可再生能源發展前景范文
時間：2023-12-15 17:56:28
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篇1
在現代化時代背景下，構建健康化、高效化、生態化的社區不僅是人們居住需求，同時也是不可阻擋社會潮流。在這一層面上，可再生能源建筑憑借自身的綠色屬性與建造程序，逐漸獲得越來越多的關注與認可，可以為人們提供舒適、健康以及經濟性極強的居住環境，具體非常巨大的發展潛力。對此，在這樣的環境背景下，探究可再生能源建筑應用技術及其l展前景具有非常重要的現實意義。
1.建筑節能與可持續發展綜合分析
能源是社會發展、經濟增長的物質條件，自工業革命開始，世界能源消費情況日益劇增，能源急劇消耗，使得自然生態環境遭到破壞，進而導致全球變暖現象。對此，為了供給國內正常生產、生活需求，我國將能源消費逐漸轉向可再生能源消耗，特別是對于建筑節能而言，其能源消耗范圍相對較廣，就此成為可再生能源重要的應用平臺。在實際應用中，其建筑節能分為以下幾方面：第一，技術節能。在建筑氣候條件前提下，要對建筑選址、布局以及體形進行合理規劃設計，適當改善建筑環境微氣候，結合通風和日照等自然條件因素，利用建筑保溫隔熱技術和節能產品，減低建筑能耗。第二，管理節能。根據市場利益驅使屬性，在提高建筑建造方節能積極性方面存在一定的困難。對此，要進一步強化政府公共管理職能，適當的利用行政權力推進建筑建設，以實現建筑管理節能。第三，行為節能。在進行建筑建設中，采暖、照明以及電氣等方面能耗和建筑功能息息相關，也和使用者能源消費行為有關。對此，要加大節能宣傳，樹立用戶節能意識，促發用戶節能行為，進而實現行為節能。
2.可再生能源建筑應用技術
2.1地源熱泵技術
熱泵作為一種熱源節能裝置，主要是通過高位將熱量逐漸轉向為高位熱源，利用冷凝器釋放熱量來實現供熱效果的一種采暖系統，同時也是利用蒸發器蒸發吸收熱量來實現制冷效果的一種制冷系統。從環保角度上看，地源熱泵技術主要是通過熱泵將不能直接使用的地位熱能轉化為高位熱能，其系統主要包括地源熱泵機組、空調系統以及地熱能交換系統，具有供熱和制冷的雙重功能，進而成為一種高效節能空調技術，逐漸被應用和推廣。地源熱泵是利用土壤、地下水以及低層等作為熱源，由于地層常年恒溫，在冬季其溫度會高于室外溫度，在夏季會低于室外溫度，這樣會有效提高地源熱泵供熱供冷效率。另外，冬季利用熱泵將大地熱量進行建筑供熱，會降低大地溫度，為大地儲存冷量，為夏季制冷提供必要條件；在夏季利用熱泵將建筑物熱量再次傳輸到大地中，降低建筑物溫度，在大地中儲存熱量以供給冬天熱量使用。其工作流程為以下內容：第一，供熱循環。在地源熱泵系統供熱循環中，土壤熱能與壓縮機、風機消耗電能會傳輸到生活熱水和建筑物空氣中，以形成熱量循環流動。第二，制冷循環，在制冷循環中，其熱量流動方向與供熱循環相反，主要將建筑物熱能和壓縮機、泵消耗電能傳輸到土壤中。第三，熱水循環。生活熱水循環屬于可選循環，主要利用安裝在熱泵壓縮機排除中的過熱蒸汽冷卻器實現熱水供應。夏季制冷中，通過系統廢熱形成生活熱水，不會形成熱泵負荷。
2.2太陽能光熱熱水技術
太陽能熱水作為太陽能應用領域中產業化技術，被廣泛的應用在社會生活和生產領域，具有經濟競爭力、成熟技術以及市場潛力等特點。在實際應用中，太陽能熱水系統主要以太陽能集熱器為核心，收集太陽輻射能對水進行加熱，以實現熱水供應。太陽能集熱器在收集太陽輻射能后，會將其能量轉化為熱能，利用熱能加熱太陽能集熱器中的水。當太陽能集熱器中的水溫達到預設溫度后，溫度傳感器、電磁閥以及水泵等裝置會將水傳輸到熱水儲存箱中，同時系統會自動補進冷水，直到水位達到熱水儲存箱上限。太陽能熱水器主要包括集熱器、絕熱儲水箱、連接管道、支架控制系統，根據使用屬性可以將太陽能熱水器分為季節性、全年性以及輔助熱源等；根據太陽能集熱器結構可認為平板型、真空管熱水器，無論是哪種熱水器其核心系統都是太陽能集熱器，吸收太陽輻射能產生熱量，同時將這些熱能銷傳輸到熱工質裝置，以實現系統供熱目的。
2.3太陽能空調采暖制冷技術
太陽能空調系統在實際應用中具有供熱、制冷雙重功能，在學校、游泳館、商場等地具有非常廣泛的應用。太陽能制冷主要通過太陽能集熱器供給吸收式制冷機所需熱媒水，其熱媒水溫度越高，制冷機性能系數就會隨之增高，進而提高空調系統制冷效果。例如，當熱媒水溫度在60攝氏度時，制冷機性能系數為0-40；當熱媒水溫度在90攝氏度時，制冷機性能系數為0-70；當熱媒水溫度為120攝氏度時，制冷機性能系數會超過110。通過大量實踐證明，熱管式真空管集熱器和溴化鋰吸收式制冷機結合，衍生出太陽能空調技術已經為太陽能應用領域開辟出新的方向和發展空間。在采暖功能中，利用太陽能集熱器對熱媒水進行加熱，并傳輸到末端實現采暖；制冷功能通過吸收式制冷模式，通過同太陽能集熱器供給吸收式制冷機運行所需熱媒水，在綠色概念領域下提高可再生能源利用率。
2.4太陽能光電利用技術
太陽能發電主要有光熱發電與光伏發電兩部分，其光伏發電是通過半導體界面光形成伏特效應，把光能轉化為電能。其核心元件為太陽能電池，太陽能電池串聯后進行封裝保護，以形成太陽能電池組件，功率控制器加以輔助，進而構成光伏發電裝置。太陽光發電排除熱過程直接把光能轉化為電能，其中主要涉及到光伏發電、光感應發電以及光化學發電等，其發電原理主要是通過太陽能半導體電子器件吸收和收集太陽光輻射能，并將其能量轉化為電能進行發電。在實際應用中，光伏方陣和建筑集成可以構成BIPv高級形式，對光伏組件具有極高的性能要求，光伏組件的除了滿足正常供電之外，還要兼顧建筑基本使用功能，主要以建筑屋面結合為主，不會占用建筑物其他空間，進而提高建筑物的使用功能。在實際應用中，太陽能光電利用技術主要有兩種組合形式，一是BAPv，即是建筑和光伏系統組合，將封裝過的光伏組件安裝到建筑物屋頂中，后連接逆變器、蓄電池和控制器等裝置，在一定條件下還要和公共電網進行連接。二是建筑和光伏器件組合。通常情況下，建筑物外墻涂料或者是幕墻玻璃主要起到保護和裝飾的作用，若用光伏器件進行代替，可以實現建材、發電雙重功能。同時，光伏器件具有保溫、絕緣、防水等功能，在保證建筑物使用功能和使用質量的同時，可以降低其建筑成本，實現經濟效益的提升。
3.可再生能源建筑應用技術發展前景
在資源環境限制下，建筑節能減排作為一項長期任務，對我國經濟發展和資源利用具有非常重要的意義和作用。對此，除了不斷強化新技術成果之外，還要對本土環保技術與工藝進行發展和挖掘，將傳統建筑節能技術和可再生能源建筑應用技術進行充分結合，組建應用組織和機構，以實現可再生能源建筑應用技術的發展和應用。同時要創新投融資體制，制定經濟扶持政策，建立完善的激勵政策，實現可再生能源建筑應用技術研發和推廣。
篇2
事件：
國家發改委印發《可再生能源發展“十一五”規劃》，提出：到2010年，可再生能源在能源消費中的比重達到10％，比2005年提高2.5個百分點；全國可再生能源年利用量達到3億噸標準煤。
《規劃》表示，“十一五”時期可再生能源發展的總目標是：加快可再生能源開發利用，提高可再生能源在能源結構中的比重；解決農村無電人口用電問題和農村生活燃料短缺問題；促進可再生能源技術和產業發展，提高可再生能源技術研發能力和產業化水平。
點評：
自07年以來，我國加快發展電力行業可再生能源的政策頻繁出臺：電監會《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》；發改委、環保總局和電監會聯合《節能發電調度辦法（試行）》；發改委主持召開南方地區電力工業“上大壓小”工作座談會；發改委公布《可再生能源中長期發展規劃》。本次《可再生能源發展“十一五”規劃》是在《可再生能源中長期發展規劃》的基礎上出臺的。
從《規劃》中可以看出，幾類可再生能源將齊頭并進，共同為我國可再生能源發展貢獻力量。
水電：
水電是目前技術最成熟、最具規模化發展的可再生能源，在可再生能源發電中處于最重要的地位。我國水利資源豐富，尤以長江及其上游金沙江流域為最，全國水能資源技術可開發裝機容量達到5.4億千瓦。根據可再生能源“十一五”及中長期規劃：到2010年，全國將新增水電裝機容量7300萬千瓦，裝機總容量達到1.9億千瓦；到2020年，我國水電裝機總容量將達到3億千瓦，占發電總裝機容量的22%左右。擁有大量水電資源的公司如長江電力（600900）、桂冠電力（600236）等將受益。
風電：
風電是目前除水電外最具規模化發展前景的可再生能源。我國幅員遼闊，海岸線長，風能資源豐富。中國氣象局組織的第三次全國風能資源普查結果顯示，我國可開發風能總儲量約有43.5億千瓦，發展潛力巨大。根據規劃，“十一五”時期，全國新增風電裝機容量約900萬千瓦，到2010年，風電總裝機容量目標由原來的500萬千瓦變成1000萬千瓦。國家將重點建設30個左右10萬千瓦以上的大型風電場和5個百萬千瓦級風電基地，做好甘肅、內蒙古和蘇滬沿海千萬千瓦級風電基地的準備和建設工作。但目前我國規模風電開發實行的招標制度導致市場競爭激烈，而核心技術主要依靠進口的現狀使得風電成本居高難下，因此在國家政策的支持下風電將快速發展，而受益更多的可能是風電設備龍頭企業，如金風科技（002202）、東方電氣（600875）等。
生物質發電：
生物質發電比小水電、風電和太陽能發電等間歇性發電的電能質量更好、可靠性更高、經
濟價值也更高，但由于在應用過程中仍存在不少問題需要解決，因此發展較為緩慢。目前我國生物質能資源量為7億噸標準煤，隨著退耕還林和種植薪炭林，到2020年生物質能資源量可達9-10噸標準煤，在能源資源中也占有舉足輕重的地位。根據規劃，到2010年，全國生物質發電裝機容量達到550萬千瓦，將增加非糧原料燃料乙醇年利用量200萬噸，生物柴油年利用量達到20萬噸；農村戶用沼氣池達到4000萬戶，建成大型沼氣工程6300處，沼氣年利用量達到190億立方米；農林生物質固體成型燃料年利用量達到100萬噸。初步實現生物質能商業化和規模化利用，培養一批生物質能利用和設備制造的骨干企業。
篇3
20世紀70年代，石油危機使學者們更加了解化石能源的不穩定性。歐洲的一些學者深刻地認識到發展可再生能源的重要性，由此有關于可再生能源的法律政策的體系逐步建立起來。如今，歐盟己被稱為能源國際規制最為先進的實驗室。歐盟的可再生能源法律政策己經形成一個體系，甚至在很多領域引領著全球法律秩序的革新。近二十年來歐盟成為世界上最為活躍的可再生能源法制定者，其制定的可再生能源法對其他國家具有深刻的借鑒意義。
中國作為能源消耗大國，開發利用可再生能源是必不可少的。在我國國內傳統能源供應緊張的情況下，加之環境污染問題日趨加重，國際石油價格不斷震蕩，發展可再生能源成為緩和中國能源發展局勢的必然選擇。發達國家普遍得出經驗，用立法的形式推動可再生能源發展是最有效的途徑。能源是歐盟最早通過法律和機制進行單獨管理的部門領域之一。
二、歐盟可再生能源法律與政策的主要內容
(一)實施中的具體規定
歐盟可再生能源法律政策的制定較以往來看，有了共同的行動措施和明確的長期目標。歐盟可再生能源法律政策的制定更加注重技術性的創新和制度上的創新，促使可再生能源的高效利用，在各個成員國內普遍推行可再生能源法律政策。目前歐盟可再生能源戰略的具體實施主要是通過指令、計劃、條例和政策的方式。
歐盟可再生能源指令是具有法律約束力的文件，需要各個歐盟成員國遵守，是可再生能源在開發利用過程中實施的具體規定。2009年，歐盟通過了一項關于全球氣候問題和可再生能源的法案，其中包括一個指令《促進可再生能源使用的第2009/28/EC指令》。制定了到2020年可再生能源至少占歐盟最終能源總消費的20%，至少占成員國運輸領域最終能源總消費10%目標。該指令修改了關于可再生能源電力指令及生物資料指令等。所涉及的立法范圍十分廣泛，并對電力、生物燃料、原產地證明等問題做了新的規定。歐盟要求各個成員國可以通過交換數據的方式，促進可再生能源領域的普遍發展。因此，此規定大大加強了歐洲國與國之間的合作，甚至是國際合作。歐盟在供熱、電力供應等方面，所占可再生能源領域的份額能夠盡早的達到的所要求目標。該指令明確的規定了歐盟內部合作的制度。通過歐盟各成員國內部合作的形式，實現歐盟可再生能源指令設定的目標，實現信息共享。該指令還規定了成員國需要及時向歐盟報告制度。成員國的可再生能源行動計劃，需要向歐盟通報具體的實施狀況，具體的通報時間、通報內容在該指令中都有明確的規定。
歐盟的可再生能源計劃從焦耳計劃到兆卡計劃，再到ALTENER計劃，隨著社會條件的不同經歷著各種變化。ALTENER計劃也就是專門的可再生能源計劃。該計劃最基本的目標是加大對可再生能源的使用率，增多可再生能源的市場份額。該計劃規定，在各個成員國發展可再生能源基礎設施，建立統一的信息網，方便開展成員國內部合作及國際合作。其后通過的ALTENER II計劃也是以此為基本目標，并增加了更具體的內容，它鼓勵個人、企業及其他社會資金支持可再生能源的發展，為可再生能源的開發利用創造更多有利條件。ALTENER計劃實施以來，對可再生能源起到了良好的成效。它使社會公眾更加了解歐盟可再生能源，使公眾敢于投資可再生能源產業。歐盟還有眾多有關可再生能源的計劃，這些計劃同樣使歐盟可再生能源產業不斷地發展。包括側重研究能源市場的ETAP計劃，注重提高能源效率的SAVE系列計劃，促進國家間能源合作的SYNERGY計劃等等。
歐盟可再生能源條例要求成員國遵守其中的規定。歐盟可再生能源條例對具體的可再生能源發展的目標及其補貼力度都有明確的規定。另外，歐盟還頒布了一項關于有關可再生能源的強制性條例，強制電力供應商購買一定比例的可再生能源，這里所說的電力供應商不僅包括新加入的供應商，還包括小企業的電力供應商。
歐盟可再生能源政策根據當時的能源形勢經歷了不同階段的變化發展。總體上分為三個階段:從應對石油危機開始，到保護環境成為人類普遍追求價值，再到如今可持續發展理論受到越來越多國家的重視。為了共同體的發展，1995年歐洲正式出臺歐洲能源政策白皮書。該能源政策的出臺目的很明確。包括三個目標:保護人類生存環境;促進能源安全;增強歐盟能源總體競爭性。白皮書提出，未來的能源發展取決于對可再生能源的重視程度，以及未來能源市場的自由化程度。歐盟努力增加可再生能源在整個能源結構中的比例，事實證明該能源政策適應了當時的能源局勢。歐盟明確能源發展的目標后，更加重視可再生能源的發展。1997年，歐盟發表可再生能源政策的白皮書。該白皮書制定了更為具體全面的能源行動計劃:可再生能源到2025年在歐盟能源總結構中占50%的目標。2006年，歐委會發表《歐洲可持續、競爭和安全能源戰略》綠皮書。該綠皮書出臺原因是由于人們對能源需求量加大，且在當時俄羅斯等國家發生了天然氣危機，使能源形勢日趨嚴重。歐盟急需建立較為穩定的能源市場，盡量減少能源危機給歐盟帶來的危害。綠皮書提出建立穩定的能源市場，并制定了可再生能源發展的戰略結構。目前，為了更好的促進可再生能源發展，應對金融危機，歐盟在2010年啟動新能源戰略。新能源戰略包括對可再生能源的要求，提出了更為嚴格的目標，如果條件準許，將減少30%的碳排放量。這也將增加可再生能源在總體能源中的份額。
(二)實施過程中存在的問題
可再生能源的前期研發與生產過程必須有大量的資金支持，其需要的成本與傳統能源相比，根本不足以與傳統能源競爭。歐盟各成員國沒有統一的補貼手段，如直接的減免稅務、投資補貼、貸款優惠等，過多的補貼政策易造成對其他國家進出口的綠色壁壘。設置高額的關稅、增加技術難度、對某些材料采取過于嚴格的環保標準等行為，違反國際貿易組織的規則，不利于全球的經濟發展。
歐盟的各個成員國在可再生能源的建設中，急需快捷、高效的行政執法能力，來配合可再生能源的有效開發利用。歐盟內部需要建立統一的行政審批程序，如果審批程序不一致或者過于繁瑣，就會造成資源浪費，帶來負面作用。如法國曾經在辦理電力入網過程中，不僅程序繁瑣，而且還規定風電場地要建立在政府劃定的發展區域內。有些地區還規定，不得創建風力渦輪機。顯然，這造成不必要的行政遲延，阻礙了可再生能源產業的發展。
三、歐盟可再生能源法律與政策對我國的啟示
我國改革開放以來，經濟保持持續快速增長，同時需要面臨的問題很多。我國雖地大物博，但人均資源不足世界平均水平，過分的追求經濟增長，使環境承載能力變弱。我國是能源消耗大國，單位GDP增長所消耗的能源是世界平均水平的3.4倍。根據我國的基本國情，不能走低效率、高投入、高污染的經濟增長模式，我們需要探索一條嶄新的經濟發展模式。
(一)強化政府對法律政策的引導
歐盟成員國政府為了改善環境質量，注重能源利用效率，不斷的發展可再生能源。成員國政府引導可再生能源法律政策的發展，收到了預期的效果。雖然當今的社會提倡重視私人產權，治理環境也重視私人的力量，但是進行公共管理同樣是不可或缺的，國家公共管理能夠對公眾的意識進行最大程度的引導。
與其他國家相比較，我國政府對可再生能源的支持力度還不夠，如我國對太陽能的研究經費投入不及美國的1%，甚至還不及印度等國家。對于開發利用可再生能源，我國的財政體制上甚至是存在許多利益沖突的。
(二)重點培養競爭性市場主體
歐盟一些成員國國內對可再生能源建設實行招投標的方式，把具有競爭力的企業引入到可再生能源競爭體制中，使可再生能源市場主體不斷壯大。傳統的能源管理方式不利于市場競爭的公平公正公開，易造成腐敗現象出現，能源產業將停滯不前。
要想培養競爭性市場主體，最主要的是建立起合理的市場競爭機制。我國的可再生能源產業發展艱難，不僅是由于發展可再生能源的風險大，還與價格、政府支持力度等因素相關。在歐盟，風力發電的價格往往按收購價格進行補貼，對造成環境污染的企業征收碳排放稅，對用煤電的企業征收能源稅等。在我國利用風力發電的價格比煤電的價格高的多，利用其它可再生能源同樣比傳統能源的價格高很多。
(三)加強技術創新，促進國際合作
歐盟通過能源創新，能源技術研究方面越發純熟，在能源領域獲得許多豐富的成就。可再生能源的發展前景，在于可再生能源技術創新、科學研究情況。目前我國的可再生能源技術創新狀況是總體的技術水平較低，除了利用沼氣、太陽能水利發電等領域外，其他的可再生能源技術研發能力差，大多技術需要依賴進口。我國應該立足于本國基本國情，通過政府的扶持政策，注重節能增效，引入科技創新人才，加強產業創新建設。在能源技術創新領域，重視同其他國家的合作，保護知識產權，互利互惠，推動全球能源經濟發展。
(四)構建我國可再生能源法律政策體系
篇4
關鍵詞 生態住宅 發展前景
中圖分類號：TU241 文獻標識碼：A
生態住宅旨在控制對自然資源的利用的基礎上，為人們建筑更為健康、舒適、高效、美觀的建筑、自然與人三者相和諧的綠色住宅。新時期隨著經濟的發展，我國的建筑行業發展迅速，但隨之而來的是大量的資源的消耗和環境的污染，為改善現有的居住環境，援引自意大利著名建筑師保羅?索勒瑞的生態建筑學理念的生態住宅應運而生。
1生態住宅的設計原則
1.1因地制宜
生態住宅設計的最基本的原則是因地制宜，減少對建筑場地自然環境的破壞，尤其是地形和地貌。現有的建筑中為了充分展現建筑的風格將原有的坡地、小河流等進行了填平、整治，使原有的自然景觀不復存在，尤其是在風景秀麗的山區或水鄉，為建設現代化的房屋建筑中，對生態資源的破壞更為嚴重，對生態鏈造成了一定消極影響。因而生態住宅要遵循因地制宜的原則最大限度的利用自然的地形地貌，少動土方，營造更自然的居住環境，實現與自然環境的和諧統一。
1.2節約化
設計過程中要結合地區的自然優勢，將各種可再生能源的利用實現最大化，并優化配置常規能源。如太陽能豐富的地區，設計時住宅的屋頂要采用蓄熱型的裝置，最大限度的收集太陽能，實現太陽能發電、發熱，降低對煤炭等資源的利用量。而其他的風能和地熱能也應充分的利用到建設中去，降低對常規能源的利用量。在住宅的屋頂或周邊設置集水裝置，收集、處理和利用雨水、雪水等資源，以實現節水。以此為例，盡量降低對水、土地及各種不可再生能源的利用。
1.3健康、高效
生態住宅建設中要盡量控制對化學品的應用，以降低其污染性和刺激性對居住者的身心健康的影響，設計時要注意室內的采光和通風，為居民提供健康的居住環境。而生態住宅建筑中不僅要充分利用可再生能源、降低對不可再生能源的利用量，還應盡量實現對各種垃圾、廢棄物的循環利用，建筑中盡量采用先進的生態技術就廢水和廢物等進行無害化、資源化的處理，以實現高效的循環利用。
2生態住宅的發展前景
生態住宅的設計原則表明其最大限度的遵循生態、節約，并提高對各種不可再生能源的利用效率，以降低對環境的污染，為人們營造更好的居住和生活環境。生態住宅的建設和發展是黨的十報告中“將生態文明建設放在突出地位”、“建設美麗中國”的政治、經濟及社會發展方針的綜合貫徹，在新時期應得到積極的執行，生態住宅的發展前景寬廣。
2.1生態住宅成為建筑設計師熱衷的研究方向
目前生態住宅尚處于設想階段，很多具體設計無法實現，而當前的許多設計也僅利用于普通建筑的某個環節，無法達到原有的目的。隨著國家對生態環境的重視程度的加深，國家必定會對建筑行業做出更為嚴格的控制和引導，那么生態住宅便逐漸由淺層研究階段逐漸深化，成為建筑設計師和建筑行業熱衷的研究和建筑方向。
2.2科學的生態住宅設計理念實現信息化傳播
隨著設計師對生態住宅的研究程度的加深，生態住宅終將會成為一門專門的研究學科，而更多的科學的研究成果將不斷傳播。隨著信息化的發展，各國的最新的科學成果可以最快的傳播到我國，為我國的建筑設計師提供良好的科學引導和研究對象，從而推進我國生態住宅領域的自主研究。
2.3系統的生態住宅建設規范的出臺
生態住宅可以為人們創造更為健康、舒適的居住環境，因地制宜的建筑最大限度地保留了綠色植物，使居住環境更為和諧，有效地緩解人們的工作壓力，有助于人們的身心健康。生態住宅不僅可以降低建筑對各種資源浪費，還對人們的身心健康有極大的幫助，符合國家長遠的發展要求。因而國家可以制定嚴格的生態住宅建筑設計規范，強制建筑行業的貫徹落實。
2.4生態住宅實現由高端想平民化的過渡
從我國生態住宅的建筑原則、具體要求和目前建筑行業的發展情況來看，生態住宅無法實現規模化。當前能積極構建生態住宅的集中于注重生態、健康的高產階層，普通的工薪階層可望而不可即。就生態住宅的積極影響而言，其未來發展良好，生態住宅有望在未來由高端走向平民化，實現規模化建設，其必將成為我國建筑領域發展的主流趨勢。
3總結
生態住宅是我國建筑領域實現“可持續發展”的最為科學的發展方向，隨著保護環境，以維系生態平衡的發展原則被廣為接受，建筑住宅實現生態化終將成為人們首選的居住環境。生態住宅可以在最大降低能源和建造成本的基礎上實現社會效益的最大化，因而其必將成為我國建筑領域未來的主要設計并建筑領域。
參考文獻
[1] 蘇發新.生態住宅設計的回顧與前瞻[J].新能源與綠色建筑，2010（7）.
篇5
關鍵詞：可再生能源；熱泵；聯合應用；能耗控制；環境保護
Study on the Joint Application of Renewable Energy and Heat Pump System
一、引言
近年來，隨著化石資源的消耗和自然環境的破壞，促使人們從提高現有能源利用率和開發利用可再生能源兩個方面應對臨近的能源危機和環境問題[1]。進入21世紀后，隨著我國城市化進程的快速發展，人們對城市人居環境提出的要求不斷提高，促使國內節能環保產業的迅速發展[2]。其中，熱泵技術是一項利用小部分高品位能量，來實現能量從低位向高位轉化的新興技術，該技術的不斷創新應用對提高能源利用效率和保護環境等方面都具有重要意義。
1.熱泵系統工作原理
目前，常用的熱泵系統采用電動機或內燃機驅動的壓縮機作為能量的驅動來源。用壓縮機抽吸工質蒸汽并壓縮到冷凝壓力的過程，稱為壓縮過程，其相應的熱泵稱為壓縮式熱泵。蒸汽壓縮式熱泵是目前應用最普遍的裝置，主要由蒸發器、壓縮機、冷凝器和膨脹閥4部分組成，壓縮式熱泵系統工作原理如圖1所示。
圖1-1 壓縮式熱泵系統工作原理
壓縮機通過電動機產生驅動能量，使工質在反復相變循中不斷提高能量品質，并通過閥門的切換使機組實現制熱（或制冷）功能。在此過程中，蒸發器從低溫熱源吸收低品位能量，通過工質循環從冷凝器輸出高品位能量，得到的能量在數量上是其所消耗的小部分高位電能和所吸收的低位熱能的總和。
二、可再生能源與熱泵系統聯合應用方案
2.1多源熱泵系統
多源熱泵系統與單一源熱泵系統相比有諸多優點。單一源熱泵往往受氣候、水源、地理和環境等條件限制，在很多情況下不能穩定持久供暖或供冷，而多源熱泵則以兩個或多個低位熱能作為主要的低溫熱源，彌補了單一源熱泵不靈活性的缺點，提高了系統的能效比，又充分利用了可再生能源，減少了對環境污染，是一種綠色環保且具有很大靈活性的供熱制冷系統。
2.2多源熱泵系統聯合應用方案
熱泵是通過循環工質在蒸發器中氣化從環境中取熱的，低溫熱源狀態的不同決定了能量采集方式的差別。載熱介質一般采用空氣、水和以水為主要成份的防凍液。按照低溫熱源的不同組合，可再生能源與熱泵聯合應用系統主要包括為太陽能-土壤源熱泵系統、太陽能-水源熱泵系統和海水-污水源熱泵系統等。
2.2.1太陽能-土壤源熱泵系統
太陽能土壤源熱泵系統如圖2-1所示。熱泵裝置優先用于空調系統，在夏季熱泵系統的制冷功能可以滿足室內活動人群對舒適程度的要求；太陽能熱水器的具體功能是提供生活熱水，若太陽能集熱器在正常工作條件下無法滿足使用者對生活熱水的需求，則熱泵系統輔助其滿足生活熱水的制備需求。在冬季熱泵系統的主要功能為供熱，在室內熱負荷大，室外溫度低的條件下，太陽集熱器可輔助土壤源熱泵系統進行供熱，實現聯合供熱的工作模式，以達到室內人群對舒適性的具體要求；在過渡季節，太陽能集熱器在提供生活熱水的前提條件下，可在地下儲存多余的熱量，同時會使地下的土壤溫度提高[3]。
圖2-1 太陽能耦合土壤源熱泵系統工作原理
2.2.2太陽能-水源熱泵系統
太陽能耦合水源熱泵系統原理如圖2-2所示。根據熱水負荷、空調負荷、及日照條件等因素的變化，系統以不同運行方式相適應，從而實現系統靈活多變的運行工況，如熱水由太陽能集熱系統、水源熱泵系統的直接供應及太陽能水源熱泵聯合供應，夏季空調系統運行，冬季蓄熱等。太陽能集熱系統與水源熱泵系統運行工況及組合不同導致系統流程不同，通過閥門的開關可實現系統流程的切換 [4]。
圖2-2太陽能耦合水源熱泵系統原理圖
1-太陽能集熱器；2-蓄熱水箱；3-水泵；4-冷凝器；5-壓縮機；6-蒸發器；7-節流閥；8-蓄冷用板式換熱器；9-蓄冷水箱；10-釋冷用板式換熱器；11-室外水池；12-控制閥門
2.2.3海水-污水源熱泵系統
海水污水源雙源熱泵系統如圖2-3所示。該系統進行區域集中供暖供冷，包括海水源熱運行模式、污水源運行模式和海水污水雙源運行三種模式。當單元系統獨立運行時，一旦出現不能滿足負荷的情況，另一冷熱源可及時投入運行，作為輔助冷熱源，使系統的應用更加靈活。一般夏季優先使用直接式海水源運行模式，冬季則優先使用間接式污水源運行模式，當單一源滿足不了負荷需求時，再附加使用另一冷熱源。
圖2-3 海水耦合污水源熱泵系統工作原理
三、多源熱泵系統對能耗控制和環境保護的積極作用
多源熱泵系統不僅能把無價值的大氣及土壤中的太陽潛能以及地下水、地表水的低位熱能或工業污水廢熱去替代商品能源，穩定可靠地長時間實現舒適性空調的供暖與供冷，更為重要的是它消除鍋爐供暖中煙氣對環境的污染，保護和凈化人類賴以生存的自然環境[5]。
目前生產和生活中存在大量對熱能品位要求較低的用能環節，以燃燒高品位化石燃料的常規方式供熱，存在巨大的可用能損失，致使一次能源利用率低下，并加劇了環境污染和由于CO2過量排放造成的溫室效應。如果采用多源熱泵系統提升自然能源用于供熱，一方面，系統受地域限制大為減小，穩定性和靈活性高，可長時間穩定供熱；另一方面，能質比較匹配，高效清潔，減少常規化石燃料的消耗和浪費，提高現有能源利用效率，擴大了可再生能源利用范圍。
四、結論
可再生能源與熱泵聯合應用系統彌補了單源熱泵單獨供熱制冷的缺點，提高了熱泵系統的靈活性和可靠性，也大大提高了可再生能源的利用率，是一種綠色環保的供熱制冷系統。可再生能源將是熱泵系統的重要來源，熱泵供熱制冷也將是可再生能源的重要利用方式，可再生能源與熱泵系統的聯合應用則是今后熱泵的主要發展方向。該聯合系統的應用對我國調整能源結構、建設環境友好型社會都具有重大意義。各個地方應結合自身地域氣候特點，選擇能效比最高的聯合應用系統，充分發揮該多源系統的優勢，創造最大的環境效益和節能效益。
參考文獻
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篇6
[關鍵詞] 清潔能源 能源轉型 產業政策
[中圖分類號] F206 [文獻標識碼] A [文章編號] 1004-6623（2017）03-0040-05
[作者簡介] 譚建生（1959 ― ），廣東連縣人，中國廣核集團有限公司黨組成員、副總經理，高級經濟師，兼職教授，研究方向：能源金融，區域經濟。
2000年以來，我國積極調整能源結構，大幅度提升清潔能源消費比重，清潔能源蓬勃發展。我國在《巴黎協定》提交自主貢獻文件時提出，2030年前非化石能源占一次能源消費比例進一步提升至20%。但隨著國家經濟發展進入新常態，電力行業面臨需求增速放緩、結構性裝機過剩等問題，非化石能源協調發展難度加大，西南地區棄水、局部地區棄風、棄光、棄核嚴重，快速增長的可再生能源規模與配套電力體系、基礎設施存在較大矛盾。在能源系統以何種方式轉向以“可再生能源為主導”方面，我國現有能源戰略和規劃缺乏明確的系統性、長遠性戰略安排。
德國也是以化石能源為主的國家，自然資源不豐富，油、氣基本依賴進口。為了提高能源自給率，解決能源安全問題，上世紀80年代提出了“能源轉型”的概念。隨著全球對溫室氣體導致氣候變暖問題認識的深化，德國明確了化石能源向非化石能源轉型的方向，并提出了清晰的可再生能源發展目標，計劃2050年將可再生能源比例提高至80%。但在轉型過程中，隨著“棄核”、“退煤”戰略的實施，可再生能源比例不斷增長，德國也面臨了一系列的問題，如可再生能源消納困難、高補貼高電價負擔重，以及自然資源不足、區域發展不平衡等。在能源轉型過程中，傳統能源企業受到了巨大沖擊。為此，德國采取了一系列措施，進一步修訂相關政策，取得了初步成效，為未來全球能源發展進行了有益的探索。我國能源轉型發展也有與其相類似的問題，深入研究分析其轉型過程、政策措施及經驗具有重要參考意義。
一、德國能源轉型過程中所面臨的挑戰
1. 高比例可再生能源消納問題
在應對全球氣候變化歐盟統一行動戰略指引下，德國一直致力于提升可再生能源比例。2011年福島核事故后，德國進一步調整國內能源政策，提出了加快發展可再生能源等舉措，以實現在2022年之前全部關停境內核電站目標。可再生能源規模迅速擴大，規模化發展帶來了如何消納高比例可再生能源的難題。一是電力供給波動性持續加大，初步分析到2020年德國某些時間段可能會有2200萬千瓦富余電量，到2030年則可能達到4100萬千瓦；二是傳統調峰機組大量減少。根據能源轉型目標，到2033年，現有的70%以上傳統調峰機組將會被關停，到2050年將只剩下不到20%的常規電源作為備用電源。德國能源轉型面臨調峰能力不足的巨大挑戰。
2. 高補貼導致了高電價負擔
為促進可再生能源發展，德國實施了高補貼政策和高電價政策。以光伏為例，2005年德國光伏采取固定電價上網政策（FIT），電價補貼達到60歐分 / kw.h，且20年不變。這一階段建設的光伏電站大約在2013、2014年就可以收回成本。在這一政策的刺激下，德國光伏產業實現快速發展，2010至2012年達到了高峰，年裝機均超過700萬千瓦。
隨著可再生能源的規模化發展，德國補貼大幅增加，增加了公眾的電費負擔。而為繼續保持德國工業和產品的國際競爭力，德國對工業企業采用優惠的電價政策，可再生能源補貼負擔實質上落到了普通民眾身上，用電電價大幅提升，居民的零售電價從2000年到2013年已翻了一番，從約14歐分/kw.h到29歐分/kw.h，其中可再生能源附加費超過5歐分/kw.h。
3. 區域資源分布和能源發展不均衡
德國能源供需在地域分布上呈逆向分布特點，北部電力供應多，但城鎮和居民少且分散、用電負荷小；南部電力供應少，但城市多且集中、用電需求大。在“棄核”后，德國南部地區預計將出現30%的電力缺口，風電資源豐富的北部，現在主要以就地消納為主，要滿足南部用電需求，需要高壓遠距離送電，而電網建設需要時日，北部地區的風電發展面臨巨大的消納壓力。
4. 能源資源不足，對外依存度高
德國能源對外依存度很高，2014年德國能源自給率僅為39%。在傳統能源資源方面，德國“富煤缺油缺氣”，石油和天然氣長期依賴進口，而其能源消費的80%又來源于非電力能源，進一步加劇了對石油天然氣的進口依賴，1990～2013年，德國石油進口依存度一直在94.6%～100%波動。如何減少油氣進口，提高能源安全成為其能源政策長期主導目標。在可再生能源資源條件方面，德國光照條件有限，光伏發電年滿負荷運行小時數僅為800小時左右，只有美國的50%，而其國土面積較小，只相當于我國的云南省，陸上風電資源也相對有限。
二、德國政府采取的主要政策措施
1. 制定中長期戰略和劃目標并堅定實施
從上世紀80年代至今，德國能源轉型戰略路線圖十分明確，大力發展可再生能源以替代化石能源，力爭在2050年實現以可再生能源為主的能源結構。2011年，在德國國內政治影響下，默克爾政府放棄了2010年決策的核電延壽運營至2035年的政策，提前到2022年關停全部核電。核能政策的這次調整，德國可再生能源發展的戰略得到進一步強化。在《可再生能源法（EEG-2012）》中，德國政府明確提出了可再生能源發展目標，到2020年比例要達到35%，2030年、2045年、2050年分別達到50%、65%、80%。
2005年，德國可再生能源只占全國發電量的3%，經過10年的發展，到2015年可再生能源發電量已達到1959億度，占比33%，占一次能源消費13%左右。截至2015年底，德國風電裝機達到4495萬千瓦，光伏3970萬千瓦。預計2030年可再生能源占比50%的目標有望提前至2025年完成。
2. 持續調整優化政策并堅決執行
德國可再生能源法明確了以可再生能源發展為中心的電力發展和能源轉型戰略，有效保障了可再生能源發展。德國政府根據國內外能源發展的實際情況，不斷對該法進行優化調整，制定相應的法律法規與之配套，如出臺了《加快電網擴張法》和《聯邦需求規劃法》，促進電網配套基礎設施建設。
德國《可再生能源法（EEG-2012）》規定，電網運營商必須按照規定的電價優先全額收購可再生能源電力的義務（即FIT政策）。這一政策的全面貫徹執行確保了德國棄風棄光率低于1%。在可再生能源發展初具規模后，為緩解高補貼高電價帶來的壓力，德國開始修訂相關轉型法案，逐步削減固定電價補貼，改變可再生能源電力的上網政策，改革后過剩的電量以負電價形式予以收購。
3. 有針對性地加強電網配套基礎設施建設
針對國內區域能源發展和資源不平衡的狀況，德國正籌建大規模遠距離輸送線路。如“北電南送”項目，計劃從北向南新建一條長約800公里的輸電線路，總投資超過100億歐元，把北部風電等富余電力輸送至南部工業城市，滿足德國能源轉型后的用電需求。該項目也被稱為“德國能源轉型的脊柱和大動脈”，對保障德國南部能源安全至關重要。
4. 結合資源分布特點，發展分布式光伏和海上風電
德國大力發展分布式光伏，截至2015年底，德國分布式光伏在3970萬千瓦的光伏裝機達中占到了約75%，規模居全球第二。這些分布式光伏裝機大量布局在南部負荷中心，既便宜又實現了就近發電、并網和使用。此外，德國大力發展北部海上風電。2015年德國風電發電量比2014年增長50%，新增575萬千瓦，累計達到4495萬千瓦，其中陸上風電新增347萬千瓦，海上風電新增228萬千瓦，增速超過陸上風電，占全球新增海上風電的67%，累計裝機330萬千瓦，超過丹麥，位居全球第二。德國計劃到2020年海上風電裝機650萬千瓦，2030年1500萬千瓦。
5. 積極進行技術創新，發展能源互聯網
德國政府早在2008年就率先啟動了E-Energy計劃，歷經8年在6個不同特點區域開展能源互聯網的研究，解決了多個跨學科問題，為未來能源的整體結構、商業模式、配套法規，信息與數據以及標準化奠定了基礎。在先導性方面，德國能源互聯網研究明確了一個方向，即電網不再是過去的單向輻射結構，而是擁有眾多分布式電源、形成潮流和信息雙向流動的、供需互動的格局，需求側可以有效響應和反饋電力系統的價格信號。能源互聯網發展已成為德國能源技術創新、提高能效的重要途徑，從客觀上有助于進一步消納更高比例的可再生能源，是德國能源轉型的重要方向。
三、德國企業的應對舉措
在德國能源轉型前期，尤其是2011年以來，隨著能源需求減少、煤炭價格降低和可再生能源生產逐步增長，德國電價持續下降。德國四大電力集團E.ON、RWE、VATTENFALL、ENBW均未能在能源轉型初期抓住機遇，及時調整戰略，導致市場份額、收入和利潤大幅度下滑，陷入嚴重經營危機。在過去的10年中，占有德國傳統能源70%的這四大電力集團僅擁有德國可再生能源市場1%的份額，在2011年平均市值縮水了68%。面對嚴重經營困境，四大電力集團在2014年左右開始調整戰略，一方面大力發展可再生能源，同時開始拆分重組，積極拓展電力中下游業務，從被動應對能源轉型轉為積極適應，其中以E.ON最具代表性。
E.ON業務主要集中在德國、英國、美國、北歐和東歐，截至2015年底，業務結構中，天然氣39%，煤炭21%，核能16%，水電10%，風能8%，油電4%，生物質能和褐煤各1%，其中發電裝機5100萬千瓦。因電價下跌及德國“棄核”策略實施，E.ON經營受到巨大沖擊，2010年后業績起伏不定，利潤大幅下跌，2015年凈利潤為-70億歐元。
為應對危機，E.ON進行了業務調整和轉型。一是對主營業務進行了分拆重組。把油氣開采生產、發電、電力貿易、電廠運營建設、天然氣輸送和提煉、區域供暖等業務分拆到新的公司Uniper，母公司保留并拓展可再生能源和配售電服務、能源解決方案等業務。二是加大對可再生能源、分銷和下游業務的投入，2015年E.ON資本支出38.52億歐元，其新增投資53%投入配售電，26%投入可再生能源。2016年4月26日，E.ON公開出售Uniper53%的股份，并計劃到2018年繼續減持，并逐步退出。從效果看，2015年E.ON的收入57%來源于電力服務，2016年上半年實現了扭虧，盈利6億歐元。但其傳統業務子公司Uniper仍出現較大損失，2016年虧損39億歐元。預計未來E.ON發展將呈現三個趨勢，一是在母公司E.ON的層面，可再生能源、能源網絡和客戶解決方案將成為核心業務；二是Uniper經營狀況難以改觀，E.ON將伺機退出；三是E.ON憑借龐大的資金、人才、技術資源、客戶優勢（擁有電力客戶1350萬，輸電線路73萬公里），轉型和發展前景看好。
四、相關啟示和借鑒
1. 政府層面的啟示
首先，能源轉型需要長遠謀劃，把握戰略定力，持之以恒推動執行。當前，我國以五年為周期制定了“十三五”能源發展規劃，雖提出了2050年可再生能源發展藍圖， 但2030、2050年中長期發展戰略及實施路線圖仍是空白，2050年的發展藍圖也僅停留在構思層面，缺乏明確的目標以及清晰的戰略指引功能。因此，建議⒛茉粗諧て謖鉸越一步細化明確，以創新、協調、綠色、開放、共享五大發展理念為引領，全面認識和把握新常態，從時間和空間的角度審視、把握消費革命、能源供給革命、能源技術革命和能源體制革命等“四個革命”和國際能源合作的方向，制定2030、2050年跨長期戰略及實施路線圖，保持定力、堅決執行，確保我國能源轉型成功。
其次，能源轉型因地施策。雖然我國是資源大國，能源自給率高于德國，但區域差別大的特點也與德國類似。我國煤炭資源集中在中西部，石油天然氣資源集中在三北地區，水能集中在西部和中南部，而且東西部經濟差異很大。因此，我國在制定能源戰略和規劃時可以充分借鑒德國因地施策的做法，發揮區域資源能源優勢，為跨省能源交易創造有利條件，有效形成區域能源互補，進一步提高可再生能源消納的比例。同時，多措并舉，結合我國經濟發展的區域特色，在中東部地區堅持規模化、安全高效發展核電，為負荷密集區的遠距離受電提供落地側的支撐，為進一步提高非化石能源對化石能源的替代，加快能源綠色低碳轉型奠定基礎。
第三，針對可再生能源發展的不同階段實施不同政策。在能源轉型初期階段，為鼓勵可再生能源產業快速發展，德國政府實施了高補貼高電價政策。2015年風電和光伏發電量比例達到了1/3，待進入了相對成熟階段，才逐漸減少乃至取消固定電價補貼政策。從體量上看，我國風電、太陽能等可再生能源產業發展處于初級階段，2015年風電和光伏發電量比例只占全國總發電量約4%。在電力市場深化改革過程中，政府部門宜將能源轉型目標與深化電力市場改革目標結合起來，結合產業發展實際，繼續實施漸進式優化電價補貼政策，或積極引入可再生能源配額制并配套綠證、完善碳市場等政策來支持發展。2020年后，可再生能源發展政策可以從當前主要依靠補貼逐步轉為強制配額及綠證政策的引入、碳減排等配套政策。
2. 企業層面的啟示
德國能源轉型過程，傳統能源企業因未能及時適應變革而一度陷入非常被動的局面。我國當前也處在能源轉型期，電改如火如荼，可再生能源裝機比例不斷提高，傳統發電業務利潤不斷降低，綜合能源服務、售電等業務方興未艾。這樣的形勢下，我國能源發電企業在經營上大多還是單一重資產模式，在國內發展仍以傳統開發模式為主，在國際市場缺少戰略驅動，難以適應外部形勢的變化。筆者認為，在新形勢下，電力企業應當推行三個轉變。
一是創新商業模式，延伸業務鏈條。能源互聯網已成為能源業務的主要方向之一，園區級能源互聯項目、大客戶系統能源互聯項目是當前兩個重點。一方面可積極參與建設園區級能源互聯網項目，實現風、光、氣、儲等多種能源并存，實現能源和信息互補互通互聯。另一方面積極爭取為大客戶提供系統性的能源集成服務，根據客戶需求，提供不同能源形式的菜單式服務，實現需求側響應、直接負荷控制、智慧用能優化控制。
二是拓展業務模式，由傳統重資產向輕資產模式轉變。E.ON代表了全球能源企業轉型的重要方向，其重要特點就是降低重資產比重，逐漸轉向中下游，加大輕資產比重。目前，我國各大電力企業都在積極開展產業結構優化與調整，企業輕資產化是一個重要方向。筆者認為應關注兩個方向，在業務發展方面，應當關注開發、工程、運維、設計、技術、金融、服務等自身核心能力的服務輸出。在資本運營方面，應關注通過上市、引入投資、基金等方式，降低發展的資金成本，降低資產負債率，提升資產質量。
三是及早制定企業可再生能源可持續發展的新措施。國家補貼政策將逐步退出已是既定事實，隨著新投產容量繼續保持甚至加大，可以預見補貼下調的力度、頻度將進一步加大，與其被動應對“搶電價”，不如及早謀劃少依賴、不依賴補貼的市場化發展模式及舉措。2017年2月初國家發改委、財政部、國家能源局《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》，打開了可再生能源企業不依靠補貼獲得更高度電收入的通道，未來還將引入與配額制掛鉤的強制責任制度，電力企業應提前做好準備和部署。
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篇7
關鍵詞：低碳生物技術；法律激勵機制；運行；完善
[中圖分類號]Q81 [文獻標識碼]A [文章編號]1671－7287(2011)03－0013－10
一、低碳生物技術的地位與法律支持
1、低碳生物技術與當代能源、環境問題
當前，全球能源與環境問題愈演愈烈，能源資源的短缺以及能源過度的開發利用對環境產生的影響成為世界共同關心的話題。以往，各國為解決本國的能源與環境問題，大多以利用現有的能源資源為出發點，試圖最大限度地控制世界能源資源，特別是傳統化石能源，以保證國家能源安全。如今，在低碳發展的束下，通過技術進步、發展新能源和可再生能源以滿足不斷增長的能源需求以及環境保護的需要，成為各國經濟發展優先考慮的方向。其中，大力發展生物技術，不僅能有效地利用地球現有豐富的生物原料，還可以通過工業過程達到生產能源的目的。生物技術既可以充分利用資源、實現能源生產，又滿足了低碳發展的需要，應該得到廣泛的重視。
生物技術是應用自然科學和工程學的原理，依靠生物作用劑的作用將物料進行加工以提品或為社會服務的大幕。現代生物科學發展迅速，以分子生物學理論為先導、以基因工程等技術為核心的現代生物技術已經開啟了大規模工業化應用的時代。人們開始運用生物學的方法以及現代工程科學所開拓的新技術和新工藝，對生物體進行不同層次的設計、控制、改造或模擬，對現代社會產生了巨大的影響。
在低碳經濟的大背景下，生物技術應用于能源與環境等領域能緩解能源需求，改善環境，實現經濟與社會的可持續發展。利用生物技術，以可再生資源生物質為原料，大規模生產人類所需要的能源、材料和化學品等，是解決目前人類面臨的能源及環境危機的有效手段之一。目前在生物技術中，低碳生物技術主要包括生物能源技術、生物材料技術、污染治理生物技術等，其中生物能源技術作為重要的能源清潔技術，具有很大的潛力和良好的發展前景。
2、低碳生物技術的發展狀況與法律支持
當前生物技術得到了越來越多的應用，也發揮著越來越大的作用，特別是在推動生物質能的轉化及生產方面，生物技術發揮著關鍵作用，通過產業化運作，實現清潔可再生能源的規模生產，是生物能源技術的價值所在。現代生物質能的發展方向是高效清潔利用，將生物質轉換為優質能源，包括電力、燃氣、液體燃料(燃料酒精、丁醇、生物柴油等)和固體成型燃料等，其中生物質發電包括農林生物質發電、垃圾發電和沼氣發電等。生物質能具有資源量大、相對集中、能量品位較高的特點，在各國的可再生能源規劃中占據著十分重要的地位。據世界經濟合作與發展組織(OECD)預測，到2030年生物經濟將初具規模，屆時將有35％的化學品和其他工業產品來自生物產業，二氧化碳的年排放量也將隨之減少10－25億噸。其中，工業生物技術的貢獻率將達到39％。隨著生物能源技術的進步，生物質能的優勢和成本不斷下降，生物質能必將在未來世界的能源結構中占有一席之地。
20世紀90年代以來，以燃料乙醇和生物柴油為代表的第一代生物質能得以發展。目前，美國為世界第一大燃料乙醇生產國，巴西位居第二，歐盟各國則是最主要的生物柴油生產地，其他國家也都在積極發展生物質能。生物質能的發展帶來糧食種植結構偏重玉米、糧食供應總量下降、糧食(油料)價格振蕩上升、糧食危機引發動蕩等一系列問題。因此，開發第二代、第三代生物燃料(即非糧生物燃料)成為世界各國關注的重要議題。但由于麥稈、草和木材等農林廢棄物為主要原料(第二代生物燃料)的技術成本較高，真正商業化的項目較少；而第三代生物燃料是以微藻為原料的生物燃料，其油脂很難提煉，從海藻中提煉生物燃料的研究正處于實驗室階段，距離商業化還較遠。因此，第一代生物質能短期內不會被第二、三代生物燃料所替代，第二、三代生物質能將是人類的理性選擇，也是生物燃料必然的發展方向。我國生物質資源豐富，主要有農作物秸稈、樹木枝丫、畜禽糞便、能源作物(植物)、工業有機廢水、城市生活污水和垃圾等。據估算，我國可用于發電的生物質能，近期可達5億噸標煤，遠期可達到10億噸標煤以上，如果充分利用農林生物質，生物質能裝機容量可達1.5億千瓦以上。
目前，我國已經具備了低碳生物技術發展所需的基礎條件。譬如，擁有全球最大規模的發酵產業基礎、形成了現代生物工業產業群體與產業化條件、擁有一支技術創新研發隊伍與相應的平臺條件。此外，在酶工程、發酵工程與過程工程等領域我國具有一定的技術基礎，大宗發酵產品具有國際競爭優勢，生物塑料、生物能源、生物基化工材料等快速發展，多種產品的規模為全球最大。雖然如此，我國的生物能源技術與美國、巴西等國相比還有一定差距，在技術創新和產業化方面還有待加強。我國目前生物質能與生物能源技術發展面臨的困難主要有：①生物質資源不足、品質不佳、收集困難、難于轉化。生物質燃料需要大量的能源植物做支撐，但對于中國這種糧食需求很大的國家，不可能大規模利用糧食作物作為主要原料，加上第二、三代生物質能還難以商業推廣，造成了生物質原料供給的不穩定。②生物質能分散的特點適合發展中小企業規模的項目，但中小企業在資金和技術上沒有優勢，在技術革新方面的能力和動力都不足。③生物轉化工藝成本高，生物能源終端產品品質不佳、產品標準欠缺。④自主技術開發亟待突破。生物質能利用技術仍處于產業化發展初期，特別是缺乏具有自主知識產權的核心技術，使得生物質能產業在基礎技術研究、新產品研發和應用技術創新等方面存在技術含量低、產品單一等問題。
低碳生物技術需要通過商業應用和市場推廣才能實現其經濟與社會效用，而低碳生物技術的進步也因其經濟與社會效應得到進一步提升，這是一個相互促進的過程。然而，在低碳生物技術的發展前期，市場機制不完善以及前景不明朗使得技術研發及其推廣動力不足。因此，低碳生物技術以及生物質能開發需要各種激勵舉措提供助力，盡快實現從技術到市場的過渡。國家通過各種激勵機制促進生物技術革新，引入投資以及完善技術研發平臺，再配合以市場機制的共同作用，帶動生物技術在生物質能等領域實現規模化、產業化發展。與此同時，生物技術及生物質能產業作為新興的產業，
不可避免會產生盲目發展的現象，因此，需要政策與法律引導。總之，政策與法律的扶持與引導是低碳生物技術得以快速發展的重要保障和推動力：通過合理的制度設計，對低碳生物技術發展進行規劃，明確其戰略地位，有助于消除市場對其發展前景的疑慮，為其發展指明方向；通過有效的激勵機制，促進低碳生物技術的研發與推廣，推動技術和產業同時駛入發展的快車道。法律激勵機制對低碳生物技術發展的重要作用決定了我們必須重視激勵制度的設計，保證其高效性，同時也要關注其現實運行的狀況，保證其有效性，如此，各種激勵機制才能真正形成積極效應。
二、低碳生物技術法律激勵機制的確立
我國十分重視低碳生物技術的發展，特別在生物質能領域，國家出臺了許多法律與政策以推動和保障生物質能技術的研發和產業化，在注重規劃的同時也在各類鼓勵技術研發的目錄中將其收入，以使低碳生物技術具有良好的發展環境。隨著我國將生物質能作為國家能源結構調整、節能減排的一項重要戰略規劃，低碳生物技術必將擁有廣闊的發展前景。
1、現有的激勵框架
在政策與規劃方面，《可再生能源中長期規劃》根據我國經濟與社會發展需要和生物質能利用技術狀況，提出了重點發展生物質發電、沼氣、生物質固體成型燃料和生物液體燃料。到2020年，生物質發電總裝機容量達到3000萬千瓦，生物質固體成型燃料年利用量達到5000萬噸，沼氣年利用量達到440億立方米，生物燃料乙醇年利用量達到1000萬噸，生物柴油年利用量達到200萬噸。國家“十二五”規劃在第二十九章“造就宏大的高素質人才隊伍”中提到了對生物技術以及能源資源領域人才隊伍的協調發展。此外，“十二五”規劃還在其他3處提出了生物質能：一是在第七章“改善農村生產生活條件”中提到了“實施新一輪農村電網升級改造工程，大力發展沼氣、作物秸稈及林業廢棄物利用等生物質能和風能、太陽能，加強省柴節煤爐灶炕改造”的內容。二是在第十章“培育發展戰略性新興產業”中提出“新能源產業重點發展新一代核能、太陽能熱利用和光伏光熱發電、風電技術裝備、智能電網、生物質能”。三是在第十一章“推動能源生產和利用方式變革”中提出“積極發展太陽能、生物質能、地熱能等其他新能源”的原則。《國務院關于加快培育和發展戰略性新興產業的決定》(國發[2010]32號)也將節能環保產業、生物技術和因地制宜開展生物質能作為重點的發展方向。
在鼓勵技術研發方面，國家中長期科學與技術規劃、“973”和“863”計劃等都將工業生物技術列為攻關重點之一。《國家中長期科學和技術發展規劃綱要(2006～2020)》中也有關于重點和優先提高生物質能等可再生能源技術的內容。《國家高技術產業發展“十一五”規劃》認為：“生物產業將成為未來經濟發展的主導產業。要充分發揮我國特有的資源優勢和技術優勢，著力發展生物醫藥、生物農業、生物能源和生物制造，保護和開發特有生物資源，保障生物安全”。國家發改委、科技部、工信部、商務部、知識產權局于2011年6月了《當前優先發展的高技術產業化重點領域指南(2011年度)》，確定了當前優先發展的包括生物、新材料、先進能源、節能環保、資源綜合利用以及高技術服務等10大產業中的137項高技術產業化重點領域，生物技術、先進節能技術等包含在其中。《可再生能源產業發展指導目錄》、《產業結構調整指導目錄(2011年本)》也將生物質生產技術和設備納入產業調整的范圍。近幾年的《國家先進污染防治示范技術名錄》和《國家鼓勵發展的環境保護技術目錄》也將生物質資源綜合利用、生物污染治理等技術列入其中。
在立法方面，20世紀90年代以來，中央和各地方政府出臺了一系列的法律法規，在不同層面上支持可再生能源產業的發展。《中華人民共和國電力法》、《中華人民共和國節能源法》、《中華人民共和國大氣污染防治法》、《中華人民共和國循環經濟促進法》等法律，都作出了關于鼓勵開發利用清潔能源的規定，《中華人民共和國科學技術進步法》、《中華人民共和國促進科技成果轉化法》則為科學研究、技術開發與科學技術應用及成果轉化提供了法律制度框架。特別是《中華人民共和國可再生能源法》(以下簡稱《可再生能源法》)的頒布和實施，正式確立了可再生能源在國家能源戰略中的地位，包括生物質能在內的可再生能源發展進人了新的發展時期，為低碳生物技術的應用提供了更為堅實的法律制度保障。
2、具體激勵機制的建立
有了國家政策與法律的制度保障，低碳生物技術就有了明確的發展方向和良好的發展環境。同時，低碳生物技術從研發、項目建設到推廣都需要實實在在的激勵措施，因此，還需要更為具體的制度設計和及時有效的執行。當然，生物能源與生物技術的發展最終要靠市場，要立足于提高產業自身競爭力，符合社會發展的需要，這樣才能保持產業長遠的發展。在發展初期，實施國家的各種激勵機制將有助于突破制因素，加快產業發展進程。此外，激勵不能只限于某些措施或某些方面，而應將其作為一個綜合系統工程來看待，使各種激勵措施形成一個有機聯系的整體，這樣激勵機制才能發揮積極而有效的作用。具體而言，以下一些激勵措施與行動應是當前低碳生物技術發展的關鍵著力點：
①統籌規劃與束性目標。低碳生物技術的發展離不開社會對生物質能源的需求，生物質能的發展也需要低碳生物技術的支持和推動。制定長遠發展戰略或發展路線圖是世界上大多數國家發展生物質能的成功經驗之一。統籌規劃是準確定位生物質能和低碳生物技術的重要途徑，一個長遠的能源及其技術發展規劃就確定了一國未來各種能源及其技術發展的走向。許多發達國家先制定一定階段內生物質能在國家能源結構中的束性目標和計劃，在此框架之下，出臺一系列的優惠政策，并通過市場經濟的手段鼓勵各界投資和利用。
為了確保可再生能源發展目標的實現，許多國家制定了支持可再生能源發展的法規和政策。德國、丹麥、法國、西班牙等國采取優惠的固定電價收購可再生能源發電量；英國、澳大利亞、日本等國實行可再生能源強制性市場配額政策；美國、巴西、印度等國對可再生能源實行投資補貼和稅收優惠等政策。
美國、巴西、瑞典是世界上生物質開發利用最多的國家之一，這些國家都強制推行了生物質能在能源結構中的束性目標。1999年8月，美國頒布了《開發和推進生物基產品和生物能源》的第13134號總統令，提出到2010年生物基產品和生物能源增加3倍，到2020年增加10倍，每年為農民和鄉村經濟新增200億美元的收入和減少1億噸碳排放量；同年國會通過了“生物質研發法案”。2002年美國制訂了《生物質技術路線圖》并成立了“生物質項目辦公室”及“生物質技術咨詢委員會”。2005年8月布什簽署的《國家能源政策法
案》中制訂了可再生燃料標準(RFS)，RFS明確指出必須在汽油中加入特定數目可再生燃料且每年將遞增。2007年12月的《能源獨立和安全法案》又制訂了更為嚴格的可更新燃料標準：到2022年用于運輸的可再生燃料至少要達到360億加侖／年。巴西作為世界上唯一在全國范圍內不供應純汽油的國家，其乙醇的生產量僅次于美國，而出口量位居世界第一。燃料乙醇在巴西能源總量中的比重從1975年的5％增至2008年的16％，并且占到巴西可替代能源總量的35％。早在20世紀70年代，瑞典就頒布了一系列強制性的有關能源合理化使用和節能的法律、法規，并隨著技術的發展不斷進行修訂完善，以此來指導、規范企業的行為。在1998-2002年間，瑞典就投入了25億瑞典克朗用作長期的氣候研究，在2003年又提供3億瑞典克朗基金給交通和能源部門用作改善氣候環境。在政府及巨額投資支持下，瑞典生物質能利用技術得到迅猛發展。
我國在《可再生能源中長期規劃》中提出了可再生能源的發展目標：2010年可再生能源消費量達到能源消費總量的10％，到2020年達到15％。在生物質能領域，根據國家能源局最新的規劃，我國2015年生物質發電裝機要達到1300萬千瓦(較2010年增長160％)、集中供氣達到300萬戶、成型燃料年利用量達到2 000萬噸、生物燃料乙醇年利用量達到300萬噸，生物柴油年利用量達到150萬噸。數據顯示，2010年我國農村以秸稈為燃料的生物質發電裝機突破500萬千瓦。從這些數據來看，生物質能已經基本達成《可再生能源中長期規劃》中2010年的目標。這些目標的達成基本上是通過地方基層加強本地域的生物質利用(特別是沼氣)的成果，是自上而下的推動方式，其依據如國家能源局的《國家能源局關于推薦綠色能源縣的通知》(國能新能[2009]343號)等，并沒有給對企業設定相應的生物質能甚至可再生能源在能源生產中的束性目標，而是通過鼓勵農民消費綠色能源來引導資源整合，是一種鼓勵性而非強制性的方法。
隨著各地對生物質的利用率逐漸升高，特別是農村地區資源綜合利用水平的提高，進一步發展生物質能將會重新遭遇瓶頸，鼓勵性的推廣只能利用現有的成熟生物轉化技術，對低碳生物技術的革新要求并不高，難以對低碳生物技術研發產生足夠的推動力。因此，未來我國不僅應當繼續推廣農村生物質能的應用，還應在發電、生物燃料、運輸等領域設定強制性的生物質使用比例目標，并根據其技術革新的程度設定彈性的財稅優惠措施，如此，才能更快地推動生物能源技術的發展。
事實上，在實現可再生能源發展目標的大背景下，我國在發電領域已經有了一些束性目標的嘗試，如“十一五”規劃中明確提出：“實行優惠的財稅、投資政策和強制性市場份額政策，鼓勵生產與消費可再生能源，提高在一次能源消費中的比重”。《可再生能源中長期規劃》提出了對非水電可再生能源發電規定強制性市場份額目標：到2010年和2020年，大電網覆蓋地區非水電可再生能源發電在電網總發電量中的比例分別達到1％和3％以上；權益發電裝機總容量超過500萬千瓦的投資者，所擁有的非水電可再生能源發電權益裝機總容量應分別達到其權益發電裝機總容量的3％和8％以上。但這些規定在現實中缺乏配套的實施細則，導致很多發電企業，特別是小企業難以執行。而作為《可再生能源法》修改后被寄予厚望的“可再生能源并網配額管理辦法”遲遲不能出臺，其原因除了對配額的比例仍有爭議之外，來自電網及大發電企業的阻力也是重要的阻礙因素。除了發電外，生物液體燃料方面也應借鑒美國和巴西等國家的經驗，設定一定的混合燃料比例，以促進生物燃料技術的進步。
②研發投入支持。技術進步是提高產業競爭力的重要因素，也是解決能源與環境問題的有效方案。要實現生物能源技術的突破，研發與示范階段的資金投入是必要的保障條件。在一般的情形下，技術研發與示范應采取國家投資和社會多元化投資相結合的方式以保證充足的資金和實現良性的技術競爭。
目前我國部分生物質利用轉化技術達到了國際先進水平，但總體技術水平仍比較滯后，主要體現為：在氣體燃料方面，雖然我國沼氣產業起步較早，但沼氣技術仍停留在小規模的戶用沼氣層面，大規模、產業化地利用沼氣的技術與裝備都有待開發。在液態生物質燃料方面，燃料乙醇的生產技術水平與國際先進水平存在較大的差距，目前國內生物柴油生產僅有幾家民營企業采用原始的且會造成環境污染的液堿酯交換技術，而在國際上高壓醇解法已經進入中間試驗階段。在生物質固體成型燃料方面，生產設備簡陋，難以為生物質成型燃料的大規模生產提供保障。聯產大宗化工產品和生物可降解精細化工產品在國外已經形成新興行業，而我國大部分產品尚未研制，而生產這些化工產品是增加生產企業利潤的重要途徑。因此，我國生物質能源產業要進一步發展就要力爭突破技術瓶頸，加大對生物能源技術研究與開發的資助，確保跟上世界生物能源技術發展的步伐。
據《可再生能源中長期規劃》的投資估算，2006～2020年，我國將新增2800萬千瓦生物質發電裝機，按平均每千瓦7000元測算，需要總投資2000億元；新增6200萬戶農村戶用沼氣，按戶均投資3000元測算，需要總投資1900億元；加上大中型沼氣工程、太陽能熱水器、地熱、生物液體燃料生產和生物質固體成型燃料等，預計實現規劃的2020年可再生能源目標任務的總投資將需2萬億元。如此大規模的投資不僅應應用到現有技術的推廣方面，也應保證足夠的資金投入技術研發與示范領域。
《國家高技術產業發展項目管理暫行辦法》(國家發改委[2006]第43號)規定，對經批準列入國家高技術產業發展的項目計劃，給予中央預算內投資補助或貸款貼息。生物能源技術作為國家高技術的內容之一，符合國家重點扶持和優先發展的方向，因此，應該享受一定的研發與示范資金支持。在財政部的《可再生能源發展專項資金管理暫行辦法》(財建[2007]371號)中也明確規定了可再生能源開發利用的科學技術研究項目，需要申請國家資金扶持的，通過“863”、“973”等國家科技計劃(基金)渠道申請，不適用可再生能源發展專項資金。因此，在目前階段，技術研發一般不享受生物能源領域的資金支持，而只適用技術項目的支持。根據上述有關規定，國家高技術項目的資金來源包括項目單位的自有資金、國家補貼資金、國務院有關部門或地方政府配套資金、銀行貸款以及項目單位籌集的其他資金。項目資金原則上以項目單位自籌為主，國家采用資金補貼的方式予以支持。
雖然國家對生物能源技術給予了高度重視，安排了相應的資金支持項目，地方也配套有相應的研發資金支持規定(如《重慶市高技術產業發展項目管理暫行辦法》)，但總體而言，國家在生物能源技
術研發方面的支持力度還不夠，且這些項目要求的條件和成果較高，一般的中小企業項目很難申請到相匹配的資助。與此同時，企業研發投入的資金規模還較小，尚未真正成為技術創新的主體，目前，我國工業企業研發支出僅占銷售收入的0.8％，遠低于發達國家4％的水平。產學研緊密結合的機制沒有形成，科技與經濟脫節的問題仍然突出。目前，我國科技成果轉化率僅為25％左右，而發達國家高達60％。為此，國家稅務總局于2008年《企業研究開發費用稅前扣除管理辦法(試行)》(國稅發[2008]116號)，規定企業從事《國家重點支持的高新技術領域》和國家發改委等部門公布的《當前優先發展的高技術產業化重點領域指南》規定項目的研究開發活動，其在一個納稅年度中實際發生的直接研發活動產生的費用支出，允許在計算應納稅所得額時按照規定實行加計扣除。
技術研發是實現產業化的第一步。目前我國在這方面的資金支持還不夠，范圍不廣，管理不規范，未來不僅需要加大對生物能源技術研發的投入，還要完善“產－研－政”之間有效的溝通和成果轉化機制，形成完整的從研發到政策支持到產業化的體系，如此，才能在起跑線上贏得先機。
③財政與稅收優惠。財政稅收優惠是經濟發展的重要杠桿、產業調整的風向標，也是最基礎、應用最廣泛的激勵措施。我國目前對低碳生物技術的財稅激勵措施主要體現在生物能源方面，這是不夠的，還應基于此而擴充到全部低碳生物技術領域。目前，相關財稅激勵和補助措施主要表現在：
一是建立風險基金，實施彈性虧損補貼。財政部、國家發改委、農業部、國家稅務總局、國家林業局2006年頒布《關于發展生物能源和生物化工財稅扶持政策的實施意見》(財建[2006]702號)提出了堅持產業發展與財政支持相結合，鼓勵企業提高效率的原則。此外，為化解石油價格變動對發展生物能源與生物化工所造成的市場風險，為市場主體創造穩定的市場預期，將建立風險基金制度與彈性虧損補貼機制。當石油價格高于企業正常生產經營保底價時，國家不予虧損補貼，企業應當建立風險基金；當石油價格低于保底價時，先由企業用風險基金以盈補虧，如果油價長期低位運行，將啟動彈性虧損補貼機制。
二是原料基地與秸稈能源化利用補助。為保障生物能源和生物化工原料供應，切實做到發展生物能源和生物化工不與糧爭地，財政部《生物能源和生物化工原料基地補助資金管理暫行辦法》(財建[2007]435號)對生物能源和生物化工定點和示范企業提供原料的基地發放補助(林業原料基地補助標準為200元／畝，農業原料基地補助標準原則上核定為180元／畝)。為加快推進秸稈能源化利用，培育秸稈能源產品應用市場，《秸稈能源化利用補助資金管理暫行辦法》(財建[2008]735號)規定對符合支持條件的(從事秸稈成型燃料、秸稈氣化、秸稈干餾等秸稈能源化生產的)企業，根據企業每年實際銷售秸稈能源產品的種類、數量折算消耗的秸稈種類和數量，中央財政按一定標準給予綜合性補助。
三是上網電價及費用分攤激勵。目前我國采取財政補貼和電網分攤相結合的方式促進可再生能源發電。《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》(發改價格[2006]7號)中明確了可再生能源發電價格實行政府定價和政府指導價(通過招標確定的中標價格)兩種形式。可再生能源發電價格高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的差額部分，在全國省級及以上電網銷售電量中分攤。生物質發電項目上網電價實行政府定價的，由國務院價格主管部門分地區制定標桿電價，電價標準由各省(自治區、直轄市)2005年脫硫燃煤機組標桿上網電價加補貼電價組成。補貼電價標準為每千瓦時0.25元。發電項目自投產之日起，15年內享受補貼電價；運行滿15年后，取消補貼電價。自2010年起，每年新批準和核準建設的發電項目的補貼電價比上一年新批準和核準建設項目的補貼電價遞減2％。發電消耗熱量中常規能源超過20％的混燃發電項目，視同常規能源發電項目，執行當地燃煤電廠的標桿電價，不享受補貼電價。2010年7月，國家發改委《關于完善農林生物質發電價格政策的通知》(發改價格[2010]1579號)，規定對農林生物質發電項目實行標桿上網電價政策，未采用招標確定投資人的新建農林生物質發電項目，統一執行標桿上網電價每千瓦時0.75元(含稅)。通過招標確定投資人的，上網電價按中標確定的價格執行，但不得高于全國農林生物質發電標桿上網電價。已核準的農林生物質發電項目(招標項目除外)，上網電價低于上述標準的，上調至每千瓦時0.75元；高于上述標準的國家核準的生物質發電項目仍執行原電價標準。由于我國各個地區的煤電標桿電價水平差異大，使得各地生物質發電項目的實際上網電價差別很大，如何協調和平衡各地的生物質發電上網電價也是價格政策研究的重點之一。國務院價格主管部門應根據各類生物質能技術的技術特點和不同地區的情況，按照有利于生物質能發展和經濟合理的原則，研究和完善生物質發電項目的分類價格政策，促進生物質發電項目的進一步發展。
四是可再生能源專項基金資助。根據原《可再生能源法》規定要求，財政部設立了可再生能源發展專項資金，后來配套了《可再生能源發展專項資金暫行管理辦法》，但對如何申報資金、優惠政策幅度多少等沒有明確提出。修訂后的《可再生能源法》將原來“國家財政設立的可再生能源專項資金”修改為“國家財政設立可再生能源專項基金”，主要資金來源是可再生能源電價附加收入和國家財政專項資金。根據相關人員的解釋，將“資金”改為“基金”將使這筆補貼更具有“基金縱向管理”的優勢。除了行政成本大大降低之外，也可以做到“收取，統一發放”，以保證可再生能源投資企業按時獲得收益，以鼓勵其積極性。不過，早就起草完成的“可再生能源專項基金管理辦法”迄今為止仍未能頒布，這對生物質能發展產生了消極的影響。
五是稅收優惠。根據《高新技術企業認定管理辦法》(國科發火[2008]172號)以及《國家重點支持的高新技術領域》的規定，生物能源技術屬于高新技術，符合規定的企業可以申請認定，經認定后的企業可依照《中華人民共和國企業所得稅法》(以下簡稱《企業所得稅法》)及其《實施條例》、《中華人民共和國稅收征收管理法》及其《實施細則》等有關規定，申請享受稅收優惠政策。根據《企業所得稅法》，國家對重點扶持和鼓勵發展的產業和項目，給予企業所得稅優惠。國家需要重點扶持的高新技術企業，減按15％的稅率征收企業所得稅①。在生物質能產品方面，《財政部、國家稅務總局關于對利用廢棄的動植物油生產純生物柴油免征消費稅的通知》規定從2009年1月1日起，對符合條件的利用廢棄的動物油和植物油為原料生產的純生物柴油免征消費稅。
由于我國生物質能開發利用還處于起步階段，
高新生物能源技術也還未取得重大突破，相關的財稅激勵政策亦未能周全地考慮生物能源技術及生物質能產業的特點，因此，這些激勵措施存在規定不科學、不完備、落實不到位等問題。例如，有些政策補貼起點過高，如財政部《秸稈能源化利用補助資金管理暫行辦法》(財建[2008]735號)僅支持注冊資本金1000萬元以上、年消耗秸稈量1萬噸以上的大中型企業，導致多數企業都無法得到補貼；有些政策設計不完整，補貼僅針對直接生產環節，對消費能源產品的終端用戶則沒有補貼。國家對生物質能產業的優惠、補貼、獎勵很難落到中小企業身上。除國家全力支持的農村沼氣項目外，生物質能產業發展的大部分政策傾向于規模化的大型項目，如燃料乙醇和液體燃料項目，國家每年向4家陳化糧燃料乙醇定點企業(黑龍江華潤酒精、吉林燃料乙醇公司、安徽豐原生化以及河南天冠)發放補貼，走非糧路線的中小企業卻很難拿到同等的補助。沒有得到補貼的中小型生物質能源企業，生產成本相對較高，在競爭中明顯處于劣勢，想得到大的發展十分困難。而在液體燃料市場上，目前中石油、中石化只收購拿到正式批文的黑龍江華潤酒精等4家定點供應企業的燃料乙醇，中小企業生產的乙醇銷路不暢，導致部分生物燃料企業無法將產品變現，整個生產經營無法正常循環運轉。
未來我國財稅激勵機制應當根據生物技術和生物質能產業的技術及行業發展水平，因勢制宜、因時制宜地設計有效、彈性的激勵措施，既要保證“對癥下藥”，又要注重規劃引導，保證財政稅收政策的合理性以及相互協調。
④收購激勵與政府采購。低碳生物技術應用的前提是所生產的產品能夠在市場上銷售出去，保證資源不被浪費，同時也能抵消一定成本。在當前化石能源開采利用費用較低的情況下，無論是生物質發電，還是生物質液體燃料，其成本都相對高昂，如果沒有特殊的優惠政策和刺激措施，很難在市場上有足夠的競爭力。因此，對生物能源的收購激勵，包括政府采購，能夠給相關企業解決產品生產的后顧之憂，同時，政府通過實際行動支持生物能源發展，將起到很好的示范和宣傳作用。
在生物質發電方面，《可再生能源中長期規劃》提出了國家電網企業和石油銷售企業要按照《可再生能源法》的要求，承擔收購可再生能源電力和生物液體燃料的義務。2007年7月25日，國家電力監管委員會第25號令，即《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》，規定了電力監管機構對該制度的實施情況進行監管。2009年修改的《可再生能源法》第十四條重申了國家實行可再生能源發電全額保障性收購制度：電網企業應當與按照可再生能源開發利用規劃建設，依法取得行政許可或者報送備案的可再生能源發電企業簽訂并網協議，全額收購其電網覆蓋范圍內符合并網技術標準的可再生能源并網發電項目的上網電量。同時，該法第十六條對生物質能源作了專門的規定：國家鼓勵清潔、高效地開發利用生物質燃料，鼓勵發展能源作物。利用生物質資源生產的燃氣和熱力，符合城市燃氣管網、熱力管網的入網技術標準的，經營燃氣管網、熱力管網的企業應當接收其入網。國家鼓勵生產和利用生物液體燃料。石油銷售企業應當按照國務院能源主管部門或者省級人民政府的規定，將符合國家標準的生物液體燃料納入其燃料銷售體系。
然而，修訂后的《可再生能源法》除了規定全額保障性收購的原則性提法外，配套的實施細則未能及時跟進，收購電量中可再生能源電量所占的比重、可再生能源發電并網國家標準的制定等問題上均有不同程度的空白。在生物液體燃料方面，燃料乙醇和生物柴油市場還不完善，配套的規定也處于缺失狀態，現實中的生物液體燃料收購基本還需要依靠石油企業的自覺。
一個穩定的生物質能源需求方是生產企業保持持續盈利能力的關鍵。在生物質能源發展的早期，由于成本以及價格較高，完全通過財政補貼的方式并不能發揮生物能源“物盡其用”的功能。而政府采購則能較好地實現兩者的兼顧：既能滿足政府自身的需求，又間接為生物能源創造了市場。事實上，政府采購已經成為一些生物能源發達國家普遍采用的激勵措施之一，美國聯邦政府有關法律要求政府必須購買國產高能效產品和“綠色產品”，要求聯邦政府在2005年購買10萬輛潔凈汽車，其中包括生物質燃料汽車。巴西相關法律也明確規定，聯邦一級的單位購、換輕型公用車時，必須使用包括燃料乙醇在內的可再生燃料汽車。政府采購不僅能夠起到很好的示范和宣傳作用，通過直接對話與交易，還能夠節省通過其他方式可能產生的中間費用，因而是一種高效率的“合作”方式。我國政府也可借鑒國外的經驗，通過購買生物質能來源的電力等其他有效方式來以實際行動支持生物能源的發展。
⑤培育和完善市場。任何產業的發展都需要以市場存在為基礎，產業規模效益的實現與上下游市場的依托密不可分。市場不發展，產業就會失去活力，甚至會因不符合社會的需要遭到淘汰。當前世界能源發展的趨勢之一就是市場化與自由化改革，我國經濟、能源領域也在進行著大規模的市場體制改革。因此，發展生物能源和生物技術市場，將為低碳生物技術的發展注入嶄新的活力。
由于低碳生物技術是新興的技術，其產業化發展有可能會因技術的不成熟造成不可預料的損失，因此，對生物技術及其產品市場的監管就顯得尤為重要。如不能正確加以引導，將可能破壞生物能源資源開發與利用；燃料乙醇、生物柴油產品質量如不合格，將可能影響到交通運輸安全；在生物能源和生物化工生產環節，如不嚴格標準，會造成環境污染，增加能源消耗。因此，發展生物能源與生物化工必須充分考慮資源、技術、環保、能耗等多方面因素，嚴格市場準入，加強行業監管。《關于發展生物能源和生物化工財稅扶持政策的實施意見》規定了生物能源與生物化工企業實行嚴格的行業準入制度。地方發改委、財政部門根據國家統一的推廣規劃，聯合推薦申報定點企業，申請企業必須符合行業準入標準。國家發改委、財政部按有關規定選擇并確定定點企業。
然而，上述規定在一定程度上造成了生物液體燃料的市場準入和產品流通體系不通暢。毫無疑問，嚴格的產業準入和產品流通政策措施是生物液體燃料產業有序發展的基本保障。但是，由于局限于數家生產企業和兩大石油公司的封閉體系，在一批從事甜高粱乙醇和生物柴油生產企業的產品無法進入車用成品油經銷體系和終端消費市場，特別是生物柴油還根本沒有正常的車用燃料銷售渠道，從而阻礙了非糧生物液體燃料產業的進一步發展，打擊了相關企業進一步加強技術研發、擴大示范項目建設的積極性。在生物質發電方面，由于對“全額保障性收購”的細化規則還未出臺，導致目前生物質發電市場處于比較混亂的狀態，特別是中小型生物質發電項目，并網十分困難。此外，電網公司的智能電網系統還未能跟進建設，接受生物質能并網還沒有具體的標準，且目前的接網政策更多的是對電網提出束性要求，沒有對可再生能源發
電廠提出束要求，更多的標準亟須配套。因此，整個生物質能市場基本還處在“萌芽期”，市場規模還不大，相關制度建設還不健全，生物質能市場還需進一步培育和發展。
三、完善低碳生物技術的激勵機制及其運行
我國目前對低碳生物技術的激勵除了少部分符合條件的高新技術企業以及研發項目之外，產業端以及配套制度建設等領域還處于起步階段，真正商業化的市場還未建立；以生物能源為核心的產品激勵措施也不夠規范；各種激勵措施并不完全符合現實的狀況，很多規定由于缺乏實施細則未能得到有效實施。低碳生物技術發展不僅需要一整套規范的、系統的激勵機制設計，而且還應落實到現實運作中，實現其高效性和有效性的統一。由此，需要政府在戰略規劃與計劃、法律法規及其配套規定、行政管理與監管、經濟與財稅優惠等方面完善體制，也需要企業和市場理性發展，形成從制度設計到產業運行的良好互動狀況。
戰略規劃與計劃是產業及技術發展的動力和落腳點，明確的戰略與計劃為產業及技術的發展指明了方向。因此，需要盡快開展科學、系統的生物質資源調查與評價工作，綜合考慮低碳生物技術的發展與技術路線，在國家能源統籌的框架下客觀、準確定位生物質能的地位和作用，不能盲目和無序發展。生物質能源化利用的技術選擇必須遵循“因地制宜，資源優先”的原則，在資源確定的前提下，需要結合當地的社會經濟發展、農民收入、氣候、交通、環境等實際情況而定。當資源和當地條件可以適用于多種技術時，可以根據技術的綜合效益進行選擇。立法是實現國家戰略與規劃的重要途徑，也是制度設計和運行的最終保障。目前我國除了《可再生能源法》之外，直接涉及生物質能和生物能源技術的法律寥寥可數，且基本都是在可再生能源的背景下進行原則性闡述。此外，相關的行政法規處于空白狀態，專門的部門規章也還未頒布。現行關于生物質能的規定主要是國務院的通知、意見以及各部門的工作規劃與方案，這些非規范性文件不僅數量不多，且極不規范，變動調整快，具有較短的時效性。可以說，相關立法的缺乏是生物能源產業發展面臨的最大困難之一。生物質資源由于其特殊性，其發展需要協調能源部門、農業部門、科學技術部門、工業部門、財政部門、稅收部門等多個部門的關系，這種復雜性也是目前難有一部專門性的部門規章的原因。因此，我國未來在該領域的立法的關鍵是提高立法位階，至少也應該有專門的行政法規規定生物能源發展的各種宏觀問題，再由各部門制定實施細則去執行，這樣生物能源的發展才能有堅實的制度保障。
產業管理與市場監管是任何產業發展所必需的行政管制手段。在中國，產業管理更是一種常見的管理方法。如前文所述，我國目前大量的部門政策文件(非規范性文件)都涉及產業管理的內容。生物技術的發展也不例外，特別是在其發展的早期，政府的直接介入十分必要。產業管理與市場監管在行業行政規劃、項目與市場準入、行業標準、檢測監控、檢查監督等方面發揮著重要的作用。特別是在目前我國生物能源領域相關立法和制度還不完善的狀況下，產業管理與行業監管已經成為了生物能源產業發展的主要推動力量。隨著生物能源技術的進步和生物質能市場的發展，未來我國應逐步減少政府直接管理的范圍，更多的資源配置應讓市場去解決；與此同時，還應加強對技術發展的監管，保證技術發展符合社會的需要，減少技術進步產生的負面影響，最終實現產業管理、市場監管與技術監管的和諧統一。
篇8
關鍵詞：可再生能源；風能；風力發電；趨勢
0 前言
我國是世界上少數幾個以煤為主要能源的國家之一，這種消費結構給環境造成的巨大壓力是不言而喻的。逐步優化能源結構、提高能源效率、發展可再生能源已成為我國可持續發展戰略中不可缺少的重要組成部分。可再生能源包括水能、生物質能、風能、太陽能、地熱能和海洋能等，資源潛力大，環境污染低，可永續利用，是有利于人與自然和諧發展的重要能源。從目前可再生能源的資源狀況和技術發展水平看，今后發展較快的可再生能源除水能外，主要是生物質能、風能和太陽能。風力發電技術已基本成熟，經濟性已接近常規能源，在今后相當長時間內將會保持較快發展。
我國幅員遼闊，海岸線長，風能資源比較豐富。根據最新風能資源評價，我國陸地可利用風能資源3億千瓦，加上近岸海域可利用的風能資源，共計約10億千瓦。主要分布在兩大風帶：一是“三北地區”（東北、華北北部和西北地區）；二是東部沿海陸地、島嶼及近岸海域。另外，內陸地區還有一些局部風能資源豐富區。
風電包括離網運行的小型風力發電機組和大型并網風力發電機組，技術已基本成熟。到2006年底，全國已建成約90個風電場，已經建成并網發電的風場主要分布在新疆、內蒙、廣東、浙江、河北、遼寧等16個省區，裝機總容量達到約260萬千瓦。但與國際先進水平相比，國產風電機組單機容量較小，關鍵技術依賴進口，零部件的質量還有待提高。本文對我國風力發電的現狀進行闡述，并根據目前存在的問題，給出了相關建議。
1 我國風力發電的現狀
1.1發展迅速，建設規模不斷擴大
我國的風力發電始于20世紀50年代后期，在吉林、遼寧、新疆等省建立了單臺容量在10kW以下的小型風力發電場，但其后就處于停滯狀態。到了20世紀70年代中期以后，在世界能源危機的影響下，特別是在農村、牧區、海島等地方對電力迫切需求的推動下，我國的一些地區和部門對風力發電的研究、試點和推廣應用又給予了重視與支持，但在這一階段，其風電設備都是獨立運行的。直到1986年，在山東榮城建成了我國第一座并網運行的風電場后，從此并網運行的風電場建設進入了探索和示范階段，但其特點是規模和單機容量均較小。到1990年已建成4座并網型風電場，總裝機容量為4.215MW，其最大單機容量為200kW。在此基礎上，風力發電從1991年起開始步入了逐步推廣階段，到1995年，全國共建成了5座并網型風電場，裝機總容量為36.1MW，最大單機容量為500kW。1996年后，風力發電進入了擴大建設規模的階段，其特點是風電場規模和裝機容量均較大，最大單機容量為1500kW。據中國風能協會最新統計，2007年中國除臺灣省外新增風電機組3,144臺。與2006年相比，2007年當年新增裝機增長率為145.8％，累計裝機增長率為126.6％。2007年中國除臺灣省外累計風電機組6,458臺，裝機容量5,890MW。
1.2 國家及政府有關部門重視和支持風力發電
為了支持風力發電，原電力部制定了《風力發電場運行規程》電力行業標準，明確了風電上網及電價確定的原則，允許風電就近上網，風電價格要在發電成本加還本付息的基礎上，允許有合理的利潤，超出電網電價部分由全電網平攤，有力地支持了風電的發展。電力工業發展的政策是：以火力發電為主，大力發展水電和核電，同時要積極發展新能源和可再生能源發電，風力發電是電力工業發展的一支方面軍。
《電力法》明確規定“國家鼓勵和支持利用可再生能源和潔凈能源發電”。八屆人大四次會議批準的我國經濟和社會發展“九五”計劃和2010年遠景目標綱要中也提出“積極發展風能、海洋能、地熱能等新能源發電”。國家計委實施“光明工程”和“乘風計劃”。1996年3月，國家計委交能司、科技司、機電輕紡司在北京召開了大型風力發電機組國產化工作座談會，對大型機組國產化提出許多建議。不久，國家計委提出兩個計劃，一個是“光明工程”，一個是“乘風計劃”，前者是支持國內微小型風力發電機組的發展。后者就是支持國內風電場建設和大型機組國產化。
國家經貿委在“雙加工程”（ 即對重點行業、重點企業加大技改力度，加快改革步伐）中，把大型風力發電機組列入大型技改項目，在“九五”期間投資18億元，支持風力發電的發展。國家科委在大中型風力發電機組研制方面做了大量工作，在“六五”至“九五”期間，都有關于風力發電的科技攻關項目。對55 kW、200kW國產機組的研制，投入了大量資金，取得了一些經驗。“九五”期間，科委又立了一個“加強項目”，投資300萬元，由浙江機電設計研究院風力發電研究所承擔，對“八五”200kW國產機組進行技術改進，再生產2臺200kW機組，期望實現200kW機組國產化。
1.3 專業隊伍和國產化水平逐漸提高
自20世紀70年代中、后期開始，我國真正進入了現代風力發電技術的研究和開發階段。在這一階段，我國的風力發電技術無論在科學研究方面，還是在設計制造方面均有了不小的進步和提高，同時也取得了明顯的社會效益和經濟效益，主要解決了邊遠無電地區的農、牧、漁民的用電問題。但其風電機組的單機容量僅為幾百瓦到10kW，均屬獨立運行的風電機組。為了發揮風力發電的優勢，降低成本，風力發電機組大型化，單機裝機功率的提高，是所有風力發電研究、設計和制造商的不斷追求。最近幾年進展很大，不斷有新型大型風機出現，并很快得到推廣。現代風力發電機在不斷改變其翼型，增加其塔高，改善其運行特性。此外，現代微機控制技術、并網技術、電子電力技術以及儲能技術的不斷提高和廣泛應用，也使風力發電機組系統越來越可靠實用。
經過多年的實踐，培養了一批專業的風電設計、開發建設和運行管理隊伍，為今后大規模發展風電創造了良好的條件。大型風電機組的制造技術我國已基本掌握，主要零部件國內都能自行制造，如發電機、齒輪箱和葉片等(國際知名的葉片制造商丹麥LM公司獨資在天津設廠生產)，600 kw機組的本地化率可以達到90％。隨著大型風電設備產業的形成，船舶工業的主要認證機構中國船級社開始籌建中國風電機組產品的認證體系。
2 風力發電存在的問題
2.1 對風能資源勘察不夠全面
通常風力發電的有效風速為3～25m/s，風電場選址的首要條件是風能資源豐富，因而一般以風資源豐富區和較豐富區為選址對象，具體風電場內風機的選址還應根據測出的年有效風速累計小時數（累計時數越高，投產后風機發電量越大）和有效風能密度確定，在風電場內不同位置的這些數據存在較大差異。所以合理選擇場址對提高風力發電的經濟效益至關重要。而我國現有的風資源分布圖很粗，無法滿足現在風電場選址的要求，迫切需要進一步細化。
2.2 風電設備和制造技術落后
風電機組制造技術，這是風電發展的核心。目前我國風電建設遠遠落后于世界發展，其主要原因是，沒有加大力度依靠國內雄厚的機電制造業基礎，吸收引進國外先進技術對風電成套設備進行自主開發。隨著世界風力發電設備制造水平提高，更大的單機容量已經是全球風能技術發展的趨勢。據了解，國外風電機組目前已達到兆瓦級，如美國主流1.5兆瓦，丹麥主流2.0～3.0兆瓦，在2004年的漢諾威工業博會上4.5兆瓦的風電機組也已面世。而迄今為止，我國在這一技術上處于落后位置，尚不具備自行開發制造大型風電機組的能力，且在機組總體設計技術，特別是槳葉和控制系統及總裝等關鍵性技術上落后于歐美發達國家，且機組質量普遍不高，易出現故障。據調查，2004年國產機組只占18%，2005年也只有28%，每年的風電設備進口總額高達60億元，尤其大型風機設備幾乎被丹麥、意大利、德國等發達國家全部壟斷。國內整體的風電制造水平比國外發達國家至少晚10年，而且技術差距還在拉大，這就使國產設備的競爭力面臨嚴峻的考驗。
2.3 風電成本高
風力發電的成本主要是固定資產投資成本，約占總投資的85%以上。按照我國增值稅抵扣政策，固定資產投資的增值稅不能抵扣。風力發電執行17%的增值稅稅率，因為沒有購買燃料等方面的抵扣，因此風力發電實際稅負明顯高于火力發電。另外，國內已經建成的微不足道的風電容量幾乎全部為進口的成套設備，導致風電場投資高、電價高，與火電、水電比，缺乏市場競爭能力。國產的風電設備可以顯著地降低風電成本，但由于現在國內設備制造水平較低，應用規模小，國產設備的價格并不低于進口設備。
2.4 政策扶持力度不夠
風電開發前期投入巨大，而國內的風電項目缺乏正常的投融資渠道。國內商業銀行對風電項目的貸款期限遠短于火電和水電項目的貸款期限，償還期限大多為5～8年，利息也沒有優惠，使風電只能上一些小規模項目，導致風電難以普及，電價下降緩慢。對風電投入的科研經費不足，則制約著風電技術向高端發展，并會導致科技人才的稀缺。
盡管政府于2003年實施了風電特許權示范項目,并于2006年正式實施了《可再生能源法》以促進風電發展，但由于長期給予風電的實際關注力度不夠，缺少對風電扶持的長期具體措施，與國外政府的扶持政策和取得的成效相比，存在著很大差距。
3 風力發電前景的建議
3.1做好風能資源的勘察
風資源的測定是發揮風電作用的前提基礎，因此將來應該在這方面增大投入，對我國實際的風資源在總體上有細致準確的了解，為政府和風電的決策者合理地規劃風電提供正確的指導。為進一步摸清風能資源狀況，必須加快開展風能資源的普查工作。這方面，不僅需要有關部門籌集一定資金用于加大風力資源勘測工作的投入，各地也要自籌資金開展本地區風力資源的勘察，認真調查確定可開發風電場的分布和規模。
3.2提高風電機組的制造技術
要提高我國風力發電應用的技術水平，需要不斷增進與發達國家的交流，學習其先進技術，只有清楚彼此差距，才能不斷提升我國的風電技術水平。我國提出，到2010年風電裝機要有80%的國產化率，必須在技術上占領競爭制高點。《可再生能源法》規定：“國家將可再生能源開發利用的科學技術研究和產業化發展列為科技發展與高技術產業發展的優先領域，納入國家科技發展規劃和高技術產業發展規劃，并安排資金支持可再生能源開發利用的科學技術研究、應用示范和產業化發展，促進可再生能源開發利用的技術進步”。這一規定為風電技術進步創造了良好的契機。提高風電技術也是降低風電成本和上網電價的關鍵所在。
3.3 依托政策發展風電
2006年國家正式實施了《可再生能源法》，通過減免稅收、鼓勵發電并網、優惠上網價格、貼息貸款和財政補貼等激勵性政策來激勵發電企業和消費者積極參與可再生能源發電。體現了政府對風電等可再生能源的重視，更重要的是給予了風電在法律上的保護，為風電提供良好的發展空間。
2008年，國家發改委印發了《可再生能源發展“十一五”規劃》。《規劃》提出，有關部門要做好可再生能源發電并網、上網電價及費用分攤有關規定、財政補貼和稅收優惠等政策的完善和落實工作。國家有關部門將提出可再生能源發展專項資金的管理辦法和使用指南，安排必要的財政資金，支持可再生能源技術研發、試點項目建設、農村可再生能源開發利用、資源評價、標準制定和設備國產化等工作。國家對可再生能源開發利用、技術研發和設備生產等給予稅收優惠支持。
這些政策法規的出臺為風力發電的發展提供了制度上的支持，在具體的措施和規則上還要細化、規范、便于操作，使風電的發展穩步，快速的發展起來。
4 結束語
中國的風電發展迄今已經有30多年，取得了顯著進步。但由于基礎薄弱，風電發展的過程中面臨的技術落后、政策扶持不夠及上網電價高等諸多困難。隨著政府和民眾對風電的逐步認識、《可再生能源法》正式實施和《可再生能源發展“十一五”規劃》的出臺，以及風電設備的設計、制造技術方面不斷提高，風能利用必將為我國的環保事業、能源結構的調整做出巨大的貢獻。風電產業和相關的科研機構應該抓住這一契機，為風電的全面發展作一個系統可行的規劃，逐步解決風電發展中的困難，完善風電機制，在提高風電戰略地位的同時，早日使風電普及惠民。
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篇9
當能源互聯網概念正在國內熱炒的時候，德國已經完成了一些“能源互聯網”的實驗項目。隨著棄核期限日益臨近，可再生能源特別是分布式能源比例的不斷提高，如何在原有的大電網中，高效的控制這些分散的小型“電廠”成為了近些年德國政府極力推動的一項研究。
也就是說，將成千上萬的分散小型可再生能源整合為一個巨大的類似傳統電廠的可靠能源網絡，不再是一個夢想，而是在逐步實現。
2008年，德國聯邦經濟和技術部啟動了“E-Energy”計劃，目標是建立一個能基本實現自我調控的智能化的電力系統，而其中信息和通信技術是實現此目的的關鍵。E-Energy同時也是德國綠色IT先鋒行動計劃的組成部分。綠色IT先鋒行動計劃總共投資1.4億歐元，包括智能發電、智能電網、智能消費和智能儲能四個方面。為了分別開發和測試智能電網不同的核心要素，德國聯邦經濟技術部通過技術競賽選擇了6個試點地區團體。
在以ICT技術為基礎的一個強大的“能源互聯網”中，各種形式的發電廠和電網運營商、工業和私人用戶，都找到了屬于自己一個全新的市場角色，一個全新的商業模式應運而生。
在這個全新的結構和功能的電力系統中，各種軟件、智能電表、儲能等新技術被應用其中。在高效的使用“不穩定”的可再生能源同時，更為關鍵的是實現了用戶側的管理。
在由“E-Energy”計劃支持的6個涉及能源互聯網項目中，位于德國中北部的哈茨山脈的可再生能源示范項目――RegModHarz項目，就是將新能源最大化利用的典型案例，而其中最引人注目的就是將這些分散的新能源發電設備進行虛擬集合、調配的技術，也就是我們所稱的“虛擬電廠”（Virtual Power Plant，VPP）。
沒有實體的電廠
顧名思義，“虛擬電廠”并不是具有實體存在的電廠形式，它打破了傳統電力系統中物理上發電廠之間、以及發電和用電側之間的界限。
在德國，隨著新能源接入特別是大規模的分散式光伏、風電發電系統的接入，毫無疑問給電網的穩定帶來了間歇性的沖擊，這樣也就對電網的調度方式提出了新的挑戰。同時，隨著智能電網技術的發展，電網調度機構甚至是私人用戶都可以通過網絡技術對電網運行情況進行監測和分析。虛擬電廠的作用就是將新加入的新能源系統與傳統的發電系統以及儲能系統等進行有效的整合，通過一個控制中心實現管理，從而有機的參與到電網運行中。
與此同時，虛擬電廠也不失為一種有效的響應需求側的手段。通過在用電側安裝一些裝置比如智能電表，從而設計出符合客戶特定用能需要并具有經濟性的電源組合，使得供需在發電和用電兩側達到平衡。
而德國聯邦經濟和技術部最終選擇RegModHarz項目作為“虛擬電廠”示范項目，是因為該地區可再生能源供電的比例超過德國平均2倍左右。在哈茨地區，總人口約為24萬人，因為地處山區，風電資源較好。不僅風機在此處較為普遍，抽水蓄能、太陽能、沼氣、生物質能以及電動車等都成為電力供應的一部分。在這個面積僅有2104平方公里的區域里，發電裝機總量約為200MW，此外主要有6家配電運營商、4家電力零售商以及1家輸電商。
首先，虛擬電廠與分散式電源進行通訊連接，而與原有的傳統大型發電場不同的是，新能源系統數據變化較快，安全、穩定性高的傳輸技術非常必要。所以在此項目中制定了統一的數據傳輸標準，使得虛擬電廠對于數據變化能夠快速反應。
在考慮發電端的同時，虛擬電廠同樣關注的是用電側的反應，在哈茨地區的試樣中，家庭用戶安裝了能源管理系統，被稱為“雙向能源管理系統”（簡稱BEMI）。
資料顯示，用戶安裝的能源管理系統每15分鐘儲存用戶用電數據，記錄用戶每天的用電習慣，并將這些數據通過網絡傳輸到虛擬電廠的數據庫中。同時，BEMI系統還可以通過無線控制開關的插座，當電價發生變動時，可以通過無線控制來調控用電時間和用電量。
此外，此項目還采用了動態電價，設置了9個登記的獎懲制度。零售商將電價信息傳送到市場交易平臺，用戶可以知曉某個時刻的電價等級以及電力來源。因而，培養用戶良好的用電習慣，通過價格的方式進行，可以讓對電價敏感的用戶根據電價的高低調整用電時段。為了保證用戶對于信息的獲取，在哈茨項目中還有一個專門的市場平臺，讓使用者可以較為便捷的獲取相關電力信息，對于當前的電力需求、價格以及天氣對于未來需求的影響等信息進行了集合。
其中，特別值得注意的是，虛擬電廠系統中，發電預測系統至關重要。對于售買雙方，對于電力批發市場價格、用電量、發電量信息的獲取都較為迫切。
這也就意味著，在能源互聯網的發源地德國，虛擬發電廠已經“落成”。電源的聚合，其實際能效和經濟效益均要高于單獨運行這些電源。
需求側管理的最優方式？
在整個電力需求側的產業鏈，有設備制造業、需求響應、電能交易、負荷互濟，節能服務，智能微電網運營等等。未來需求側最好的商業模式是虛擬發電廠。
哈茨項目開始的2008年，彼時可再生能源成本還遠遠高于傳統電力發電成本，必須依賴可再生能源補貼。而因為德國電力市場化改革的成果，以及可再生能源成本的下降，可再生能源進入電力批發市場，進行直接競價上網，成為了必然。
直接進行競價上網，意味著對于虛擬電廠來說，在批發市場中，要想盈利，必須考慮不同電力的特性，設置不同的銷售組合，以獲取盈利。據資料顯示，在哈茨項目執行的過去幾年間，項目方對于進入批發市場的商業模式進行模擬。而模擬的結果是，在彼時，如果缺乏補貼，可再生能源進入電力批發市場獲利可能性很小。
此外，在示范區當地，將可再生能源進行銷售也是另一種商業模式。隨著民眾對于可再生能源認同感增強，并且對于當地電源發展的認同與支持，虛擬電廠作為協調方，協調發電端和零售商以及最后到用戶端之間的交易。
在德國，越來越多的公司開始進入虛擬電廠領域。除了大公司西門子、博世等等聯合傳統電力巨頭想在通訊服務領域占得頭籌，更多的中小型企業也看中了虛擬電廠未來的發展前景，業務涉及能效管理、節能合約、充電設施服務等等。
在虛擬電廠未來的市場中，涌現出更多的服務商。而在整個系統中，那些為電廠運轉提供軟件、儲能設備、電網服務商等各種衍生而出的服務公司甚至咨詢公司，毫無疑問，更容易找到市場定位。
可再生能源大量接入引發了電網的波動，對于服務商而言，必須對當地電網足夠的了解，并且應該對未來可再生能源比例提高情形進行模擬。在RegModHarz項目項目中，項目方根據哈茨地區的電網情況設立一個新的模型，模仿當地分散電源的連接結構，對不同電壓等級的電網以及可再生能源比例的不同進行模擬，從而考察不同情境下電壓的變化。結果是如果哈茨地區2020年可再生能源比例達到38.5%，目前電網結構依然能夠承受。
與此同時，電網本身主動加強監測以及改變現有的電力管理方式。也就是說，利用虛擬電廠進行的需求側管理進行的是對電源端和負荷端以及電網本身三者之間的協調。需求側管理需基于多種類分布式能源協調互補、用戶主動參與的管理理念。一方面用戶需求側管理的發展方向是通過互聯網技術實現多種分布式能源整合互補，提高綜合能源使用效率，另一方面利用價格機制，提高用戶用電的自主性。
篇10
關鍵詞 新能源；新能源產業；日本；中日比較
中圖分類號C921.2 文獻標識碼A 文章編號1002-2104(2010)06-0103-08
近年來，隨著全球能源格局的調整，新能源產業引起了各國的日益重視。各國均把發展新能源看作是一場長期革命，都希望在未來的經濟發展中占領產業與科技制高點，以美國為代表的很多發達國家甚至將發展新能源產業作為擺脫金融危機的重要戰略手段。2008年，世界風能裝機總量達到1.21億kW，是1998年的12.5倍；全球累計光伏裝機達到1473萬kW,為1998年的15.3倍。從長期看，隨著新能源利用成本的降低，未來將會有很大的發展前景。中國已經成為世界第二大能源消費國，并且將在3～5年內超越美國成為世界最大能源消費國。而作為世界上最大的二氧化碳排放國，盡管中國的人均排放水平仍只有美國的1/4、日本的1/2，中國將面臨越來越大的國際壓力。大力發展新能源產業，將是中國解決能源環境問題、履行對國際社會承諾的重要突破口之一。在新能源產業發展方面，日本是世界上最早起步的國家之一。在這方面，既有成功的經驗，也有諸多教訓，值得中國借鑒和吸取。
1 新能源產業的發展歷程
1.1 先行發展的日本新能源產業
由于自身的能源資源匱乏，日本是世界上最早重視發展新能源的國家之一。日本新能源發展具有“自上而下”特征，初期是通過政府政策啟動的，石油危機與能源緊張是推動日本發展新能源的主要動力。1973年，第一次石油危機爆發。1974年，日本就實施“新能源技術開發計劃”(也被稱為“陽光計劃”)，其核心是大力推進太陽能的開發利用，此外還包括地熱開發、煤炭液化和氣化技術開發、風力發電和大型風電機研制、海洋能源開發和海外清潔能源輸送技術等。
1979年，第二次石油危機爆發。1980年，日本推出了《替代石油能源法》，設立了“新能源綜合開發機構”(NewEnergy Development Organization，簡稱NEDO)，開始大規模推進石油替代能源的綜合技術開發，主要包括核能、太陽能、水力、廢棄物發電、海洋熱能、生物發電、綠色能源汽車、燃料電池等。
1993年，日本政府將“新能源技術開發計劃”(陽光計劃)、“節能技術開發計劃”(月光計劃)和“環境保護技術開發計劃”合并成規模龐大的“新陽光計劃”。“新陽光計劃”目標是實現經濟增長、能源供應和環境保護之間的合理平衡。
1997年，日本又出臺了《促進新能源利用特別措施法》(Law on PromotingUse of NewEnergy)，它也被稱作《新能源法》。該法的目的是為確保安定穩妥地供給適應內外社會環境的能源，在促進公民努力利用新能源的同時，采取必要措施以順利推進新能源的利用。該法于1999、2001、2002年進行了三次修訂。
為解決新能源發電上網問題，2002年5月，出臺《電力設施利用新能源的特別措施法》(Special Measures Law on theUse of New Energy bv Electric Utilities)，即強制上網配額法(Renewables Portfolio StandardsLaw，RPS Law)，規定電力企業必須購買的新能源發電配額。
但進入本世紀以來，隨著國際能源價格不斷上漲和全球氣候變暖形勢日益嚴峻，其他國家(尤其是歐洲國家)對新能源的支持力度不斷加大，日本逐步喪失了新能源產業發展領軍者的地位。
為提振本國新能源產業(尤其是光伏太陽能產業)，2008年11月，日本經濟產業省聯合其他三省《推廣太陽能發電行動方案》，提出了多項促進太陽能利用的優惠政策，將太陽能發電作為了日本新能源產業發展的重點。新上任的鳩山內閣也將發展新能源作為一個重要的經濟綱領，提出了更遠大的新能源發展目標。但是，由于形勢變化及自身問題，日本已經不可能再成為世界新能源產業領跑者了。
1.2 后發優勢的中國新能源產業
與日本的情況不同，在中國，新能源產業發展起步相對較晚，初期發展具有“自下而上”的特征。中國開始利用新能源主要是從農村開始的，特點是農民分散、自發地進行，而不是通過產業化、規模化、市場化的方式進行的。最早開始利用的可再生能源主要是沼氣、太陽灶等，20世紀80年代戶用太陽能熱水器開始普及。上個世紀90年代后半期，中國開始注意從政策上引導新能源開發。
2000年以來，中國政府對大了可再生能源開發的支持力度。2003年，國家發展和改革委員會專門成立了能源局，其下設立可再生能源管理處。能源局成立后，將發展風電作為大規模開發可再生能源的切入點，從2003年開始，能源局組織了一批風電特許權招標項目，取得了很好的效果。2005年《可再生能源法》的頒布，標志著中國可再生能源發展進入了一個新的歷史階段。此后，國家發改委和其他相關部委出臺了一系列配套法規和政策，如《可再生能源中長期發展規劃》、《可再生能源發展“十一五”規劃》，逐步構建起了促進可再生能源發展的政策架構。
隨著能源供求格局的變化和政府支持力度的加大，中國的新能源產業出現了超預期增長。中國在光伏設備制造市場份額、太陽能熱水器普及、風能設備制造與風能利用等方面很快趕超了日本，展示了明顯的后發優勢。但是，非理性投資所導致上游產能過剩、下游制度瓶頸等問題，正阻礙著新能源產業的健康有序發展，中國新能源產業發展正處于“蛻變期”。
2 新能源產業的發展現狀
2.1 日本新能源發展難以實現預期目標
根據2008年3月修訂的《京都目標實現計劃》(KyotoTarget Achievement Plan)，日本新能源發展的近期目標是2010年新能源占一次能源總量的大約3％。從現有情況看，距離理想目標還有相當大的差距。根據日能能源經濟
研究所(IEKI)的預測，到2010年，日本的新能源占比大約只能到1.9％。以光伏為例，2008年，日本的光伏裝機僅為210萬kW，而2010年的預想目標是482萬kW，為達到這個目標，日本必須保持年均50％的增速。在風能方面，日本目前的裝機為188萬kW，而2010年的預期目標是300萬kW，為達到目標，日本必須在今后兩年保持26％的增速。
在中長期目標方面，到2020年，可再生能源占比為7％，水電之外的新能源占比為4，3％；到2030年，日本的可再生能源占比大約為11％，其中，新能源為7％，大約為3200萬千升原油當量。這一比例大大低于歐洲2020年可再生能源占20％的發展目標。當然，不同地區差異，東京提出到2020年可再生能源占比達到20％的發展目標。能否實現這些中長期目標，主要取決于兩個因素：從外部因素看，是國際能源供求格局和減排壓力；從內部因素看，長期制約新能源產業發展的制度障礙能否得到消除。
2.2 中國新能源產業的超預期發展
中國是個新能源資源豐富的國家，近年來新能源產業發展迅速，某些領域的發展速度甚至超出預期。例如，風能裝機2006～2008年連續實現翻倍增長，2008年已經超過1200萬kW。2009年，中國風電新增裝機容量還會翻番，中國風電新增裝機占全球總量中的比重，將由2008年的23％增至33％以上。按照目前的發展速度，中國將一路趕超西班牙和德國，至2010年風電總裝機容量有望躍居世界第二位，并提前10年實現2020年風電裝機容量3000萬kW的目標。某些機構樂觀地預期2050年中國將有30％以上的能源需求依靠新能源來滿足，屆時風電裝機甚至可能達到2.5億kW以上。
2.3 中日發展現狀對比
中國是世界可再生能源利用規模最大的國家，全部可再生能源折合1.72億t標油，在占一次能源的比例方面，中國的可再生能源占比是8.6％，日本為4.2％；其中，水電之外的新能源占比，中日兩國分別為1.5％和1.3％。從規劃看，2020年，中國可再生能源占比為15％，其中新能源為6％以上；日本則為8％，其中新能源為4.3％。日本提出了更遠大的目標(2020年，可再生能源占比為10％，光伏裝機提高到原來的2.5倍)。
在新能源產業發展方面，中國發展較快的是風電、沼氣和太陽能熱水器，日本則是光伏發電、垃圾和生物質發電、新能源汽車等。
2.4 新能源產業發展面臨的共同問題
由于國情不同，中日在新能源產業發展方面面臨的問題有所差異。但兩國都面臨著兩大根本問題：一是高成本問題；二是入網難問題。
2.4.1 高成本問題
新能源的高成本問題是包括中國和日本在內的世界各國普遍面臨的難題，但中日兩國的成本結構存在一定差異。日本是最早研發新能源技術的國家之一，在生物發電、太陽能、風能等領域擁有大量自主創新專利。日本新能源設備生產企業不需要像中國企業一樣，向國外同行支付高昂的技術專利費用。但日本是個高成本(高收入)的國家，人工成本遠遠高于中國，這是導致近些年日本新能源設備的性價比優勢逐漸消失、市場份額逐步降低的重要因素。與此同時，這也導致日本國內的新能源利用成本遠遠高于中國。但是，考慮到日本的高能源價格，新能源的高成本問題可能在中國更為突出。
以光伏太陽能發電為例，日本的每千瓦綜合安裝成本平均比中國高出40％以上，屋頂太陽能的安裝成本在每千瓦70萬日元(5萬元人民幣以上)。但是，從相對成本的角度看，目前日本的零售電價大約是每度電25日元(約1.9元人民幣)，是中國的近4倍。因此，相對于傳統發電，日本太陽能發電的相對成本甚至低于中國。據筆者測算，在日本，按照現行政策與電價，居民投資屋頂太陽能發電系統的回收期大約為25年。作為一種政府補貼(占投資總額的10％)下的自愿行動，這項投資已經得到了大范圍推廣，2009年以來又重新呈現了快速上升趨勢。2008年11月，在新的太陽能行動計劃中，政府提出通過支持產業發展和太陽能推廣使用，要在3～5年內使得太陽能發電系統成本降低50％。相比較而言，中國距離這一階段還有很長一段路要走。
2.4.2 入網難問題
從技術的角度講，風能、太陽能等新能源雖然屬于綠色能源，但由于其發電的不穩定性，對于電力企業而言，它們并不是一種可靠的優質電力供應源。傳統電網必須經過更新改造后才能具有更強的新能源接納能力。但更關鍵的還在于利益因素，即與新能源發電上網相關的成本如何分擔，收益如何分享。在這方面，中日兩國都面臨著類似的難題。
在日本，電力市場仍是一種“諸侯割據”的區域壟斷格局，“廠網一體”的七大電力企業分割了全國的市場。它們擁有自己的熱電廠與核電廠，在電力市場飽和的情況下，利用新能源發電就意味著已有投資的收益受到很大損失，因此，它們沒有動力發展新能源。日本雖然實行了強制發電配額制度，但“電力供應安全”和電網改造成本分擔又成為了它們推拖新能源發電上網的主要說辭。日本電氣事業聯合會(Federation ofElectric Power Companies，簡稱FEPC)主席在2008年3月曾提出，日本現有電網可接受的風能接入規模只有500萬kW，大約是現有裝機的3倍；而太陽能發電裝機上限為1000萬kW，大約是現有水平的7倍。若想更多地利用可再生能源，電網系統設施要進行重大創新，誰將為此付費是個重要問題。從政治的角度考慮，這些歷史悠久、擁有豐厚資本的電力企業往往與政治家和官僚保持著密切聯系，有著十分強大的政治影響力。因此，自民黨政府若想實現其發展低碳經濟的遠大目標，必須在電力產業制度上真正取得突破。
在中國，雖然實現了廠網分開改革，但新能源發電上網難問題同樣存在。以風電為例，2008年底我國有超過1200萬kW的風電機組完成吊裝，其中1000萬kW風電機組已通過調試可以發電，但由于電網建設滯后以及風電并網中的一些技術、體制和管理上的障礙，2008年底實際并入電網的風電裝機容量僅為800萬kW，由電網因素導致的裝機容量浪費約200萬kW。
現行《可再生能源法》雖然規定了全額收購制度，但主要是通過電網覆蓋范圍內發電企業與電網企業履行并網協議來解決，實施中由于雙方企業利益關系和責任關系不明確，缺乏對電網企業有效行政調控手段和對電網企業的保障性收購指標要求，難以落實全額收購的規定。此外，現行可再生能源法對電網企業規劃和建設配套電網設施沒有做出規范，電網規劃和建設滯后于可再生能源發電的情況突出，造成一些地區可再生能源發電項目難以及時并網發電。
3 新能源產業發展政策
為了解決新能源的高成本和市場推廣問題，促進本國的新能源產業發展，日本采取了一系列財稅政策和監管政策。在這方面，中國也采取了類似措施，如政府補貼、稅收
優惠、RPS、上網電價、凈電表制度等。兩國都采取了但也有不同之處，例如，日本沒有采取競標制度和明確的上網電價制度，這是由兩國的電力體制差異造成的。總體而言，中國的政策體系更為完善，支持力度更大，但在配套政策和貫徹執行方面與日本有一定差距(見表4)。
3.1 政府補貼
日本對新能源產業的補貼有多種形式，包括對研發的補貼、對家庭購置新能源設備的補貼、對新能源投資項目的補貼等。
1980年代，日本開始對小規模的風電進行補貼。從1994開始，為保證新陽光計劃的順利實施，日本政府提出每年為此撥款570多億日元，其中約362億日元用于新能源技術的開發，預計該計劃將會延續到2020年。1998年，日本啟動了“促進地方使用新能源方案”(Promotion for theLocal Introduction of New Energy)。該方案提出，通過新能源綜合開發機構補貼可再生能源項目，公共機構和非政府組織也可以因推廣各類新能源而獲得補貼，補貼額上限是開發、推廣等活動支出的50％。表5說明了經產省2008財年與新能源相關的預算分配情況，計劃資金總額達到1113億日元(經產省補貼，不含環境省預算部分)，是10年前的2倍。
補貼措施在推廣新能源方面發揮了重要作用，太陽能產業案例就從正反兩方面說明了這點。從1994年到2005年，日本政府對住宅用的光伏發電實施了補貼，累計補貼總額達到了1322億日元。這項措施有效地刺激了光伏發電的市場需求，與補貼前相比光伏發電的利用量增長了6倍，而光伏發電系統的安裝成本由1992年的每瓦370萬日元降到了2007年的每瓦70萬日元。在2007、2008年暫停了家庭太陽能光伏發電補貼后，日本光伏發電裝機增速明顯放緩。日本在2009年1月又推出了新的補貼措施，即使在金融危機的背景下，光伏裝機出現了顯著增長。
在中國，政府也通過多種形式向新能源產業提供補貼。根據《可再生能源法》，國家設立可再生能源發展專項資金。2006年5月30日，財政部了《可再生能源發展專項資金管理暫行辦法》，可再生能源發展專項資金通過中央財政預算安排，通過無償資助和貸款貼息對重點領域的可再生能源的開發利用項目進行扶持。2007年1月，國家發改委了《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》，建立了可再生能源電價附加資金制度，征收標準為每千瓦時2厘錢，2009年全年預計征收45億元左右。根據2009年8月31日的《可再生能源法修正案(草案)》(征求意見稿)，國家準備將可再生能源發展財政專項資金和可再生能源電價附加合并在一起。
從補貼形式上看，中國的補貼形式更為多樣：①價格補貼，如生物質發電補貼電價標準為每千瓦時0.25元，對兩個光伏示范項目(崇明與鄂爾多斯項目)的補貼標準為每千瓦時4元；②研發補助：“十一五”期間，超過10億的預算將通過國家科技攻關計劃、“863”計劃、“973”計劃等投入到各類新能源研發項目中；③投資補貼：如“太陽能屋頂計劃”(補貼20 000元/kW)和“金太陽示范工程”(補貼系統投資的50％～70％)。
總體上看，中國的政府補貼度明顯高于日本。例如，在中國，光伏發電補貼占投資的比例是50％～70％，甚至更高，而日本是10％～50％。
3.2 稅收優惠
日本對于開發新能源的行業企業都實行一定程度的稅收優惠。為了鼓勵對尚未發展起來的新能源進行開發，在1998年的稅制改革中，日本將開發新能源寫入1998年的“能源供需結構改革投資促進稅制”(Tax Incentives toPromote Investment in the Energy Supply and Demand StructureRefoml)之中。2008年的《推廣太陽能發電行動方案》(Action Plan for Promoting the Introduction of Solar PowerGeneration)提出了針對家庭部門和產業部門利用太陽能的稅收優惠：①家庭貸款稅(Home Loan Taxation)：貸款余額的1％可以從收入稅中扣減(持續10年)；②改革促進稅(Reform PromotionTaxation)，如果采取了節能方面的改革，大約10％的改革成本(上限為500萬日元)從所得稅中扣減。
在中國，政府也廣泛運用稅收政策對水能、生物質能、風能、太陽能、地熱能和海洋能等可再生能源的開發利用予以支持，對可再生能源技術研發、設備制造等給予適當的企業所得稅優惠。具體而言，中國對可再生能源給予了以下稅收優惠：①增值稅優惠，包括垃圾發電增值稅即征即退政策(2001)、風力發電增值稅減半征收政策(2001)；變性燃料乙醇增值稅先征后退(2005)；②消費稅優惠，如變性燃料乙醇免征消費稅政策；③進口環節稅收優惠政策，如原來實行的進口風力發電機與光伏電池免征進口關稅和進口環節增值稅政策(剛剛取消)；④企業所得稅優惠政策，如5年內減征或免征所得稅、加速折舊、投資抵免等方式的稅收優惠等。另外，我國大部分地區對風電機占地采取了減免土地稅和土地劃撥政策，實際上風機征地是零費用。由此可見，我國針對可再生能源產業的稅收激勵政策已有多項出臺，相比日本，中國的稅收優惠政策種類繁多、靈活多樣，但這種支持并未形成十分完善的制度體系。
3.3 強制上網配額(RPs)監管
在日本，RPS法律在新能源推廣應用方面發揮著核心作用。為解決新能源發電上網問題，2002年5月，出臺《電力設施利用新能源的特別措施法》(Special Measures Law 0ntheUse 0fNew Energy bv Electric Utilities)，也被稱作強制上網配額法(Renewables Portfolio Standards Law，RPS Law)。該法規定，從2003年4月開始，強制電力企業提高新能源發電(光伏發電、風能發電和生物質發電)使用比率。該法適用的新能源類型：風能、光伏、地熱能、小水電(1000kW或以下)、生物質能。
到2014財年，要有160億度新能源發電供應給所有電力設施。2006財年的新能源發電量約為65億度。電力設施企業可從以下方式中選擇對自己最有利的方法：獨立進行新能源發電；從別的發電企業購買新能源電力；從別的發電企業那里購買新能源電力的當量額。
在中國，政府也實行了RPS做法。《可再生能源中長期發展規劃》提出，對非水電可再生能源發電規定了強制性市場份額目標：到2010年和2020年，大電網覆蓋地區非水電可再生能源發電在電網總發電量中的比例分別達到1％和3％以上；權益發電裝機總容量超過500萬kW的投資者，所擁有的非水電可再生能源發電權益裝機總容量應分別達到其權益發電裝機總容量的3％和8％以上。中國
還要求國家電網企業和石油銷售企業要按照《可再生能源法》的要求，在國家指定的生物液體燃料銷售區域內，所有經營交通燃料的石油銷售企業均應銷售摻人規定比例生物液體燃料的汽油或柴油產品，并盡快在全國推行乙醇汽油和生物柴油。此外，中國特別重視太陽能熱水器的推廣，提出在太陽能資源豐富、經濟條件好的城鎮，要在必要的政策條件下，強制擴大太陽能熱利用技術的市場份額。
3.4 凈電表制度
從1994年開始，日本就在家庭光伏太陽能領域實施了凈電表制度(Net Metering)，當時是要求電力公司按照成本回收剩余發電。從2009年2月份起，日本政府出臺新的買電制度，要求電力公司按照成本2倍的價格進行回收。由此造成的額外成本將會被分攤到全部用電中，由所有國民負擔，以此建立一個全民參與的能源使用推廣體系，該措施將在10年內有效。
在中國，2009年7月財政部、科技部、國家能源局聯合印發的《關于實施金太陽示范工程的通知》提出，用戶側并網的光伏發電項目所發電量原則上自發自用，富余電量及并人公共電網的大型光伏發電項目所發電量，均按國家核定當地脫硫燃煤機組標桿上網電價全額收購。
3.5 綠色電力認證
2001年以來，日本開始實施“綠色電力證書”(GreenElectricity Certificate)制度，申請數量逐年增加。在該制度下，電力用戶要根據所需要的電力向認證機構購買綠色電力證書，由此獲得的收入將會提供給發電單位，以用于可再生能源的普及推廣。購買綠色電力證書的企業可以在其產品上使用綠色環保標示，從而借此提升企業形象，而購買綠色電力證書的成本可以計入損失項。此外，即使是自用的再生能源發電，也可以進行估值，從而轉換成綠色電力證書。2008年9月，日本開始向引進太陽能發電系統的家庭頒發綠色電力證書，以推動普通家庭采用太陽能發電。
在中國，上海是最早試行綠色電力的地區。2005年6月14日，《上海市綠色電力認購營銷試行辦法》獲得通過。2006年6月，上海寶鋼等15家中外企業與上海市電力公司簽訂了“綠色電力”購買協議，這些企業可以在產品上使用綠色電力的標志。這標志著上海綠色電力機制正式啟動，上海成為中國(乃至發展中國家)第一個啟動綠色電力機制的城市。2007年3月7日，上海市電力公司員工開始帶頭認購綠色電力，綠色電力開始向家庭推廣。但總體而言，中國的綠色電力機制尚不完善，尚未建立綠色電力憑證的交易制度。
4 總結與建議
對比中日的新能源產業，我們可以發現：日本的新能源產業技術領先、起步較早，但制度落后正制約著產業發展，逐步喪失了領導者角色；中國的技術總體落后、起步較晚，但制度正在優化，技術水平正在快速提高，新能源產業處于快速擴張期；為支持新能源產業發展，中日兩國都采取了很多類似的政策，比較而言，中國的新能源產業政策支持力度大于日本，但日本在政策執行機制方面具有一定優勢。
通過對日本新能源產業的剖析及中日對比，可以得出以下啟示與建議：
(1)保持新能源產業政策一致性，給予新能源產業發展以持續支持，以不斷提升該產業的競爭力。在這方面，日本提供了正反兩方面經驗。日本是最早對新能源產業發展進行支持的國家，并因此成為世界新能源的領跑者。但是，就在國際油價高企、全球新能源發展方興未艾的2006年，日本卻停止了對最為重要的光伏發電應用領域的補貼(背后原因包括嚴重的財政緊張、壟斷勢力的阻撓和新能源入網的技術困境等)，導致日本在生產和應用兩端很快被其他國家超越，失去了新能源產業發展的制高點。對于中國而言，目前政府出臺了多項支持新能源產業發展的政策，在風電應用、太陽能熱水器普及、光伏發電設備制造及生物質能等領域，這些政策取得顯著的成績。借鑒日本的經驗教訓，中國應保持這些政策的連續性。
(2)推進整個能源行業的市場化改革，特別是能源價格形成機制改革，為新能源產業發展營造良好的經濟基礎。在日本，新能源產業之所以能較早取得快速發展的成績，與這個國家20世紀80年代啟動的能源市場化改革有著緊密關系。雖然現在日本在電力等領域還存在著一定的區域壟斷，但日本的能源產業基本實現了自由化。并且，在那些壟斷領域，不同能源品種(如電力和燃氣)之間較強的替代關系、日本市民社會的氛圍等也在一定程度上限制了壟斷力量。市場化的價格(日本的家庭生活用電價格是中國的3倍以上)使得新能源產業有可能在政府支持下獲得快速發展。在我國，由于地區之間、城鄉之間、城市不同群體之間存在顯著差異，由于既得利益制造的重重阻力，目前的市場化改革仍處于初期階段，只有加快這一改革，新能源產業發展才能獲得持久的制度支撐和生命力。
