一类是并网后不能正常运行。

关于风电场建成后不能及时并入电网,主要是风电场及其配套送出方面的建设工期配合和电网项目核准滞后的问题。风电场建设周期较短,从开工建设到具备并网条件,通常仅需要1年左右时间;而电网项目建设受征地青苗赔偿等因素的影响,工作周期较长;另外电网项目核准程序和办理过程长,以220千伏电网为例,从开展前期工作到核准一般需要2年左右时间,从开工建设到投产,一般需要1年左右时间。

值得注意的是,在风电装机统计的种类和方法方面需要进一步明确。目前,风电装机主要有两个统计口径,一个是并网容量,一个是吊装容量。并网容量是指接入电网并投产运行的风电机组容量,由中国电力企业联合会统计。吊装容量是指完成发电机和风叶到塔筒顶部安装的风电机组容量,既包括并网容量,也包括完成吊装但尚未进行发电机组调试、风电场内部联调、风电场并网联调等工作的机组容量,由中国水电工程顾问集团公司统计。风电场从完成吊装到并网投产,通常有一定时间的间隔,不同统计口径在同一时间内得到的数据会有所不同。

(3)风电并网后不能正常运行问题

一是局部地区电网薄弱,电网接入和输送存在“卡脖子”问题,导致风电出力受到限制。目前,甘肃西部地区约有20万千瓦机组运行出力受限,主要原因是甘肃西部地区位于西北主网末端,且系统调峰能力有限。风电功率的大幅变化,导致电网运行电压调整十分困难,影响系统的电压稳定,风电出力受到限制。

二是电源结构不合理,调峰电源不足,个别时段受调峰能力制约而限制风电出力。2009年以来,吉林电网先后三次限制风电出力,最大限制风电出力达到45万千瓦,主要原因是电源调峰能力不足。2008年底,东北电网供热机组已超过2000万千瓦,占全网火电装机容量的40%,吉林电网供热机组容量更是超过省调直调发电机组容量的90%。进入冬季后,供热期间正值风电大发,系统调峰矛盾凸显。

三是风电机组技术性能不高,部分风机在系统发生小扰动时自动脱离电网。目前,我国双馈型和直驱型机组占风机总量的70%,但由于我国现行标准无强制性要求和成本较高等原因,这些风电机组基本没有配备有功、无功调节和低电压穿越等功能;恒速感应型风电机组约占风机总量的30%,由于不具备有功和无功调节功能,欧洲很少在新建风电场采用。由于风电机组技术性能普遍不高,在系统发生小扰动时,风电机组自动脱网事件时有发生。

当前影响风电并网运行的因素中,电网配套项目核准滞后问题可以通过加强规划和协调管理予以解决,局部地区电网“卡脖子”问题可以通过加强电网建设予以解决,风电机组技术性能低问题可以通过出台国家标准、实施并网检测的方式予以解决,统计口径问题可以通过规范定义、统一标准予以解决。长远来看,影响我国风电大规模发展的关键是系统调峰问题、负荷管理问题和大规模远距离输送问题。

5﹒系统调度难度加大

(1)系统平衡矛盾加剧,调峰调频压力增大

风电的反调峰特性增加了电网调峰的难度。根据对东北和吉林电网的统计,风电反调峰概率分别为60%和56%。吉林电网由于风电接入,一年期间峰谷差增大的时间达到210天。由于调峰容量不足,吉林电网出现了低负荷时段弃风的情况。

风电的间歇性、随机性增加了电网调频的负担。据统计,2008年2月~11月新疆地区风电在30分钟内出力波动超过9万千瓦达到347次,增加了电网调频的压力和常规电源调整的频次。

(2)部分电网电压控制难度加大

随着大规模风电场接入电网,部分电网运行电压控制出现了较大困难。据统计,受风电影响,新疆电网达风变110千伏系统电压长期在113千伏以下,为支撑110千伏系统电压,其220千伏母线电压不得不全年维持在238千伏以上;运行电压调整十分困难,也对输变电设备安全造成了威胁。少数风电场运行依赖系统无功补偿,也限制了电网运行的灵活性。

(3)电网稳定运行的风险增加

风电的间歇性、随机性和波动性增加了电网稳定运行的潜在风险。一是风电引发的潮流多变,增加了有稳定限制的输电断面的运行控制难度;二是当前风电发电比重增加,导致在相同的负荷水平下,系统的惯量下降,影响电网动态稳定水平。

6﹒机组质量亟待提高

风电机组的质量问题首先影响风电机组的安全、稳定运行,进而影响电网的安全和风力发电企业的盈利,对于风机厂商的信誉和市场营销也是极大的考验。

国外主流制造商在产品正式进入市场之前,都通过整机严格测试、样机试运行、第三方机构测试等流程。在我国存在机组研制出来,在未经严格测试和认证的情况下便投入了批量化生产的现象,给发电企业带来了很大的不确定性风险。

我国大多数风机制造企业为了尽快形成风电机组生产能力,通过购买国外许可证或“联合设计”得到制造图纸,本身自主研发能力薄弱,而且所采用的零部件质量未经实践检验,因此,产品的质量和可靠性与国外主流厂家的设备有不少差距。有些国产风机设备刚刚完成样机制造,尚未通过试运行即批量采购,这给风电场的运行带来了很多不确定的技术和经济风险。这些设备在风电场的实际运行中已经暴露出问题,给风电开发企业造成了一定损失。

目前投入运行的国产机组也曾多次出现重大的质量和技术故障,如轮毂裂纹、主轴问题、轴承问题、齿轮箱故障、发电机故障,等等。根据同时安装了进口和国产风机的风电场实际分析,由于综合性能的差异等原因,折合到同等条件下,1﹒5MW进口风机的年发电量比国产风机高出10%以上。

如果这些问题不能尽快解决,长此以往,我国将会出现风电高装机容量、低发电量的尴尬局面。

7﹒基础工作急需加强

风力发电作为一个新兴行业,其可持续发展需要有长期、坚实的基础研究和经验积累来支撑。当前,我国风电产业发展的许多基础领域需要加强。

(1)气象资料和测风工作长期观测资料包括风向、风速、气温、气压、湿度、雷暴强度、风沙强度、积冰、龙卷风、台风、飑线、盐雾、冻土深度和有代表性的加密测风等。目前,这方面我国主要存在以下一些问题:一是测风仪器大量进口。这一方面制约了产业的发展水平,另一方面可能会出现气象资料外泄。二是测风许可管理不够严格、明确,缺乏测风后数据的统一管理。三是气象数据资料不能统一、共享。四是缺乏数字天气预报。数字天气预报是电网调度和风电场风功率预测的主要依据之一。

(2)风资源特性研究风资源特性数据,是风电机组设计、制造和风电场开发的基础资料。一是在目前国际风电行业标准主要是以欧洲大陆风资源为依据,由各种科研机构通过长期的努力,采用数值统计、模拟和理论推导相结合的方法获得。从实践中看,一方面,风况模型要能包含较大范围的风能资源情况;另一方面也要尽可能地接近某一地域的实际风能资源情况。也就是要取得市场容量和制造成本的平衡。二是目前世界上的风况模型应用到中国的风资源开发应用上,实践已经表明有较大的差别,尤其是面对中国大规模集中开发风电项目的战略需求。风资源特性和风况模型的研究需要耗费大量人力、物力,风险较大而研究者受益较少,需要国家公共财政投入的大力支持。

(3)风力发电机组设计标准行业标准是行业长期研发成果和实践经验的浓缩和总结,是设计、制造、检验、运行和维护等各个环节的条件、参数、指标和要求,是行业技术活动的指南。目前,风电行业标准主要有德国劳伊德GL标准、丹麦RISOE的DNV标准和国际电工委员会(IEC)的标准。这三个系列标准主要是以丹麦、德国的条件和经验制定的,我国基本上是直接把翻译后的IEC标准作为国家标准。制定针对我国国情的风电标准,需要充分的基础研究和大量的实践经验,现在尚不完全具备条件。

我国从国外引进的机型是按照国际标准设计的,而国际标准所规定的载荷条件主要是依据欧洲的风况与气候制定的。我国一些地区的风况、气候条件和地质、地貌与国际标准中所列出的情况差别较大。因此,按照国际标准设计的机型不能完全适合我国的自然条件。

实际上,在国际标准IEC61400-1中已明确说明:“风力发电机组设计中要考虑的外部条件取决于安装风机的风场类型。对需要特殊设计(如特殊风况或其它特殊外部条件)的风力发电机组,规定了特殊安全等级——S级。S级风力发电机组的设计值由设计者确定,并应在设计文件中详细说明。对这样的特殊设计,选取的设计值所反映的外部条件至少与预期使用的外部条件恶劣程度一致。标准中给出的I、Ⅱ、Ⅲ级风况不包括海上风电场,也没有考虑热带风暴(例如飓风、龙卷风、台风等)的风况条件。这些条件都要求风力发电机必须采用S级设计。”

由此可见,对于我国特殊的风况条件,需由设计者自己考虑。但需要考虑哪些因素,如何体现在设计之中,截至目前无据可依。国外设计者不可能背离国际标准专门为我国设计特殊风力发电机组,而我国风电企业也提不出可执行的设计技术要求。如果出现设计缺陷,将会导致大批量召回事件,损失将会很大,这种风险是存在的。

(4)风机设备检测与认证德国和丹麦风机制造大国都有测试平台——主要包括风电试验场和叶片试验装置——供企业使用,进行风电产品的研发和测试。这些设施如果单独由企业来建,投资大,利用率低,容易造成资源浪费。

风电设备检测与认证方面存在的主要问题:一是目前我国的风机测试认证机构刚刚成立,检测认证机制还没有真正建立。由于新型风电机组的检测工作需要一至两年时间,而国内由于市场需求旺盛,国内企业的大多数产品没有经过检测认证,在质量和可靠性缺乏验证的情况下就投入大规模生产和安装,这是导致我国国产机组目前故障率高于国外机组的重要原因。二是检验设备投资巨大,国内检验机构还不具备检测的硬件配置。三是风电设备检测人才非常缺乏。

(5)风电并网技术标准及检测我国原有的风电并网技术规定为GB/Z1996-2005《风电场接入电力系统技术规定》,属指导性技术标准,且已过有效期。和国外风电发达国家的并网导则要求相比,就并网导则规定的内容而言,我国并网导则规定的项目较少、要求较低。2009年,国家电网公司修订完成了风电接入电网技术规定,但仅为企业标准。目前,国家已经委托中国电力企业联合会标准化委员会进行新标准的编制工作。

我国未要求并网机组实行强制性并网检测认证,相应的检测认证体系也尚未建立。目前,我国已经投运的风电场均未进行过并网检测,对于风电场有功功率控制、无功功率调节、低电压穿越能力、电能质量等方面的技术要求无法落实。大量未经检测认证、不符合技术规定的风电机组并网运行,给电力系统的安全运行带来了隐患。

(6)风电机组质量控制体系目前,我国风力发电机组的认证主要局限在设计和型式认证上。由于大部分制造商是按照国外设计图纸组装风机,对风力发电机组技术的理解有限,在生产质量的控制方面很难精准把握。一旦出现质量问题,可能会导致大量维修或者更换机组问题,重现1999年丹麦风电事件。

按照我国目前风电发展速度,风力发电机组每年装机会达到数千台,其中大部分机型从国外引进,甚至存在引进在国外也未得到充分验证和考核的机型。风电零部件特别是叶片、发电机、齿轮箱、轴承等关键部件的生产要求高,一些企业虽然从不能生产到能够生产,但缺乏进入批量生产前的运行测试和故障分析,导致产品质量不稳。由于质量控制不到位,个别企业出问题后不得不召回其产品,造成损失。

8﹒政策依赖性较强

国家发改委1204号文件强调风电设备国产化率要达到70%以上的政策给本土风电企业提供了发展良机。但是随着国内企业实力的增强以及欧美的企业和政府认为上述规定限制了国外企业在中国风电产业的公平竞争,2010年1月,发改委取消了“风电设备国产化率要达到70%以上”的相关规定,这一开放风电市场的政策变化对已经产生政策依赖性的国产风电企业带来了国内市场更为激烈的竞争和走出国内参与国际竞争的机会。

9﹒关键设备的产业链配套不够完善

目前国内较为成熟的600kW、750kW机组的国产化率可以达到90%,1﹒5MW机组的国产化率也达到了70%,但国产化率不能简单地看成多少零配件是其中多少产品是国内生产的,需要真正掌握相应技术的国产化率才有意义。我国风电设备商大都仍只是组装生产商,或者买个国外的生产许可权,核心部件如电控系统、主轴轴承、风叶等关键领域仍处于起步阶段,其生产与配套能力的不足,已成为制约国内风电产业规模化发展的瓶颈。2009年,我国叶片生产总能力在150万~170万千瓦,齿轮箱的生产能力在1 600台左右,两者都约占目前国内近400万千瓦整机产能(包括境内外资与合资企业)的50%,尚存在200余万千瓦的供应缺口。国内风电机组用轴承(特别是主轴轴承)也绝大部分依赖进口。

10﹒产能过剩、竞争激烈

风电产业的快速发展,带动了风机产业的发展。中国风能协会数据显示,在短短的几年内,中国风电整机制造企业从2004年的6家急剧扩张到了现在的70多家。此外,风电设备部件制造企业总数也已超过百家,仅叶片厂就有50多家。从企业产能计算,已经超过市场容量。

到2010年,目前的70多家企业按现有规模全部建成,产能完全释放后,风电设备产能将达到年产3500万至4000万千瓦。而今后十年,我国的风电场建设速度可能维持在年装机1500万至2000万千瓦之间。因此,风电机组制造企业面临不可避免的激烈竞争,风电设备市场也必将迎来残酷的买方市场。市场经济的法则决定了最终会淘汰一部分企业。有关方面预计,虽然现在国内有众多的风机企业,但最终可能大型企业会剩下三、五家,中型企业剩下十来家,其余的企业将很难在市场竞争中生存下来。

在目前风电特许权招标的模式下,竞争者不得不降低风机价格和扩大产量来获得竞争优势。市场上规模化程度最高的华锐风电、金风科技和东方电气具有明显的竞争优势。其他实力较强的制造型企业,如上海电气、湘电股份和天威保变,扩产速度也会加快。上述企业凭借其与五大电力集团的长期合作关系,都可以获得一定的市场份额。其他生产规模不大的企业,生存环境会日趋艰难。

据统计,2008年内资(合资)企业新增装机容量排名前十位的依次是华锐、金风、东汽、运达、上海电气、明阳、航天安迅能、湘电、常牵新誉和北重。前三位华锐、金风和东汽的新增装机容量总和约为359万kW,占2008年新增装机比例为57﹒43%。

11﹒核心技术缺失

近年来,我国风电装备的技术能力有了较大提高,风机零部件方面,相比十年前我们什么都依赖进口,现在基本上什么都有能力国产了,一些主要零部件,由于性价比高,接到国外的订单也不少。然而,大部分零部件实现了国产化并不等于风机就能实现国产化,在风机整机的研发和设计上,我们依然没有掌握核心技术。我国规定风电场使用设备的国产化率要达到70%,但形势并不乐观,因为在这70%的设备中,绝大部分的技术引进于国外,知识产权仍在国外,而不是我国自己的技术。

因为核心技术缺失,关键零部件大多掌握在外方手中,所以产业扩张受制于人。轴承、电控系统等供应依然是行业发展的瓶颈,国内企业还无法大规模自主生产。因为供货时间、周期无法保障而影响生产进度,从而影响企业规模的扩张。作为一个风能大国,要把风能产业做大做强,一定要建立一个以企业为主体,产、学、研相结合的技术创新体系。只有掌握引进技术、拥有自己的新技术才能避免受制于人,实现可持续发展。(www.chuimin.cn)

另外,技术相对落后也导致了新能源不具备价格优势,成为新能源无法市场化、产业化的瓶颈。欧洲市场正在进行新一轮对风机技术的革新,对调压、调频、无功输出都有具体的要求,最终要求风电设备达到和其他火电一样的调节能力,这是最终的目标。

(二)我国光伏产业存在的主要问题

光伏产业是新能源中最为突出的一类。我国太阳能电池产量仅次于日本和德国,位居全球第三,成为了全球最重要的太阳能光伏产业基地之一。但是我国光伏产业所面临的问题仍十分明显,主要体现在以下方面:

1﹒缺乏核心技术和设备

以多晶硅电池来看,尽管我国是目前全球最大的多晶硅电池生产国之一,但我国企业并没有太大的定价权,其原因主要在于多晶硅提纯核心技术主要掌握在国外七大厂商手中。而薄膜电池也存在同样的问题,或是核心技术由国外企业把握,或是生产设备主要从国外进口。我国企业主要的优势仍在较低的劳动力成本和较为宽松的环保压力。

2﹒产业与市场倒挂

我国成为了全球生产光伏电池最多的国家,但光伏电池的使用却远远落后,形成了典型的产业与市场倒挂现象。我国90%以上的光伏电池组件和系统销往国外,共中德国安装的太阳能光伏发电设备九成为中国制造。而光伏发电仅限于边远无电地区和大城市里的一些示范工程,究其原因,一是目前光伏发电成本高昂,为传统能源的5~8倍,国内企业只有到海外寻求市场,二是国内仍缺少对于光伏产业强有力的政策支持。

3﹒盲目扩张可能产生的后遗症

目前我国的多晶硅产能已经远远超过电池需求,但在2008年上半年多晶硅最狂热的时候,同时上马的多晶硅项目高达30多项,不少企业抛出了万吨多晶硅的计划,这些项目存在巨大的风险。一是多晶硅项目技术复杂,工艺参数多,许多项目投入巨资但却不能按期达产;二是环保风险,因为多晶硅是高污染的项目,环保不达标,有被强制关停的风险;三是投资巨大且项目建设及回收周期长。尽管经济危机给全球的光伏产业泼了一盆冷水,但产业潜在的狂热仍然存在。

4﹒政策支持不够

制约太阳能光伏产业发展的主要原因是太阳能发电的高额成本,而高成本主要来自太阳能组件的生产———规模化生产是降低成本的主要途径。而在规模化生产形成过程中,促进技术进步和政府的法规政策支持将起到举足轻重的作用。要达到这样的目标,政府采用完整、有效的激励政策是关键。政府政策拉动产业发展、推动技术进步,依赖技术进步和规模生产降低生产成本,通过提高质量和降低价格赢得更大市场,这样形成良性循环。

5﹒太阳能光伏产业存在多种风险

一是市场在外的风险。中国光伏产业起步虽晚,但后来居上,现已跃居太阳能电池生产第一大国之位,产量占据全球半壁江山,赢得了“世界光伏看中国”的美誉。但突出的问题是95%的市场集中在欧美。风云变幻的贸易政策和经济形势,使光伏产品市场具有很大的不确定性一旦国际市场受阻,国内市场还未全面启动,我国的光伏产品将向何处去?对此,要有应对之策。二是产能扩张的风险。我国光伏产业过去5年以产量翻8倍的高速增长。专家预测,未来5年还将以2到3倍的速度发展。中国现有上千家企业涉足生产太阳能光伏产业,有的专家用“野蛮生长”形容太阳能产业扩张势头。一般说来,适度竞争对促进产业发展是有利的,但在产品和市场均未完全成熟的情况下,众多的企业耗费巨资买进国外材料、设备和技术,加工同样的产品去争夺国内外十分有限的市场,由此带来的弊端是不言而喻的。现在,有的企业为获得订单而竞相压价,有的不计成本参与国内外电站竞标,有的甚至降低质量和环保标准以求低价销售。光伏产业原本有序发展可获得的利润,被“一哄而上”的发展方式所挤压,本来十分紧缺的人才资源被高度分割,科技创新和持续发展能力受到掣肘。有的经营者抱怨:尚未成型已经畸形,新兴产业变成微利产业。政府部门也指责如此发展“相当于大量输出国内紧缺的能源”,“相当于倾销国外的光伏材料、设备和技术”。如果继续这种跟风式发展和产能爆发式的增长,可以预见,不远的将来,部分光伏投资就难以得到较高回报,有的企业甚至会因无力适应竞争而被市场淘汰。三是技术换代的风险。我国光伏企业生产设备以及生产技术基本来自欧美国家。但它们为何不大规模生产太阳能电池及组件呢?有人认为是为了保护其本国资源和环境。我认为这只是因素之一。更重要的原因还在于目前光伏产品的技术并没有真正成熟,投入与产出还未达到平衡,大规模产业化和市场化的条件没有完全具备,它们的光伏产业选择了先技术后市场化的发展路径。四是能耗污染的风险。我国转变发展方式的重点之一,是把发展转变到“绿色发展”的轨道上来,实施“科学、绿色、低碳”的能源战略。目前太阳能光伏产业“并不低碳”,具有“三高体征”,即:高能耗、高污染、高成本。为此,去年9月,发展改革委等部门出台“若干意见”,对多晶硅还原电耗、毒害气体回收利用率做出了明确规定,但由于不少企业采用技术比较落后的非闭环的所谓改良西门子法生产多晶硅,能耗和环保均达不到要求。就是全球知名的英利集团也因多晶硅生产发生污染而屡遭附近居民投诉。

(三)生物质能源产业存在的问题

1﹒生物质发电产业存在的问题

我国企业在生物质发电领域已有重大进展。国家电网公司、五大发电集团等大型国有、民营以及外资企业纷纷投资参与。从总体上看,我国生物质发电产业化尚处于起步阶段,产业化和商业化程度较低,效益不乐观,市场竞争力较弱,存在如下问题:

(1)建设和运营成本相对较高,上网电价难以支撑生物质能发电厂的正常运营国家给予生物质发电的补贴为O﹒25元/(kWh),但运营的生物质电厂如山东单县生物质发电厂每年仍亏损数千万元。原因是多方面的:一是单位造价大。目前单位千瓦造价均在l万元以上,首个建成投产的国家级示范项目国能山东单县生物质发电站单位千瓦造价高达1﹒3万元。二是燃料成本高。生物质发电的燃料成本除了秸秆等原料的购买成本之外,燃料分散在农村的千家万户,加工成本、储运费用以及损耗占燃料成本较大比重。三是维护费用大。相对于常规燃煤电厂,生物质发电的厂内上料系统复杂,运行成本高,维护费用大。四是管理成本高。生物质发电厂需要一定的厂外辅助人员,使整个运营的人工工资和营运成本提高。

(2)技术开发能力和产业体系薄弱。目前,国内生物质能发电产业与上下游配套产业发展不协调,没有形成支撑生物质能发电产业发展的技术服务体系。虽然,我国生物质燃料资源很丰富,但是分布却很分散。而且不同地区,资源种类、特性(如形状、尺寸、燃烧特性、灰分含量的物理、化学特性)差异也很大,造成了生物质能资源的收集、运输、加工以及贮存也面临一定困难。生物质直燃发电技术是一个跨度较大的综合性新领域,国内从基础性科学、工程设计、机械设备等方面的研究都滞后于现在产业的发展水平。系统运行中焦油的净化和处理的技术问题仍有待完善。国内没有专门秸秆锅炉的设计生产经验,已建和拟建的秸秆直燃发电项目主要是引进丹麦BWE公司的技术,锅炉、燃料处理系统等关键设备需要进口,或者利用该技术在国内加工。由于对引进的技术和设备不能完全吸收及高效使用,使机组无法安全稳发、满发,缺乏核心技术及备品配件,投产后的生物质发电企业也有可能长时间受制于国外企业。

(3)存在盲目上马问题。生物质发电产业是典型的“小电厂、大燃料”,燃料供应是生物质发电项目正常运行的前提。秸秆体积大、重量轻,不适合长距离运输,导致燃料收购、储存和运输均较困难。从实际情况看,一般秸秆收购半径在100公里左右是比较合理的。若项目容量太大或者项目之间规划距离太近,或在以农作物秸秆为原料的造纸、饲养行业发达的地区规划建设生物质发电项目,会对生物质发电项目正常运营造成非常不利的影响。目前,有些省份已出现了一个县、市布点多个生物质发电项目或规划多台机组的问题,造成资源浪费如伺推动我国生物暖发电产业加速发展。

(4)财税融资问题

①生物质发电项目目前享受不到任何税收优惠。《可再生能源法》第26条规定:“国家对列入可再生能源产业发展指导目录的项目给予税收优惠。”但是《可再生能源法》颁布后,我国尚没有出台针对可再生能源税收优惠的实施细则或规定。地方上无论是省级还是市级的政府管理部门均没有出台实施办法。此外,按照《财政部国家税务总局关于部分资源综合利用及其他产品增值税政策问题的通知》(2001年12月1日财税[2001]198号)的规定,对一些资源综合利用的增值税实行即征即退的政策,如利用城市生活垃圾发电。而生物质发电其实主要是利用农村的农业废弃物发电,这与城市生活垃圾发电是非常类似的。但由于《通知》中缺少针对生物质发电的优惠规定,税务部门也无法给予优惠。另外,由于生物质发电企业的原料大都来自农民或个体运输户,因而也就无法获得增值税发票,企业也无法得到增值税抵扣。这就变相地加重了企业的税赋,实际增值税率已经高于常规能源发电,企业不仅享受不到国家的税收优惠,反而成为纳税大户。这与国家大力发展可再生能源的产业政策是相悖的。

②生物质发电项目目前也未享受到任何贷款利息优惠。《可再生能源法》第25条规定:“金融机构可以对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提供有财政贴息的优惠贷款。”按照该条规定,对可再生能源开发利用项目予以财政贴息贷款需要具备两个条件:一是项目需要列入国家可再生能源产业发展指导目录;二是符合贷款条件。2005年国家发改委出台了《可再生能源产业发展指导目录》,对于符合可再生能源产业指导目录,又符合贷款条件的,从理论上来说,金融机构就应该给予财政贴息贷款。但到目前为止,国内尚未出台专门针对可再生能源项目给予贷款优惠的具体办法。

③生物质发电行业的融资渠道匮乏。以宿迁生物质发电公司为例,该公司在业内的经营效益相对比较好,其中一个原因就是该公司在国内生物质发电行业最早参与清洁发展机制(Clean Develop‐mentMechanism,简称CDM),这成为公司的主要融资渠道。CDM项目在国内主要应用于比较成熟的项目,多存在于风力发电行业;它根据实际发电量来确定交易额,需要有很多监测点。而生物质发电的具体操作要比风力发电相对复杂。

(5)电价与补贴问题

随着今年国内电力行业的效益整体下滑,煤炭、油的成本均有所增加,煤电今年也随之涨价,而生物质发电的电价并没有上涨。目前,国内生物质发电的电价仍按照《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格(2006)7号)的规定执行。电价组成为:基本上网电价O﹒386元/千瓦时(2005年当地脱硫机组标杆含税电价)+可再生能源电价补贴O﹒25元/千瓦时+可再生能源接网费O﹒01元/千瓦时=O﹒646元/千瓦时(苏价工(2007)115号)。交税后实际电价为0﹒552元/千瓦时,实际拿到的补贴为O﹒22元/千瓦时。生物质发电项目实际得到的电价与日益高涨的成本之间的差距日益缩小,项目盈利的空间也就愈来愈小。另外,生物质发电项目目前所获的补贴仍然是2005年在标杆电价的基础上确定的,即每度电补贴O﹒25元,2006年至2008年三年期间一直没有变。而这期间无论是物价还是原材料的成本却一直在提高。

2﹒生物质气化(秸秆气化)技术推广存在的问题

(1)秸秆气化站运行不能赢利。秸秆气化站的运行管理没有引入市场化的运营管理机制,以送气方式供气,运行需要补贴资金。

(2)秸秆气化站建设不规范。由于秸秆气化技术的推广可以取得“三农”、能源、环境保护、生态环境等多方面的效益,前些年,各地在财政资金投入方面呈现渠道多元化,包发改委、农业、环保、科技等,这对秸秆气化技术是非常难得的发展机遇。但由于管理体系的原因,同时也使该项技术的推广中,投入部门在采购、布点方面的控制能力增强,一大批关连企业进入参与了秸秆气化的推广,甚至有的企业只生产过1~2套设备,无法保证质量和后服务。一些秸秆气化站,建设、布点缺乏科学性,对原料保障、用气户数、居民支付能力、管理能力和建设资金投入等缺乏论证,且秸秆气化设备缺乏统一技术标准,造成设备安装后,制造质量、安全性、供气保障、维护管理、售后服务方面差异很大,导致一批秸秆气化站停运。

(3)技术标准体系不健全。从2001年开始,农业部制定了“秸秆气化供气系统技术条件及验收规范(NY/T 443—2001)”和“秸秆气化装置和系统测试方法(NY/T 1017—2006)”两个行业标准,标准规定了农村秸秆燃气的生产、输送及应用系统的设计、建造及运行,结合农村的实际条件和我国农村能源政策及环保政策,规定了秸秆集中供气系统的技术条件(包括土建施工、设备制造及相关指标)、试验验收等技术要求,是秸秆气化供气系统的基础标准。但由于秸秆气化集中供气工程是包括专用装备的工程类项目,除了气化机组外,还有储气柜、管道、灶具等设备装置,需要制定或引用一大批涉及设备制造、工程建设、检测方法以及安全、环境方面的技术标准(包括强制标准)。由于没有设备装置标准,国内厂家产品的宣传指标混乱,某些产品的燃气净度(焦油和含尘)远优于城市煤气的相关指标;由于没有施工质量标准,使有关部门难以进行工程的质量评价;由于没有贯彻安全方面的强制标准,一些企业和部门积极发展更为简陋的秸秆气化装置;由于没有工程验收和售后服务的强制条款,使秸秆气化工程的价格、质量、售后服务等差异很大,工程的质量完全掌握在企业手中,一些企业低价拿工程,无法保证工程质量和售后服务。

(4)现有秸秆气化技术的局限性。目前使用的秸秆燃气生产技术,形成于上世纪80年代,受当时技术经济的制约,按照现在的标准技术定位比较低。特别是随着农村经济的发展,具有较高供应保障性的清洁能源(天然气、石油液化气)开始进入农村的高端家庭,现有秸秆技术的局限性开始凸现出来,主要有:①燃气热值偏低、燃气的洁净度偏低。②为了降低成本,国内推广使用的气化机组主要采用人工调节控制各参数,燃气的质量对操作人员的技术和责任心依赖性大。③缺乏秸秆气化设备安全装置,使设备的运行存在安全隐患。④秸秆气化工程生产的秸秆燃气,目前主要作为生活炊事用能,使用效率较低。在使用秸秆燃气的设备和用具方面,既缺乏家用秸秆燃气热水器等生活用具,又缺乏秸秆燃气发电、供热的分布式能源系统、用于农村生产的农产品干燥、大棚供热、采暖等使用秸秆燃气的生产设备。

3﹒生物质固化存在的问题

生物质燃料是一项新技术,在推广使用的过程中还有很多问题,主要有以下几点:

(1)成型燃料尚处于试点试验阶段,存在不稳定因素

常温压缩法生产生物质压缩颗粒燃料和热压法生产生物质压缩成型燃料技术分别在怀柔区、延庆县、平谷区进行了试点示范,示范结果表明,这项技术能够利用农业废弃物为农村提供清洁环保采暖及炊事能源。但是,该技术还处于中试阶段,成型燃料生产量小,参加试点示范的农民数量有限,没有形成成形的运行管理机制,设备使用的耐久性、可靠性、安全性和实用性没有得到充分的检验。新一代的成型设备及炉具不久将研制完成,新设备将对试验过程中发现的问题做进一步的改进,降低成型设备耗电量,提高炉具燃烧效率,为生物质成型燃料技术的推广提供条件。

(2)原料来源分散,需要建立科学合理的收集体系

生物质燃料的原料主要是农林业废弃物,存在着季节性强的问题,收集运输困难的问题。农业生产分布在面积广阔的农田上,农作物收割后秸秆广泛的分布在农村地区,且秸秆体积大,不便于运输。树枝等林业废弃物绝大部分分布在山区,交通不便,收集工作量大。因此,如何建立科学稳定收集和储藏体系是保证生物质成型燃料稳步发展、安全供应的物质基础。这项工作还需要在试点示范的基础上探索。

(3)相关设备尚未产业化,生产成本过高

通过在怀柔区的试验,常温压缩法生产生物质压缩颗粒燃料加工成本在257元/吨,如果加上原料成本,这种燃料的成本在350-450元/吨,接近煤的价格;设备价格根据生产能力的不同在十几万元到三十万元左右,价格很高;成型技术耗电量仍然较大。所以,应该在总结示范经验的基础上,研究科学有效的产业化推进措施,实行设备产业化,降低设备成本,改进技术,减少生产过程中的能源消耗。

(4)缺乏合理有效的运行模式,服务体系不完善

生物质压缩成型燃料的推广使用,存在探讨和实践运行方式的问题。在北京建设的秸秆集中气化工程有40处以上,目前正常使用不足5%,主要原因在于没有建立科学完善服务管理体系,设备维护和运行管理不善,用气收费制度实行困难,集中气化系统缺乏运行资金。发展生物质压缩成型燃料,应该吸取秸秆集中气化工程经验教训,建立完善的服务体系,实行设备专人维护管理;确定投资主体,明确责任和利益。可采用的方式可以是:以村为单位,像村级粮食加工厂一样,采用来料加工方式运行;以农村能源服务联网方式,采用加工设备租赁方式运行等。但是现阶段,还没有形成完善的服务体系。

4﹒生物质液化存在的问题

近年来国内急剧升温的生物燃料乙醇项目热得到了有效控制。但在如何巩固已取得的试点成果,进一步优化车用乙醇汽油市场环境,稳步有序地推进我国生物燃料乙醇产业发展,妥善处理国家石油安全与粮食安全、经济快速发展与相对匮乏的资源条件之间的矛盾关系等方面仍存在不同看法,尤其对生物燃料乙醇在生产使用过程中是否节能和减少温室气体排放等更是莫衷一是。从国际上看,联合国粮农组织发布的有关报告指出,生物燃料对原料作物需求的扩大推高了农产品价格,如果世界农业成为生物燃料产业的主要来源,对粮食安全和环境将带来无法预知的影响,因此需要密切关注和深入研究生物能源的发展对粮食安全和扶贫所带来的影响。

国际食物政策研究所的农业经济学家根据生物燃料可能对价格造成的影响,通过计算机建模得出如下结论:生物燃料产量的扩大造成了粮食价格的上涨,粮价每增长一个百分点,发展中国家食品消费支出就下降0﹒75个百分点。粮价上涨已威胁到粮食安全,并可能导致贫困人口的增加。随着越来越多的农田和资金投入到生物燃料的生产中,粮食和燃料之间的矛盾将不断升级。与此同时,针对许多国家将发展生物燃料乙醇视为实现温室气体减排重要途径的做法,经济合作与发展组织(OECD)的一项报告认为,生物燃料对环境和生物多样性产生的负面影响可能会大于汽油和矿物油,通过现有技术生产的生物燃料乙醇对于节能减排的贡献极为有限。欧盟最近出台的一揽子能源环保方案则提出,要对进口生物燃料产品实行环境认证,强调在欧盟销售的生物燃料不得来自“被认为生物多样性价值高的土地”,包括森林、湿地、自然保护区和有大量野生动物生存的草原。从国内看,不少专家认为,近年来以粮食为原料的燃料乙醇产能增幅过快是玉米价格大幅上涨的主要原因,担忧发展燃料乙醇产业将会导致与人争粮和与粮争地,增加我国粮食安全方面的隐患。与此相对立的意见则认为,玉米价格近年来的大幅上涨是由多种因素构成的,除受国际市场粮价不断攀升影响外,粮食出口大幅增长也对国内粮价起到拉动作用。据海关统计,2007年我国玉米出口492万吨,同比增长58﹒7%,小麦出口307万吨,同比增长1﹒04倍。另外,近几年来国际乙醇市场、尤其是美国燃料乙醇市场需求旺盛,导致我国乙醇出口量出现较大幅度增长,也是刺激玉米价格上涨的动力之一。海关统计数据表明,2004年我国乙醇出口量为9701万升,价值3300万美元,其中改性乙醇(海关编码HS22072000)出口534万升,价值199万美元。及至2006年,乙醇出口量增至10﹒18亿升,价值4﹒54亿美元,其中改性乙醇出口量增至4706万升,价值2285万美元,与2004年相比, 2006年乙醇出口量、值分别增长4﹒9%和12﹒76倍,其中改性乙醇量、值增长7﹒81倍和10﹒48倍。

据专家推算,与国内市场用于生产酒类、淀粉和出口乙醇所需原料相比,实际用于生产国内燃料乙醇所需的玉米数量在我国玉米总产量中的占比仅为2﹒4%(按照2006年燃料乙醇产量中80%所用原料为玉米,每吨燃料乙醇需要3﹒3吨玉米,当年我国玉米总产量为1﹒45亿吨计算)。目前,国际社会比较一致的看法是,生物燃料乙醇在替代化石能源和促进社会经济和自然可持续发展方面存在巨大潜力,但在发展燃料乙醇产业时应首先考虑粮食安全问题,应加快发展非粮乙醇,尤其是纤维素乙醇等可持续循环利用生物燃料,保护草原和森林等自然生态,建立国际认证计划,其中包括温室气态的核查,以确保生物燃料符合环保标准。

5﹒我国沼气发展存在的问题

过去20多年中国沼气工程有了一定的发展,沼气技术已成熟、实用,大中型沼气工程和户用沼气都有了一定的数量,设备制造和施工企业也有了初步规模。但总体说,还不具备产业化发展的能力。

(1)我国户用沼气存在的问题。

随着农村沼气的大范围推广,服务体系支撑不足的问题日渐突出。乡村服务体系项目2008年开始建设,覆盖面远远不够,同时存在建设服务网点存在功能不完备、运转经费无来源、经营机制不灵活,入户服务难、向群众收费难等问题。

伴随着农村沼气事业的快速发展,一些地方出现了农村能源队伍建设不适应和沼气使用不够好的问题:有些地方沼气技工流失严重,个别县市流失率达到50%,技术力量明显不足;一些地方为不影响上项目,突击培训沼气技工,质量不能保证;一些地方技术人员知识老化,一线新上岗的技术人员没有进行及时培训等问题。

(2)我国大中型沼气工程存在的问题

我国大、中型沼气工程在过去的二十多年,主要是与大、中型规模化养殖场配套,用以处理畜禽粪便污水。累计建造量已愈万座。然而,从总体上看,迄今尚未走上健康的持续发展的轨道。大多数是所谓的“门面工程”或“政绩工程”。例如,上世纪90年代末,上海市农委为了解决“菜篮子工程”迅速发展、大、中型规模化养殖场在郊区大量出现产生的严重畜禽粪便污染问题,曾下了很大的决心,为近百个大、中型养殖场全部免费建立大、中型沼气工程。然而尽管如此,这些沼气工程的运转情况却差强人意。不少养殖场宁可将其闲置,也不肯改变原来的方式———将粪污短期堆存,再卖给上门低价收购的粪肥中心。此外,虽然从理论上说,沼气发酵为有机废弃物所含的养分和有机质的循环利用提供了理想的可行途径。但实践中,由于大、中型沼气工程产生的沼液和沼渣数量过大,含水量高,不但需要专用设备运输和施用,而且费事和成本高。农民更愿意施用固体颗粒化肥。因此沼液和沼渣的有效利用问题长期得不到解决。

A﹒在全国没有形成沼气市场。沼气工程规模小而且分散,它们所生产的燃气和电力要通过燃气公司或电网供应到消费者,将给这些能源企业带来一系列的运行、安全、符合匹配和增容的问题,而且又要用高于正常的价格收购。如果没有政策规定和支持,这些企业难以接受。目前我国的沼气技术正在发展和完善之中,沼气及其所发电力作为产品还没有一套严格的技术产品标准和监测等认证体系和市场准入制度,因此沼气及其电力不能成为市场的正式产品,这明显地阻碍了沼气市场的建立和发展。

B﹒缺乏国家级的扶持政策。虽然中国各级政府在环保治理和推动清洁能源发展上提供和实施了不少鼓励性政策支持,但只是局部性的,针对一些具体项目的,没有形成包括沼气在内的可再生能源发展的完整的政策体系。在投资补贴、燃气和电力价格、减免税收及信贷等方面都没有一个明确的激励机制。

C﹒技术产业化条件亟待完善。从技术产业化角度而言,目前大中型沼气工程商业化主要存在的问题是:大中型沼气工程没有标准化的设计和施工系统,市场缺乏沼气工程施工资格认证标准。由于没有规范的技术市场制约,多数企业缺少相应的技术筛选与鉴别能力,其技术的先进性和适应性受到影响;自动化程度仍待提高。目前我国大中型沼气工程多数仍使用手动或半机械化操作,如果管理不当,则会产生因进料不当池体爆裂,沼气回池跑漏,管路堵塞等影响正常运行的情况;一些关键技术设备还未达到工业化和商业化的要求。阻碍了沼气技术的推广和发展。专用设备的研究开发不足。非专用设备体积大,能耗高,效率低,应加强专用设备的研究开发,包括调料去杂机、布料器、搅拌机、去浮渣溢流出料器、脱水罐、脱硫罐等;菌种的生产与供应还未达到产业化程度。

D﹒大中型沼气工程经济性不显著。国内已建成的400多座禽畜场大中型沼气工程大都缺乏国家对工程项目所要求的设计、立项等工程可行性分析与评估。从目前国内有关专家对这类沼气工程的技术经济性分析可得出这样的结论:凡是进行沼气综合利用的沼气工程均具有良好的经济效益,其效益主要来自于沼气的合理售价、沼液沼渣制成的肥料以及减少的环保罚款,而那些没有进行综合利用的工程,其经济运行性是不可行的。

(四)我国地热能产业发展存在的问题

关于地热开发与节约问题的研究,目前国内外多从生产技术角度出发,寻求扩大开发利用的途径。却很少运用循环经济理论,从经济、法规、政策和制度等方面研究地热资源的开发与节约,以及如何变单项供热为产业化经营的问题。正是带着这样的问题,随着热泵、回灌等地热新技术的采用,尤其是循环经济理论的实践与发展,地热资源的开发与节约必将成为21世纪新的经济增长点。据资料分析,我国在地热的开发利用中存在着很多问题,表现为:

1﹒对开发地热能源的战略意义认识不够

国内对发展地热能源与实施可持续发展战略的关系,对减排温室气体的意义没有充分的认识,也没有编制地热能源的长远发展规划。随着地热资源利用领域的拓宽和社会需求的增加会给人们的生活带来越来越多的好处,但是人们对地热资源的综合利用价值和产业化开发利用的意义认识不足,将地热混同于一般的矿产资源或水资源。一些地热资源丰富的地区未能建立有自己特点的地热产业,使宝贵的地热资源开发停留在低层次、低效益的水平上,且资源浪费现象严重,相当一部分地区天然的温泉没有充分利用,被白白浪费;一些开发商对地热资源的特点认识不清,造成地热资源得不到合理开发和有效保护。

2﹒地热勘查研究程度较低,不能满足市场开发需求

我国地热资源勘查研究程度较低,尤其是服务于各级政府的地热资源规划的评价、论证和区域性地热田资源勘查评价等基础地热地质调查程度低,地热资源地质情况和资源量不清,导致后备资源不足,地热市场供需矛盾日益突出;地热勘查评价滞后于开发利用,导致重开发轻勘查、不合理开发、破坏浪费资源现象频发,影响了地热资源勘查开发规划的制定、资源的开发利用以及地热产业发展;勘查区域布局不均衡,全国大部分地区尚未开展地热资源勘查,特别是我国西部地区的中低温地热资源,基本未开展正规的地热勘查。

3﹒制度、法规不健全

一是管理体制不完善,监督管理力度不够,地热管理法规、政策和标准体系尚不完善,对地热资源的破坏浪费,缺乏强有力的法律约束。表现在:管水、管矿、管热的部门多头管理;矿业协会,能源协会、水业协会等多行业协调;政府很少给地热投资,导致地热开发管理混乱,无人普查勘探和进行资源评价。二是尾水排放温度无标准。尾水不回灌造成环境污染,地热资源开发会造成地面沉降。三是地热资源利用结构单一。缺乏综合利用、梯级开发的法规。地热直接利用以采暖为主,不仅浪费了地热资源占开采量的,而且降低了地热企业的经济效益。四是经济法规不平衡。利用地热资源只向国家交纳补偿费,并非向市场有偿购买。而其采暖收费却执行同燃煤、燃油的统一标准。这样,使供水、供热单位有明显的效益,对效益的追逐导致了开发过热状态,易于形成掠夺式开发的趋势。

4﹒可持续发展问题

随着热水利用效率的增长,开采规划扩大,某些热水开采条件优越的地区,井点过度集中,开采强度过大,造成水位连续下降,井的出水量减少,使开采条件恶化,地热资源开发还会造成地面沉降。地热资源是在特定的地质、构造、水文地质条件和水文地球化学环境条件下形成的,由于埋藏深,补给途径远,再生能力弱,其资源量是有限的,并非取之不竭。要保持其资源的长期连续稳定开采,做到有计划合理开发利用,防止盲目无序随意开采造成资源浪费和环境地质问题的发生,否则就会造成资源的快速枯竭。为实现可持续开发利用的目的,在开发中,要采取行之有效的措施,建立资源利用中心的高效低耗体系,要积极推广应用高新技术与设施,提高地热开发的科技含量,发展节约型、效益型的开发利用模式,努力提高地热利用率,减少资源浪费,使地热创造更高的社会、环境、经济效益。

5﹒环境保护问题

地热资源的开发利用可能产生的环境问题是多方面的,主要有水污染、热污染、空气污染、土壤污染、地面沉降等。地热开发利用过程中,必然向大气和水体排放大量的热量,造成周围的空气或水体温度上升,影响了周围环境和生物的存活生长,破坏了水体的生态平衡;地热资源的开发利用过程中,热流体中所含的各种有害气体和悬浮物将排入大气中,造成空气污染;含盐量较高的地热水排入农田将侵蚀土地、破坏植被,会造成严重的土壤板结和盐碱化,同时地热水中,不同程度的含有氧、铀及钍等放射性元素,对人体健康有不同程度的危害;长期地热流体开采而不回灌,将导致地面的沉降和水平位移。所以,地热开发利用过程中引起的环境问题是不容忽视的,对于这些问题我们只要正确认识,给予必要的重视,且积极、认真的研究,采取各种有效的技术措施,严格监测和防治,是可以解决和控制的。

(五)我国核电产业发展面临的主要问题

目前,我国各地发展核电意愿强烈,特别是在《核电中长期发展规划》发布之后,部分地方政府对发展核电热情过高、目标过大、动作过快,核电投资和建设纷纷加快步伐,一些地方甚至提出每年开工建设8-10台机组的速度和规模。但显然我国核电产业仍然处于大规模发展前期阶段,一些薄弱环节如若不能及时弥补和改善,将有可能影响我国核电产业的整体发展和运行安全。

⒈核电产业人力资源缺口明显

一个两台百万千瓦级核电机组,需四年以上建设高峰期,需要各类专业技术和管理人员上千人,其中相当数量人员应是具备相关经验的“高端人才”,而目前我国核电人才储备有限。而在人力资源得不到保障的情况下,过快扩大核电建设规模,将造成现有人力资源过量稀释和无序流动,既难以满足新建项目人才需求,又影响已开工项目建造质量,其结果是直接影响未来核电厂的运行安全。

⒉核电核心技术和设备的研发和设计能力不完备

我国尚未全面掌握百万千瓦级核电站设计技术、堆芯设计和部分关键设备的设计,同时具备大型核电站设计资质仅728院、一院和二院,距离全面承担大规模核电发展的研发和设计任务还有较大差距。

⒊制造和安装能力不足

在核电站的建设投资中,设备成本占50%以上,核电设备的国产化对降低核电造价意义重大,我国在核电设备制造和安装方面仍存在不少问题:首先,我国核电的核心部件和重要核心材料(包括焊材)主要依赖进口;其次,我国还没有完全独立制造过一套百万千瓦级压水堆核电厂的主设备;最后,对于大型压水堆核设备制造,国内企业尚须添置专用设备、攻克和掌握部分关键工艺和扩大生产规模,现阶段我国核电主泵依靠进口关键部件进行组装才能够实现年产6至8台。

⒋核安全监管力量薄弱

核安全监管是发展核电的必须支撑和必然要求,核安全是国家安全的重要组成部分。我国已基本建立了与国际接轨的核安全监管体制和相关法规、标准体系,培养了一支审评监督队伍。国际、国内经验表明,每个新建核电项目需审评人力为50人年,每台运行机组需审评人力为20人年,每台机组需现场监督人员为3人年,国家核安全局目前仅有核安全监管人员300余人,与核电快速发展的形势完全不相适应。