巴基斯坦可再生能源发电现状与发展政策

巴基斯坦可再生能源发电现状与发展政策2009-04-2200:20文章来源：驻卡拉奇总领馆经商室一、巴基斯坦电力需求现状巴基斯坦是具有1.6亿人口的南亚大国，随着经济的发展，巴面临长期能源短缺的紧张局面，能源已经成为制约巴经济发展的瓶颈，特别是因为能源短缺影响巴出口产品竞争力。其中电力方面，近10年来电力消耗年平均增长5.5%，近几年需求增长率则高达12-14%，2008年电力短缺约400-500万千瓦，2012年电力需求缺口预计达650万千瓦。目前总发电装机容量为1957万千瓦，巴电力生产来源主要是天然气发电占30%，水利发电占33%，燃料油发电占33%，核电占2%，其余为煤电和可再生能源发电约2%。巴每天要进口5万吨（价值1920万美元）石油用于发电，耗费了大量的宝贵外汇。巴电力资源存在长期结构性问题，电力资源对于石油和天然气的依存度较高。作为贫油国，巴政府从确保能源主权的长远战略出发，为减少对石油资源的依赖和减轻对全球气候的影响，在2030年能源战略规划中，政府把可再生能源发电放在重要的战略地位。充分利用清洁丰富的可再生能源为巴国内外投资者提供了巨大商机。二、可再生能源资源现状与可再生能源电力发展规划（一）可再生能源资源和开发利用现状巴蕴藏着丰富的可再生能源资源,可再生能源资源和开发利用现状见下表一。表一.巴可再生能源资源和开发利用现状可再生能源蕴藏潜力开发利用现状水电巴水电蕴藏量约为4600万千瓦，主要目前只开发了14%（650万千集中在北部山区高位差堰河流和南部平原的低位差堰河流瓦），主要在北部山区。其中5万千瓦的小水电为25.3万千瓦。风力发电巴具有巨大的风能潜力,信德省1046公里的海岸线被认为蕴藏的风电能量约为5000万千瓦.一些地区50米高处风速达6.5米/秒，风力发电机容量系数估计为23-28%。目前没有商业运营的风力发电公司。太阳能（光伏/光热）巴大部分地区，特别是在信德省、俾路支省和旁遮普南部，一年中超过3000小时光照时间，接收太阳辐射0.2万千瓦时/平方米，是全球日光照射较强的地区。该领域没有在巴应用，在巴没有大规模商用或家用太阳能系统。生物质发电-甘蔗渣，稻米壳，秸杆，家畜的粪，巴农业和畜牧业生产产生大量的副产品，包括农作物残余物和动物粪便。如甘蔗渣，稻米壳，秸杆和家畜粪等。大多数的副产品已经收集，但多数没有经济利用，没有经过处理。此外城市固体垃圾目前仍然采用掩埋的办法处理，而没有用来处理来生产沼气，或焚烧发电。巴制糖厂已经利用甘蔗渣发电，并允许将多余的电并入国家电网，限额为70万千瓦。目前巴可再生能源开发仍处在起步阶段，可再生能源发电总装机容量只有18万千瓦。风能发电：巴信德省拥有1046公里的海岸线，蕴藏着风电能源约为5000万千瓦。目前巴可再生能源管理局（AEDB）已经与93个不同国家的投资者签署了意向书，开发10个风力发电场，每个风力发电场装机容量为0.5万千瓦，风力发电场地点在信德省的嘎如（GHARO）和吉米陴尔（JHIMPIR），两地分别有19,807和14,169英亩土地已经分配给21家投资企业。太阳能发电：巴每年接收到太阳辐射能为2,142kWh/m2,政府已经指示可再生能源管理局，即要求利用可再生能源，特别是太阳能，使在信德省和俾路支省无电网连接的偏远地区7,874个村庄实现电气化。目前可再生能源管理局已经使四个省偏远地区31个村子中的1,762个家庭实现了电气化，另外在信德省塔尔帕克尔地区(Tharparker)3,000个偏远家庭太阳能电气化已在进行中，该地区已有700个家庭实现电气化。生物质能发电-生物燃料:可再生能源管理局已经开始生物燃料试验项目，与巴基斯坦石油研究所和巴基斯坦石油公司(PSO)合作利用生物乙醇作为车辆替代燃料。此外，利用生物柴油试验项目已取得进展，用于偏远村庄电气化。政府引入了蔗糖发电政策，目前蔗糖发电能力为300万千瓦。（二）可再生能源电力发展规划在《巴基斯坦2030年远景》中，政府对可再生能源发电做出了明确规划，2015年可再生能源发电装机容量规划为80万千瓦，2030年装机容量提高到970万千瓦，占总发电装机容量的5%。政府积极鼓励投资，利用可再生能源发电。为此，政府制订了可再生能源发电政策与战略，包括小水电（不超过5万千瓦）、风力发电和太阳能发电。三、可再生能源电力发展战略政策目标可再生能源电力发展战略目标包括以下三方面：（一）能源安全大量使用可再生能源可以增加巴能源供应多样性，减少对石油的依赖，降低供应中断和价格剧烈波动的风险。（二）经济效益可再生能源与传统能源比经济上更有竞争力，比传统能源成本低，这对于偏远落后地区特别现实。可再生能源因此可以对国家能源供应起到辅助作用，有利于促进经济增长，提高生产能力。非集中式的可再生能源系统也可以降低能源传输损失，从而可以提高系统效益。不断增长的可再生能源可以为当地制造商和服务提供商提供更多的商业机遇，因此巴政府认为可再生能源的开发意义重大。（三）环境保护不可持续、低效率传统生物质燃料和化石燃料发电对环境和健康的影响，可以通过清洁的可再生能源来解决。同样，置换温室气体排放对全球气候变化有重要作用。开发可再生能源也是巴为在联合国气候变化框架协议所做承诺而采取的行动。四、可再生能源发电产业政策目标和发展战略可再生能源电力开发政策体系目标包括：i．增加可再生能源技术配置，以便提高可再生能源在巴能源供应中的比例，以满足2030年中期发展框架达到最低970万千瓦的装机容量，确保所有地区可以获得电力。ii．提供额外电力供应，满足不断增加的电力需求。iii．引入有利于投资的激励措施，培育可再生能源市场，以吸引投资，帮助培育初级可再生能源产业，在不断开放的电力行业，通过竞争逐渐降低可再生能源成本和价格。iv．制订措施支持私人企业融资，为建立可再生能源发电示范项目促进公共投资。v.优化可再生能源在不发达地区的作用，将可再生能源解决方案与提供社会基础设施建设集成。vi.在制度、技术和经营能力构建上扶持可再生能源发电产业。vii.为可再生能源发电产业制造基地的建设提供便利，改善低收入群体生活，增加就业和帮助当地人员提高技能。五、可再生能源发电产业发展政策范围为达到上述政策目标，可再生能源将采用下面技术：5万千瓦以下的小水电开发；太阳能光伏发电（PV）和光热发电；风力发电。其它可再生能源发电技术-如基于城市垃圾和沼气、厌氧或生物质气化，庄稼残余物，生物燃料，潮汐、地热和燃料电池，这些都是当前和未来巴基斯坦可利用的可再生能源，但不在本政策范围内。六、可再生能源发电产业的政策实施与发展路线图巴可再生能源发电产业发展构想包括阶段性的、渐进的方法，构成了战略实施路线图。近阶段将采用广泛的政策和激励措施，以达到在相关商业领域吸引投资，排除项目实施障碍，包括小型合理规模的先锋项目到成功的商业运作项目。随着经验、商业信心和制造业能力的提升，政策环境会逐渐成熟，服务于有竞争力的、更加自由的可再生能源市场，政策也将按照中长期远景进行拓展。（一）近期（2008年财年）该阶段的关键点是能够立即进行商业化开发的可再生能源选择，即商业上证明可行的技术和可用资源，如小水电，风能、太阳能和生物质发电。该阶段已经开始进行，包含低风险和具有吸引力的电价，以便使巴装备合理的可再生能源发电装机容量，作为私人成功商业和吸引技术的可再生能源示范项目。在该阶段，将进行合理的行业监管框架制订、可再生能源开发、市场和资源评估，农村可再生能源计划制定，统筹发电系统的布置试验项目，发电装机容量构建，可再生能源项目融资开发和市场便利措施。（二）中期（2009年1月-2012年6月财年结束）基于过去国际上和巴国内可再生能源政策实施经验，将出台综合的“中期”政策框架，系统实施可再生能源技术，加大装机能力分布。与近阶段非常宽松的激励和担保相比，该阶段政策框架也将更加强调可再生能源技术应用范围竞争，扩大可再生能源发电市场化开发，并将包含更有竞争力的条款，减少政策性补贴和风险覆盖。（三）远期（于2012年7月财年以后）可再生能源发电被完全纳入巴能源规划，可再生能源生产商将逐渐参加全部可再生能源市场竞争。第三阶段可再生能源独立电站项目最终将按“强制大规模”运作，所有供电商间平等竞争，自由选择设施，电价反映实际成本和利润。可再生能源发电将在农村和城镇家庭广泛使用，并由当地制造商提供服务。七、近期可再生能源发电政策近期可再生能源发电政策将包括（至2008年12月）：公共项目：在偏远地区，或私人企业不能够获利的地方，应考虑组合投资。这些地点包括偏远地区，或电力需求不经济的地区，如俾路支省、信德省、西北边境省、部落地区和克什米尔地区。这些地区可再生能源发电项目应通过公共融资、通过社区、非政府组织或慈善机构完成。私人项目：鼓励私人企业进行具有商业潜力的可再生能源发电项目。为此，已经给予大型水电和独立热力发电电站项目的激励政策也同样适合可再生能源发电项目，详细如下：（一）近期私人电力开发私人电力开发按下述政策实施：ⅰ.全新独立电站项目（只能销售到国家电网），包括：a.竞标项目b.邀标项目ii．受控和电网超额项目（即，自用和销售到公共设施）。iii．受控发电项目（自用或专用）iv．独立电站项目（即，小型，备用），包括：c.竞标项目d.邀标项目（二）可再生能源发电总体激励措施以下适合于所有企业进行上述可再生能源发电项目。1．保证市场：强制购买电力强制公共配电系统购买按下述条款可再生能源项目生产的电力。2.电网连接、出口电压和界面如果发电站离主要输电线不超过70公里，从发电厂输出的电压为220kV,50公里以内为132kV，5公里以内为11kV，1公里以内为400V。每种情况最低平均供电量相应为1250，250,100,20kW/km。电力生产商应负责从发电厂到主电网的输电线连接，电价也应根据不同情况进行决定。3.电网传输费允许电力生产商直接与最终用户签订售电合同。允许直接向其客户销售或部分销售电力，也可以将剩余的电力销售到公共电网。对于直接销售，电力生产商应支付从发电厂到购电用户的电网传输费用。实际上是独立电力生产商应在某一点直接将电力注到电网上，按国家电力管理局的决定，根据支付情况，独立电力生产商有权在其它任何地点获得同样的电力。（三）电力生产商电力上网特殊激励措施本政策下对于发电商电网售电将给予特殊激励，政策强调的是电力生产商生产的电力必须是基于各种可再生能源（如风、水电等），对于业绩比预期好的电力生产商可以获得奖励。1.可再生能源资源风险对于上网的独立电力生产商，可获得的风速、水流量风险应该由购电用户承担。在独立监测的数据基础上，根据平均风速、水流量确定电站所在地电力生产“标杆”水平。在发电资源暂时低于“标杆”水平情况下，如果电力生产下降不是由于独立电力生产商本身造成的，应确保独立电力生产商‘标杆’水平收入，包括潜在的碳信用额损失。2．生产激励如果电力生产超过‘标杆’水平，应该付给独立电力生产商超产鼓励奖。3.碳信用额在清洁发展机制（CDM）下，有资格融资的项目也鼓励申请注册认证减排（CER）信用额。政府将与国际开发机构合作，努力为项目申请碳排放信用额，以便降低项目发起人初始项目费用，提高其商业竞争力。在京都议定书初始承诺期（2008-2012），独立电力生产商在向国家电力管理局提交电价申请时，在按法规指定条款项目进行财务分析时，应计入购电协议书（PPA）有效期间的认证减排收入，可以选择预付款或协商电价。可再生能源管理局制订相关机制和确定相关管理机构编制，并由国家电力管理局批准，独立电力生产商和购电者共同管理并在国际市场上销售认证减排信用额。4.认证减排信用额购电商应与发电商按标准协议模板签署专门购电协议（PPA）。巴政府也将签署实施协议（IA），以保证公共购电付款责任，按照碳信用额的要求，政府将为具有资质项目提供认证减排信用额便利。（四）受控和多余电力上电网项目便利措施1购电和售电净额可再生能源发电大于1MW的自用或专用发电厂可以将多余的电力供应给公用电网，其它时间可以从公用电网