推進風電、光伏發電平價上網是實現能源轉型的重要舉措。近日，國家發展改革委、國家能源局公布《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》（以下簡稱《通知》），明確八項措施，推進建設不需要國家補貼執行燃煤標桿上網電價的風電、光伏發電平價上網試點項目和上網電價低于燃煤標桿上網電價的低價上網試點項目（兩類項目以下統稱為“平價項目”）。國家發展改革委能源研究所研究員時璟麗就此接受本刊記者專訪，分析了政策亮點、政策加快落地需克服的困難及其影響。

 

（來源：微信公眾號“能源研究俱樂部” ID：nyqbyj 作者：鄭徐光）

 

 

時璟麗：

 

出臺《通知》是為了更好促進新能源發電進一步降低成本。當前可再生能源平價上網項目還比較少，國家能源局采取多種措施予以支持。成為平價上網項目，前置條件有兩個，一是電網具備消納條件，二是具有較好經濟性優勢。在風、光資源條件好，燃煤發電標桿上網電價相對高的地區容易出現平價上網項目；如果僅僅資源條件好，而煤電電價比較低，那么資源條件要特別好，比如風電年等效利用小時數在3000小時以上，才有可能實現平價。光伏發電項目在上網側平價目前還很難，但光伏投資成本下降很快，或許再過一兩年可以實現平價上網。

 

 

時璟麗：

 

我認為，從提高項目經濟性角度，主要有三條：

 

一是對于集中式試點項目，執行不少于20年的固定電價收購政策?！锻ㄖ访鞔_，省級電網企業承擔收購平價上網項目和低價上網項目的電量收購責任，按項目核準時國家規定的當地燃煤標桿上網電價與風電、光伏發電項目單位簽訂長期固定電價購售電合同，合同期限不少于20年。我國自實施可再生能源標桿電價政策以來沒有嘗試過這一模式，電網企業很少簽訂這么長時間的購電合同（PPA）。而且我國幾大電網企業對合同的執行力幾乎是最好的，合同違約風險低，這有利于降低平價項目開發企業特別是民營開發企業的融資難度。對于銀行及其他金融機構而言，如果平價項目沒有這一政策，而采用電價隨行就市，比如在電力市場中競價，那么電價可能比固定的合同價格低，項目在未來二十年不能形成穩定的收益預期，這就是很大的風險，所以金融機構要么提高貸款的門檻，要么提高貸款的利率。但執行長期固定電價PPA制度，為開發企業提供一個清晰、穩定、可預測的盈利預期，項目風險降低，那么開發企業從金融機構獲得的金融產品成本也會相應降低。在國外，美國也采用長期PPA制度，英國則采用差價合約（CfD）機制，差價合約機制是通過競價形成合約價格，可再生能源電力參與電力市場，并采用雙邊溢價方式執行合約價格，最后執行的價格也類似于長期的PPA。

 

二是對于分布式發電市場化交易試點項目，免交未涉及的上一電壓等級的輸電費，并且減免政策性交叉補貼。分布式發電項目如果是替代一般工商業和大工業用電，目前成本下實際不需要補貼就可以盈利，如果不具備較高比例的自發自用條件，但能夠與這樣的用戶進行直接交易，通過免交未涉及電壓等級輸電費和減免交叉補貼等措施，也可具備無補貼條件。

 

三是鼓勵通過綠證獲得收益?！锻ㄖ访鞔_，平價上網項目可通過綠證交易獲得合理收益。可能有一些資源條件比較好、成本相對有競爭力的平價項目能夠做到不賠或者是微利，如果通過綠證每千瓦時電量能多收益幾分錢，這對項目收益率的影響其實很大。這需要開發企業認真測算。因此，相對于享受國家補貼的可再生能源項目，未來平價項目出售綠證的量相對會更大。

 

從政策創新性角度看，相對新的政策主要是執行長期PPA制度、降低“過網費”和減免交叉補貼、實施綠證制度和“雙控”考核制度，其他的比如避免地方不合理收費、電網企業建設接網工程、全額保障性收購、創新金融支持方式等政策，在既往政策中也是明確的，對于平價項目則是再次強化。

 

 

時璟麗：

 

可能有幾方面的問題需要克服。一是分布式項目市場化交易問題。分布式平價項目單位與用電單位直接達成電力交易，但如果項目電量不能全部參與市場交易，余電只能賣給電網，項目收益會受影響。目前分布式發電市場化交易進展低于預期。但此次平價分布式風光試點項目跟之前的分布式市場化交易項目有些不一樣，之前的分布式發電項目只是降低國家補貼水平，其“過網費”標準確定方式不止一種，容易產生爭議。此次通知中的試點項目不享受國家補貼，而且裝機量也是可預期的，電網企業應支持創新機制，更好促進政策落地。

 

二是綠證市場建設問題。綠證在我國是自愿交易，目前國內市場還沒發展起來，目前全國采購綠證數量不到3萬個，并且由于綠證替代國家電價補貼的定位，造成綠證價格比較高，風電一般在0.2元/千瓦時左右，光伏發電在0.5~0.6元/千瓦時，環保意識高的居民家庭一年買兩三個綠證，還可以承受。對于普通老百姓、企業來說，其購買積極性會大受影響。歐洲也有自愿綠證系統，價格大約為0.2~0.3歐分/千瓦時，約合人民幣兩分錢左右，無論是個人還是企業，購買的積極性都很高。個人預期平價項目的綠證價格可能比較低，可以對自愿綠證市場起到激活作用。此外，如果我國可再生能源配額機制正式實施，達不到配額要求，企業完成配額的一個渠道是購買綠證，這會進一步擴大綠證市場。

 

三是交易市場不規范問題。目前各地電力市場在建設和推進中，但對于可再生能源仍有不規范做法存在，如部分地方通過行政干預市場交易，指定可再生能源與用戶直接交易的價格或者強行降價，都會影響收益預期。

 

 

時璟麗：

 

我國交叉補貼難以計算，中東部可能偏高，不同電壓等級、不同地區不一樣。如果算清楚交叉補貼要花較長時間，那么政策的時效性會打折扣，所以提出減免方式，即可以設定一個減少的具體水平，更具有操作性。此外，“免交未涉及的上一電壓等級的輸電費”也是采用了簡單的“價差法”，便于操作。

 

 

時璟麗：

 

我國風電、光伏發電成本下降的趨勢跟國際基本一致，特別是光伏發電，因為我國光伏產品從硅料到組件供應全球一半以上的市場。價格機制的調整也與國際趨勢一致，比如，我國光伏發電自2016年、集中式風電自2019年全面實行競爭配置和確定電價，國外競爭拍賣和招標的應用也越來越普遍。平價方面，在印度、智利、巴西、墨西哥等資源很好的地區，光伏發電和風電等已經成為成本最有競爭力的電源，中東阿聯酋的光伏發電招標價格低于3美分/千瓦時?？傮w上，我國在招標競價方面跟國際趨勢基本同步，實行平價上網機制的步伐比較靠前，而且為了能夠達到平價，我國出臺了很多有操作性的支持政策。

 

 

 

以光伏發電電價水平為例，2018年5月31日起我國一、二、三類資源區新建光伏電站的標桿電價每千瓦時分別降到0.5元、0.6元、0.7元，電價水平在國際上不高不低。國際上一般按照7%投資回報率測算平準化成本，國際可再生能源署統計數據庫中的2017年光伏發電平準化度電成本（LCOE）是10美分/千瓦時，約折合人民幣0.6~0.7元/千瓦時，但這是2017年的平均水平，當年的招標電價則要低于這一水平，而2017年我國光伏發電三類電價資源區標桿電價為每千瓦時0.65元、0.75元和0.85元。當年，印度招標電價最低為3.8美分/千瓦時，普遍在4～5美分/千瓦時；墨西哥中標電價低至1.77美分/千瓦時，即使加上可再生能源綠色電力證書收益（約3美分/千瓦時），光伏發電項目實際收益也僅折合人民幣0.3元/千瓦時左右；德國跟我國第三類資源地區條件相類似，2018年招標電價在5歐分/千瓦時以內，折合約6美分/千瓦時。當前，如果是非招標電價項目，價格可能略高一些。

 

2018年全球比較新的招標電價，全球平均約5美分/千瓦時，約合人民幣0.3元/千瓦時。如果按照2018年下半年光伏組件2元/瓦的水平，我國光伏發電度電成本還有0.1~0.15元的降價空間。2019年我國光伏標桿電價預期會進一步下降，降多少需要等待政策規定。

 

 

時璟麗：

 

《通知》明確，平價項目需要有電網消納條件和滿足國家風電、光伏發電年度監測預警等要求，具體裝機增長規模難以預期。個人認為，2019年項目申請會比較積極，項目建設最快要到二季度甚至下半年開始，因為地方要花一定時間組織項目。此外還要考慮由于風電建設周期相對長，光伏項目建設周期相對短，但開發企業可能會等待組件價格進一步下降，2020年平價項目裝機增加量可能較大。

 

原文首發于《電力決策與輿情參考》2019年1月18日第3期