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类型英国电力行业报告.doc

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    英国电力行业报告.doc
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    1、1英国电力行业现状综述摘 要:建立一个安全、清洁、充足的能源环境是英国能源战略的最终目标。作为最广泛和最有效的能源利用形式,电力行业是实现能源战略的关键。近期及将来,英国电力行业发展的基调是市场化、新能源和节能减排,政府希望通过市场化手段辅以行政干预,实现清洁能源的广泛使用和社会用能效率的显著提升,最终实现能源战略目标。他山之石,可以攻玉。英国电力行业的发展模式与经验,以及面对日趋严峻的能源形势所做出的战略思考与推进策略,值得我们学习借鉴。本文着重介绍英国电力行业近年的电力供需、电力输送和互联、电力交易,以及相关法律法规和能源环境政策等行业发展情况。关键词:电力行业;电力供需;电力市场;法律政

    2、策;英国1 引言英国电力行业已有 100 多年的发展历史,自从上个世纪 80 年代末电力私有化后,英国电力工业又经历了电力库、NETA、BETTA 三个市场化时期 1,市场化程度越来越高,目前已是世界上开放程度最高的电力市场之一。传统上,英国主要采用煤、石油、天然气等化石燃料发电,之后核电比例逐渐扩大至近 20%,但随着化石燃料短缺、核电机组退役和环境保护法规日趋严格,传统电能来源正面临挑战:根据大型火电设备指令 (LCPD)要求,燃煤和燃油发电站将逐步关闭;英国大陆架的天然气产量大幅下降,天然气越来越依赖进口,天然气发电受到一定限制;多数在运核电机组将于 2020 年前陆续退役;2011 年

    3、,英国可再生能源占终端能源使用的比例仅为 3.3%,与欧盟要求的 2020 年前达到 15%的目标相比还有很大差距。为解决这些问题,英国政府正在推行多项能源政策,推动电力市场改革,对海上风能、新建核电站、碳捕获和存储(CCS)以及提高能效等主要领域进行支持。本文基于美国剑桥能源咨询公司近期发布的英国电力行业报告 ,介绍英国电力行业 2011 年的电力供需、电力输送和互联、电力交易,以及相关法律法规和能源环境政策等行业发展情况。1自 1950 年以来,英国电力工业的发展可以划分为两大阶段,第一阶段是 1990 年实行私有化以前,以垂直一体化运行模式为特征。第二阶段是 1990 年以后,可分为三个

    4、时期:第一个时期是以电力库(POOL )运行模式(1990 2001 年)为特征,所有的电力交易均在 POOL 中进行,称为电力库时期;第二个时期是以实施新电力交易协议(NETA) (20012005 年)为标志,以发电商与用户可签订双边合同为特征,称作NETA 时期;第三个时期是以实施不列颠电力交易和传输机制(BETTA) (2005 至今)为标志,将苏格兰地区加入到英国电力市场中(此前的电力市场改革仅涉及英格兰和威尔士地区) ,以全英国的电力系统归一个机构统一经营为特征,称作 BETTA 时期。22 电力供需2.1 宏观经济环境受全球金融危机影响,近几年经济增长乏力。英国 2009 年 G

    5、DP 下降了 4.4%,随后分别在 2010 和 2011 年实现了 2.1%和 0.8%的增长。2012 年,尽管有奥运会的带动,预计 GDP 增长仅能达到 0.8%。英国经济面临着大规模的财政紧缩,消费者购买力缩水,全球经济增长乏力,同时伴随大规模信贷紧缩的恐慌。鉴于 2012 年一季度英国经济表现欠佳,对 2012 年全年 GDP 的增长预期很有可能要进行下调。预计从明年开始,经济态势将逐渐好转。预计到 2013 年,经济增长态势将会逐渐好转,GDP 增长可达 1.6%,并在 2015 年达到 2.5%的最高增速(如表1、图 1) 。在低息政策和通货膨胀减轻的带动下,消费者支出将会逐渐增

    6、加。同时,预计到 2013 年,英国的失业率也将开始下降。长期来看,经济发展前景乐观,但增速趋缓。受到商业投资减少和资金来源缺乏的影响,现在对英国的生产力状况存在着普遍的担忧。不过,人口统计资料显示,英国的劳动人口正在不断增加,这表明英国未来生产力的发展前景还是较为乐观的。长期看来,2010-2020 年,英国 GDP 增速将会从 2000-2007年间的 2.502.75%降到 2.25%左右。导致经济增速放缓的主要原因包括高额的消费者债务、疲软公共财政、财政部门在拉动经济增长方面的能力不足等。2.2 电力需求英国是欧洲的第三大电力市场,规模仅次于德国和法国。英国的电力市场较为成熟,国内电力

    7、需求状况也相对稳定,从 2000 到 2008 年保持平均 0.5%的年增长率。受经济危机影响,2011 年英国的经济增速依然缓慢,加之 2011 年气候又较为潮湿,在这些因素的共同作用下,英国的最终电力需求由 2008 年的3416 亿千瓦时大幅下降到 3089 亿千瓦时,降幅达 9.6%。2012 年,随着天气回归正常状态,用电量预计比 2011 年增长 0.9%。剑桥能源预计,2012-2016 年,英国的电力需求年平均涨幅将会保持在 0.7%左右(如图 2) 。2.3 电力供应英国主要依靠化石燃料进行发电,2011 年,化石燃料发电占总发电量的 71%:其中天然气所占份额最大,达到 4

    8、0%,其次是煤炭发电,比例占到了 30%。核电约占 19%。近几年来,天然气在电源中占据的比例越来越高,2012 年 3 月,英国共有 620 万千瓦在建装机,其中 320 万千瓦为天然气发电,150 万千瓦为海上风电,其余为陆上风电(如图 3) 。3表 1 英国近年宏观经济指标2009 2010 2011 2012 2013 2014GDP 增长率(%) -4.4 2.1 0.8 0.8 2.3 2.5人均 GDP(美元 /年) 37053 37550 37606 37652 38629 40093人口(百万) 61.8 62.3 62.6 63.1 63.9 64.8CPI(% ) 2.2

    9、 3.3 4.4 2.5 2.3 2.1批发电价指数(%) 1.6 4.2 5.7 3.0 2.4 1.9图 1 英国年均 GDP 增长图 2 英国电力需求2006-2016 年电力消费 2006-2016 年最终电力消费增长率4图 3 2011 年各种电源装机容量和发电量比例预计英国的总发电产能将会在 2013 年出现高峰,达到 1017 亿瓦。不过之后随着核电、煤电和石油发电厂的退役,预计总产能将会在 2015 年回落到 928亿瓦。到 2015 年,由于实行了大型火电设备指令 (LCPD) ,燃煤和石油发电站会逐个关闭,预计英国的煤炭和石油发电装机将分别比 2011 年减少 850 万千

    10、瓦和 270 万千瓦。到 2016 年,由于一些核电站已经达到运营期限,预计核能发电装机将减少 210 万千瓦,而天然气和风能发电产能将分别比 2011 年的水平提高 400 万千瓦和 800 万千瓦,分别达到 3950 万千瓦和 1470 万千瓦。除水力发电和风能发电之外,风电等其他可再生能源发电装机也会增加 200 万千瓦(如图 4) 。图 4 英国电力供应2.4 电力市场平衡经济危机之前,英国的备用装机状况一直保持稳定。经济危机出现以后,电力需求下滑,导致了备用装机水平大幅上涨。不过,剑桥能源预期,在 2012-2016 年期间,按照大型火电设备指令 (LCPD)的规定,将有大批老旧核电

    11、站、煤电厂和石油电厂被关闭,英国的备用装机将会减少。2011 年各种电源装机容量(GW ) 2011 年各种电源发电量2012-2016 年新增和退役装机2006-2016 年各类发电装机5图 5 峰荷需量和备用装机2.5 各能源发电主要数据1)煤炭燃煤发电厂仍在英国发挥着重要作用,2011 年占总发电装机的 28%。不过随着英国国内以及欧盟政策对温室气体减排的重视,煤炭发电将会逐渐减少。大型火电设备指令 (LCPD)限制了退役燃煤电厂能够继续运营的时限,850万千瓦的燃煤发电将在 2015 年前关闭。2)天然气英国国内天然气产量 2000 年达到 115 bcm(billion cubic

    12、metres,十亿立方米)的峰值,之后急剧下滑,在 2011 年跌到了 48 bcm。预计 2016 年以前,天然气产量还将以平均每年 2 bcm(即 4%)的速度减少。2011 年,英国天然气进口量第一次超过了国内产量。挪威历来是英国进口天然气的主要来源,2011 年从挪威进口的天然气占英国天然气进口量的 40%(21 bcm) 。到 2016 年,预计挪威天然气占英国进口量的份额可能会达到 50%,英国进口的其余天然气主要来自卡塔尔。3)核能英国现有 16 个在运核反应堆,分布在 9 个核电站中。2010 年核电发电量占英国总发电量的 16%,2011 年占总发电量的 19%。核电站 Du

    13、ngeness B、HinkleyPoint B、Hunterston B、Hartlepool、Heysham1、Heysham2,和Torness 均配备了两个改进型气冷堆(AGR) 。1995 年完成的 Sizewell B 核电站是英国建造的最后一个核电站,配备了一个压水堆(PWR) 。Magnox 电站的Wylfa1 反应堆还在运行,Wylfa2 和 Oldbury 分别将在 2012 年 4 月和 2012 年 2月停止运行。峰荷需量和备用装机64)可再生能源英国可再生能源发电装机(不包括水力发电)所占份额从 2000 年的 1%增加到了 2010 年的 6%,在 2011 年超过

    14、 9%。这主要是风能和生物质能带动的结果。英国是全球海上风能的领头羊,已经拥有 200 万千瓦的装机容量,同时还有 150 万千瓦在建装机。2.6 各能源发电前景化石燃料机组逐渐减少。英国已经宣布,从 2013 年就开始停运一些大型燃煤电厂,未来 5 年,燃煤和石油发电站会逐个关闭,天然气发电产能日益缩小。核电装机有望新增。2025 年之前,英国现有核电站将大量退役停运。预计到 2017 年,英国的核能装机将会降到 760 万千瓦,Torness 和 Heysham 两座核电站预计将在 2023 年停运,其他 AGR 反应堆将于 2016 年到 2019 年陆续退役。英国 2008 核能白皮书

    15、认为,新建核电站将会在未来英国发电格局中占据一席之地,帮助填补英国出现的电力供应缺口,减少温室气体排放。英国政府希望 2025 年前再增加 1600 万千瓦核电装机,主要靠三大联合体实现,分别是:EDF/Centrica、Nugen (GDF SUEZ/Iberdrola)和 Horizon(E.ON/RWE)。大力发展风电。根据英国各种能源的发展潜力和发展现状,英国将可再生能源发电的开发重点放在风电上。预计 2020 年,英国风电的装机将会增长到2270 万千瓦。适时开发其他清洁能源。经过两年的可行性研究,英国政府中止了塞文河的潮汐发电方案研究(塞文河河口潮汐发电能力可达国内用电需求的 5%

    16、) ,但会在未来条件具备时继续研究。部分燃煤电厂将转化为生物质能发电厂。现在苏格兰正在规划两个大型抽水蓄能项目,总发电装机为 90 万千瓦。3 电力输送和互联英国国内电网有约 25000 公里高压架空线路组成的输电网和 80 万公里架空线路和地下电缆组成的配电网。英国国家电网公司拥有英格兰和威尔士的输电网,苏格兰的输电网则由苏格兰电力公司(苏格兰输电公司,SPTL )和 SSE(苏格兰水电输送公司,SHETL)所有。北爱图 6 英国区块图7尔兰电网由北爱尔兰电力公司(NIE,属于 ESB)所有,由北爱尔兰系统运行公司(属于 Eirgrid,爱尔兰的输电系统运营商 TSO)运行。8 家配电公司管

    17、理着英格兰和威尔士的 10 个配电区域、苏格兰的 2 个配电区域以及北爱尔兰的 1 个配电区域。苏格兰和北爱尔兰通过 250 千伏的高压直流线路互联,名为 Moyle。Moyle 2001 年投入运行,输送容量 25 万千瓦,总长 63.5 公里,其中 55 公里为海底电缆。爱尔兰电网公司正在建设一条 200 千伏的高压直流“东-西互联” 线路,连接爱尔兰和威尔士,预计将于 2012 年完工。电线总长 261 公里,其中 186 公里为海底电缆,输电容量 50 万千瓦。这条互联线路建成后将提高爱尔兰和大不列颠岛的供电安全,有助于推动区域电力市场的形成。英格兰-法国电力互联线路(IFA)是一条功

    18、率为 200 万千瓦的高压直流线路,由英国国家电网公司和 Rseau de Transport d Electricit 公司(法国的输电系统运营商)所有,总长约 70 公里,其中 45 公里为海底电缆。英荷联网工程(BritNed)2011 年启动,总长 260 公里,输电容量 100 万千瓦。BritNed 由英国国家电网公司和荷兰输电系统运营商 TenneT 公司共同所有。在建的还有英国与挪威、比利时、丹麦之间的互联线路,同时英国还考虑再建一条同法国的互联线路。图 6 2011 年英国电力互联和交换2010 年 12 月,10 个国家签署了在北海建设海上电网的谅解备忘录。英国2011 年

    19、电力互联和交换8能源和气候变化部(DECC)的海上输电协调项目在 2012 年 3 月的报告中肯定了开发海上电网的潜在节能效益,并指出了建设难点。4 电力交易4.1 电力市场英国电力行业在 1989 年进行了私有化改革,目前是世界上开放程度最高的电力市场之一,具备完善的法律法规框架。电力市场放松管制后,数十家公司进入了发电市场和供电市场,然后经过不断整合变得越来越集中。近几年英国的电力产业格局被整合到六大公司(Big Six):德国意昂集团(E.ON) 、德国莱茵集团(RWE ) 、法国电力公司(EDF) 、苏格兰电力公司( Iberdrola 旗下) 、英国森特理克集团(Centrica)和

    20、苏格兰南方能源公司(SSE) 。这六家公司都是垂直一体化的公司,装机容量占总容量的 70%,占据不列颠岛零售市场 99%的份额。在北爱尔兰,AES 拥有着 67%的发电装机, ESB 占 17%。图 7 2011 年电力市场各主要参与者的容量比例2008 年,英国天然气和电力市场监管机构英国天然气和电力市场办公室Ofgem 启动了对不列颠能源市场的调查,结论是能源市场所有部门的竞争都不充分。Ofgem 在 2011 年的 电力零售市场评估 中指出,电力零售市场处在一种静止的状态,2008 年以来只有一个新进竞争者。Ofgem 认为,电力批发市场的流动性停滞是阻碍新的企业和竞争者进入电力零售市场

    21、的主要原因。2012 年2 月,Ofgem 建议,强制要求六大公司将其发电量的 25%进行拍卖,以提高电力批发市场的流动性。随后,Ofgem 又进一步提出,考虑引入强制性市场形成机制。2011 年电力市场各主要参与者的容量比例 94.2 批发电价由于 BETTA(British Electricity Trading and Transmission Arrangements,不列颠电力交易和传输协议)和 SEM(Single Electricity Market,爱尔兰单一电力市场)市场是分别运营的,通过 Moyle 项目互联,大不列颠岛和爱尔兰的批发电价仍是不同的。大不列颠岛的批发电价从

    22、2003 年到 2006 年期间出现了大幅上涨。总体来说走势与欧洲批发电价相同,2008 年大不列颠岛批发电价高于欧洲平均水平。2008 年夏天,由于燃料价格走高,一些电厂由于未安装符合 LCPD 标准的设备而停运,核能装机不足,大不列颠岛的电价达到最高峰。随后,随着电力需求的下降,电价也随之下降。剑桥能源预计 2017 年大不列颠岛的电价将会大幅高于 2011 年同期水平。届时,备用装机将会变得更为紧张,同时最低碳价制(Carbon Floor Price)的实行会使大不列颠岛的电价涨速高于欧洲平均水平。北爱尔兰的批发电价由“ 爱尔兰 SEM 电力池”价格决定,是根据天然气进口的成本以及 E

    23、TS(Emissions Trading Scheme,排放交易机制)的二氧化碳补贴情况而定。北爱尔兰将对发电商实行最低碳价制,会对 SEM 产生一定的影响。同样,东- 西互联项目也会对 SEM 的电价产生一定影响。图 8 大不列颠岛批发电价走势4.3 零售电价英国电价不受管制,由 Ofgem 进行监督。Ofgem 会对输电和配电收费设定一些限制。英国零售电价(含居民和工业电力)水平略低于欧盟 27 国的平均价格。零售电价和批发电价之间的关系比较复杂,两者差额较大。根据 Ofgem 数据,家庭用电中批发能源费用占到电价账单 69%,配电占 15%。电力市场开放后,可选的电价费率种类增多,消费者

    24、还可以更换电力供应商。英国电力市场的供应商更换率在 2010 年小幅下降到 17%,不过依然仅次于爱尔兰,是欧洲更换率第二高的国家。批发电价走势10图 9 英国零售电价走势Ofgem 在 2011 年进行零售电力市场评估以后,为了鼓励竞争,建议将电价费率彻底简化:各供应商应对每种电源根据不同支付方法制定统一标准电价;Ofgem 将为电力消费者规定一个不变的固定费率和一个简单的单位价格,使电力消费者能够选择最便宜的用电费率。在英国,如果一个家庭需要将超过 10%的家庭收入用于取暖的燃料费,这个家庭就被认为处于“ 燃料贫困 ”。2009 年,英国约 29%的居民家庭出现“燃料贫困”。政府制定了目标

    25、,要在 2016 年消除所有家庭的燃料贫困。为此,设置了如下工具:暖锋计划:英国政府为低收入或家庭能效水平极低的人提供最高 3500 英镑(如果使用燃油集中供暖或者其他低碳科技,资助上限提高到 6000 英镑)的供暖设施改良资金。暖房折扣机制:是英国从 2011 年 4 月开始实施的一项为期 4 年的机制,目的是对低收入家庭的能源消耗成本进行资助,总金额达 11 亿英镑。碳减排目标制度(Carbon Emission Reductioin Target,CERT):英国政府要求能源供应商帮助用户提高能效,减少用电家庭的二氧化碳排放,并推动低碳解决方法,帮助用电家庭支付更少能源费。不过,2012

    26、 年之后, “黄金规则”(GD) 2和能源公司责任法(Energy Company Obligation,ECO)将替代2 黄金规则(GD)是一种新的账单支付形式,英国将于 2012 年 10 月启动。绿色政策即账单不是与居住者零售电价走势11CERT。5 主要能源议题和政策目标在欧洲,英国属于电源较为多样的国家,天然气、煤炭和核能是最主要的电源,同时可再生能源所占的比重也越来越大。但是,英国依然面临新的挑战:英国 1/5 的发电容量来自老旧的煤炭和核能发电厂,这些电厂将在 2020年前陆续关闭;英国的天然气储备正在快速消耗。英国在 2005 年变成了天然气的净进口国。英政府预计,到 2020

    27、 年,将有近 80%的天然气需要依赖进口;英国制定的温室气体减排的目标是,到 2020 年减排 34%,到 2050 年减排 80%。2010 年当选的英国联合政府在推行能源政策的行动方面态度非常积极,其能源行动集中在以下方面:1)能源安全英国的一个重点战略是最大程度地保留国内的常规石油和天然气能源,同时致力于发掘页岩气开发的潜力。电力行业仍然是重点发展行业。英国政府预计,2020 年前对发电和输电的投资将达 1100 亿英镑。主要电力市场改革(EMR )应在 2013 年初开始实行,以吸引私营企业投资安全、经济性好而且低碳的电能。天然气将依然占据发电的重要份额。英国政府曾表示要增加核电容量,

    28、但是对新的核电站并未设置公共补贴。英国将碳捕捉及储存技术(CCS)看做一个战略机遇。英国政府在 2010 年宣布了主要的规划改革方案,在 2011 年颁布了六个能源国家战略声明 ,分别涵盖了化石燃料、核能、可再生能源和电网等多个方面。2)气候变化责任英国认为,为了达成温室气体减排的目标,电力部门必须加大减排力度,并制定了 2020 年可再生能源占最终能源消耗 15%的目标。英国拥有世界上最大的海上风电装机容量,政府将海上风电作为开发可再生能源的一个重点战略领域,另一个重点领域是生物质能。英国政府将在 2013 年以前对现有可再生能源义务(RO )体系进行修订完善,并予以推行,加大对非成熟技术的

    29、支持力度。此外,预计绿色投资银行 3将会加快对重点领域绿色项目的投资进程。或所有者相关,而是与建筑物相关联,目的是提高国内居民建筑的能效。 “黄金规则”的目标是帮助 2016年实现新建建筑零排放政策。 “黄金规则”规定,建筑每年节省能源的价值应高于改造工程投资的融资成本。政府予以资助的节能措施包括保温、锅炉升级、热力泵以及太阳能光伏等。3 英国将在 2015 年前为绿色投资银行注资 30 亿英镑,专门用于鼓励私营企业投资绿色项目,重点支持海上风电、垃圾发电和“黄金规则”项目。12为了让化石燃料在多样化的发电能源中依然占有一席之地,英国政府认为必须实行碳捕获和储存(CCS)项目。不仅如此,CCS

    30、 也可以发挥英国在海底碳储存、多电厂汇集、海上石油和天然气等领域的技术优势,使英国成为这个领域的领头羊。第一轮项目筛选中,英国未选到合适的 CCS 项目。现在,英国政府启动了新一轮项目筛选,设立 10 亿美元资助资金,除了预燃、二次燃烧技术领域,还将选择范围扩大到煤炭、天然气以及其他相关工业的项目3)鼓励竞争英国政府预计,未来能源价格将会上涨并具有更大的波动性。为了缓解这个问题,英国政府将会在电力市场上鼓励多家企业进行竞争。英国有自由的电力市场,不过经过整合,这个自由的市场也逐渐变成了一个静态稳定的市场。英国的监管机构 Ofgem 正在努力提高电力市场的竞争。在完成对 2011 年零售市场评估

    31、之后,Ofgem 开始向各方征询简化消费者电费的建议,并寻求能够提高电力批发市场流动性的措施。4)负担得起的能源能效问题在英国又重新得到重视。2011 年,英国公布了“黄金规则“ (GD) ,并启动了“可再生热能激励计划” (RHI) 4,刺激更多的资金投入改善建筑能效。2011 年,英国还开始实行一项“温暖家庭优惠计划 ”,并计划在 2014-2019 年对智能电表进行部署。5)电力市场改革(EMR)英国政府在 2011 年 7 月发布了电力市场白皮书 (征求意见稿) ,主要内容是:从 2013 年开始实施最低碳价制,为低碳行业创造更好的投资前景。最低碳价制将会以在实施前两年设立一系列税收支

    32、持政策的形式实行,来填补低碳价与欧盟碳排放交易体系(ETS)价格之间的空白;同所有的低碳发电企业签订长期上网电价(FIT)的差价合约(CFD) ;设定 450 克/千瓦时的二氧化碳排放绩效标准,确保新建燃煤电站都会建立碳捕捉及储存(CCS)设施,该标准将于 2013 年生效;除了能源市场以外,以发电产能市场的形式建立一个发电产能机制,2017 年以前,发电企业将能够在上网电价(FITs )规定和现行的可再生能源义务机制(RO)之间选择。4可再生热能激励计划于 2011 年 11 月启动,旨在为包括从 2009 年 7 月 15 日开始在英国国内安装的生物质能锅炉、太阳能热能设备以及热力泵等可再

    33、生热能技术提供电费优惠。政府对各种可再生热能技术的支持力度根据该技术类型和发热规模有所不同。计划第一阶段主要针对工商业符合标准的单位,第二阶段主要对家庭用户提供支持。136 能源法律法规与环境政策6.1 主要政策制定与行业监管机构英国能源和气候变化部(DECC)负责制定英国的能源政策。这些政策涵盖的领域包括:帮助消费者通过提高能效节约能源,解决燃料缺乏问题;实行多样化的能源供应来满足现有的需求,从而在未来实现安全、经济性良好的低碳能源供应;确保实现英国的碳减排目标,为国际上应对气候变化的各项行动贡献力量;尽责高效地对能源可靠性进行管理,保证公共安全。天然气和电力市场办公室(Ofgem )是英国

    34、独立的能源监管机构,工作重点是保护能源消费者利益:鼓励能源市场中的有效竞争;监管电力垄断企业的经营行为;保证能源网络能够得到足够的投资。北爱尔兰的能源监管机构是北爱尔兰公用事业监管机构。英国公平交易办公室和竞争委员会对能源公司的兼并和收购活动进行监督审查。6.2 主要法律法规英国能源领域的主要法律法规如下:2004 能源法案鼓励开发可再生能源,建立一个单独的机构监督核能的退役和清除,为大不列颠建立一个独立的批发电力市场;2008 能源法法案允许私营资本投资 CCS,加强对可再生能源的支持;2008 规划法案包括国家大型基础建设项目支持政策和一系列国家政策报告;2008 气候变化法案引入世界上第

    35、一个应对气候变化的长期框架;2010 能源法案支持 CCS 示范项目,建立缓解燃料危机的基金,并明确 Ofgem 在碳减排和确保能源供应安全方面的作用;2011 能源法案制定“黄金规则” 能源账单支付框架,提高各类建筑14的能效水平。6.3 环境监管、目标和政策英国能源法律法规对环境保护和可再生能源开发利用做了明确规定,具体体现在以下方面:1)温室气体和二氧化碳排放英国在京都议定书中的减排目标是:2008-2012 年期间与 1990 年的排放水平相比温室气体减排 12.5%。2011 年英国温室气体减排量约为 549.3 mtCO2e(百万公吨二氧化碳当量) 。这个水平虽然比 2010 年的

    36、 590.4 mtCO2e 的减排量下降了 7%,不过依然比 1990 年的排放水平下降了 28%。主要原因是英国发现了北海天然气以后,实现了燃煤发电到天然气发电的转变,以及居民天然气需求量减少、电力需求缩水、核能发电提高等。欧盟碳排放交易体系(EU ETS) 第二阶段各国分配计划中,英国的二氧化碳额度是 2008-2012 年期间年均 245.6 mtCO2,这其中也包括新设工厂保留配额(NER) 。若扣除 NER,实际配额为年均 212.1 mtCO2。2011 年,英国核定的 EU ETS CO2 排放量为 220.9 mtCO2,比 2009 年的 231.9 mtCO2 和 2010

    37、 年的237.4 mtCO2 相比均有所下降,也比 2011 年的规定排放上限低 1.1%。但 2008-2010 年期间,英国的平均二氧化碳排放量超出了规定上限的 12.6%。英国 2008 气候变化法案规定在 2050 年前至少减少 80%的温室气体排放。2)可再生能源欧盟可再生能源指令规定,英国要在 2020 年前实现可再生能源占最终能源消耗 15%的份额。这个目标对英国来说极具挑战性,因为 2010 年英国可再生能源占最终能源消耗的比例仅为 3.3%,比 2009 年仅提高了 0.3 个百分点。2011 年 7 月,英国发布了可再生能源路线图 ,内容包括:尽管可再生能源比例起点较低,但

    38、是英国能够实现其 2020 年目标;8 项主要技术可为英国贡献超过 90%的可再生能源,分别是:陆地和海上风能、海洋能、生物质能发电和发热、空气源和地源热泵以及生物燃料。可再生能源义务制度(RO)是现在英国用于激励可再生能源发电的主要机制。电力供应方有义务确保其所供电量中有固定的比例来自可再生能源发电,并且这个比例还需不断加大。发电商利用可再生能源发出合格的电力以后,由Ofgem 发放可再生能源义务许可证( ROCs) 。供电商根据售电量购买这些ROC,提交给 Ofgem。2010-2011 年度,英格兰、威尔士和苏格兰将可再生能源义务设定为每售出 100 兆瓦时电量上交 11.1 个 ROC

    39、,而北爱尔兰为每 100 兆瓦时电量 4.27ROC。英国 2011 年可再生能源分级评估报告中提出,要将陆地风能的能源义务配额缩减到 0.9ROC/兆瓦时,将生物质能共燃的配额提高到151ROC/兆瓦时。 2011-2012 年度 ROC 的买断价格为每个 ROC38.69 英镑。不过,近期主要电力市场改革 EMR 提议,以差价合约(FITs)上网电价取代可再生能源义务体制。差价合约是政府与可再生能源发电商之间签署的一项长期上网电价合同。在这个合同下,政府将付给可再生能源发电商不等的费用,确保发电商能够获得双方协商同意的上网电价。这样,可再生能源发电商将其所发的电力以市场价出售,也可以满足收

    40、入要求。若实行 FITs 制度,投资者的收益是有保障的;而在 RO 制度下,直到容量安装并网后,投资者才能知道会获得多少配额。2010 年,英国对小规模可再生能源发电(5MW 以下)实行了FITs 制度。3)碳捕获和储存(CCS)英国政府认为 CCS 是实现绿色增长的一个主要机遇,因此始终致力于实行CCS。2007 年英国政府启动了 longannet 项目,计划投入 10 亿英镑建立一个在商业规模上完整的产业链,内容仅限于煤炭二次燃烧改造项目。该项目在 2011年 10 月因未选出核实项目中止。英国联邦政府吸取教训,在 2012 年 4 月发布了 CCS 路线图,重新启动了该项目。现在,有几

    41、个项目正处于开发阶段,有 6个 CCS 项目已经申请了 EU NER300 的资金资助。4)核能英国政府希望私营部门能够在没有特定政府补贴的情况下投资新建几个核电站。政府要求,投资者应做好充分的资金安排,充分考虑核电站以后停运和废物管理方面的费用支出安排。经过设计评估,2011 年 12 月,英国政府批准法国阿海珐集团的欧洲压水堆(EPR)项目和美国西屋公司 AP1000 的压水堆(PWR )项目。5)能效2012 年 1 月,英国开始对减碳承诺节能机制(The Carbon Reduction Commitment Energy Efficiency Scheme,CRC)进行咨询。CRC

    42、是针对企业或公共部门设立的强制性节能机制,以碳限额交易形式运作,任何年用电量超过6000 兆瓦时的企业、政府部门和共用事业单位都必须登记能源使用量,并为每一吨释放的 CO2 购买“温室气体排放许可证”。CRC 从 2010 年 4 月开始执行,配额从 2011 年 4 月开始首次销售。大约有 5000 家机构将参与该机制,占英国总排放量的 10%左右。7 结语尽可能保留国内的石油和天然气资源是英国能源战略重点之一,同时,环境保护作为欧盟国家长期坚守的领域,近年又被提到新的高度。为了大力开发清洁能源,减少对传统化石燃料的依赖,实现能源安全和环境保护的战略发展16目标,英国把电力行业作为突破口,计

    43、划从 2013 年起推行新一轮电力市场改革,实施最低碳价制,借助碳排放交易市场吸引社会资金投资清洁能源,增加绿色电力供给;同时推行减碳承诺等强制节能机制,利用经济和行政手段提高全社会用能效率,减少终端能源消耗,并把碳捕获与储存技术(CCS)作为战略机遇来抓,致力于打造完整的 CCS 产业链。英国,作为世界电力市场化改革的先驱国家,正通过一系列前瞻思考、部署有序的法律法规和针对性政策,努力为国家的未来开辟出一个安全、清洁、充足的能源环境。其电力行业的发展模式与经验,以及面对日趋严峻的能源形势所做出的战略思考与推进策略,值得我们学习借鉴。(上海市电力公司电力科学研究院 张鹏飞 黄兴德 许唐云整理)

    44、作者简介:张鹏飞, (1985- ) ,男,硕士,情报咨询研究工程师,从事科技情报和技术经济咨询研究工作。邮 箱:联系电话:021-2565018117参考文献:1 英国电力行业报告,美国剑桥能源咨询公司2 鲁海燕,宋永华,英国电力工业概述. 现代电力,2005,22(2)3 王田,谢旭轩,高虎,任东明,张成强,英国可再生能源义务政策最新进展及对我国的启示.中国能源,2012,34(6)4 廖建凯,英国的碳减排法律制度.世界环境,2011,(2)5 Carbon Floor Price Briefing, www.sandbag.org.uk6 朱敏,英国第三次电力工业改革BETTA 实施. 现代电力, 2005, 22(3)7 黄金标准,世界自然基金会网站,www.wwfchina.org/wwfpress/publication/climate/cdmgsEN.pdf8 减碳承诺,百度文库,http:/

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