新能源平價上網政策終于在小寒之際給期盼已久的業界吹來了一股和暖的春風。1月9日，國家發改委、國家能源局發布了《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》（簡稱《通知》）指出，隨著風電、光伏發電規模化和技術快速進步，在資源優良、建設成本低、投資和市場條件好的地區，已基本具備與燃煤標桿上網電價平價（不需要國家補貼）的條件。同時，從電價補貼、電量交易等多個方面，明確了對光伏、風電平價上網的支持。

 

 

作為2019年出臺的第一個關于支持風電、光伏發展的政策，《通知》為新能源帶來了增量市場，加快推進平價上網項目成為風電、光伏建設新增量，加速新能源成本下降，提升無補貼項目投資收益，逐步擴大平價上網區域范圍，加快全面平價上網進程，極大提振了行業的信心。有專家認為，風電、光伏有望告別政策補貼依賴，“跑步”進入平價上網時代。如何推動可再生能源技術進步、提升市場競爭力、探索風電和光伏發電高質量發展，已成為新階段的關鍵話題。近日，本刊記者就相關問題采訪了大唐新能源研究院發展研究中心主任辛克鋒。

 

 

2017年8月，國家能源局在河北、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆五省區啟動了共70萬千瓦的風電平價上網示范項目，目前正在穩步推進建設。2018年3月，國家能源局復函同意烏蘭察布風電基地規劃，一期建設600萬千瓦，不需要國家補貼。同時，光伏領跑者項目招標確定的上網電價已經呈現出與煤電標桿電價接近的趨勢。為積極推動風電、光伏發電高質量發展，促進行業早日擺脫補貼依賴，探索全面平價上網后的政策措施經驗，在前期試點項目基礎上，《通知》文件應運而生。

 

據國家發展改革委統計，截至2018年底，全國風電、光伏裝機達到3.6億千瓦，占全部裝機比例近20%。風電、光伏全年發電量6000億千瓦時，占全部發電量接近9%。新能源補貼方面，記者獲悉，除西藏地區地面項目外，各類項目的補貼退坡超過40%，三類資源區集中式電站招標上限電價分別為0.4、0.45、0.55元/千瓦時。

 

“十三五”以來，我國可再生能源裝機規模持續擴大，技術水平不斷提高，開發建設成本持續降低。據統計，2017年投產的風電、光伏電站平均建設成本比2012年降低了20%和45%。在可再生能源消納狀況持續好轉的環境下，項目經濟性穩步提升，為國家補貼退坡、緩解補貼資金壓力創造了有利條件。

 

推動平價（低價）上網項目并非立即對全部風電、光伏發電新建項目取消補貼，現階段的無補貼平價（低價）上網項目主要在資源條件優越、消納市場有保障的地區開展。“目前，在資源條件優良、建設成本低、投資和市場條件好的地區，風電、光伏發電成本已達到燃煤標桿上網電價水平，具備了不需要國家補貼平價上網的條件。” 辛克鋒指出。

 

記者在采訪中獲悉，受益于主機設備價格下降、技術進步及項目開發經驗提升的驅動，陸上風電成本穩步下降，光伏發電成本也顯著降低。與2010年相比，風電、光伏度電成本均有較大幅度下降。辛克鋒認為，未來風電、光伏度電成本的變化主要是受非技術因素的影響，與風電相比，光伏度電成本下降潛力更大。

 

風電、光伏的非技術因素影響“平價上網”早已成行業共識。風電、光伏融資利率水平過高、非技術成本等因素延緩了補貼的退坡速度。辛克鋒告訴記者，隨著相關利好政策的陸續出臺以及電網適應能力、技術水平的提高，新能源的發展會擺脫非技術因素的限制，未來會逐步由輔助能源轉變為替代能源。

 

只有在利用小時數有保障、各項成本有效降低的情況下，風電才可以實現平價上網目標。光伏可以實現與電網銷售電價同價目標，但其成本仍顯著高于當地煤電成本。保障利用小時數、降低投資成本、金融和技術創新是提升風光發電經濟性的重要途徑。

 

在當前的技術成本條件下，新能源平價上網項目大規模建設，還面臨消納和市場化交易降價等壓力，即電量和電價如何得到有效的保障。“需要去除地方非技術成本、解決土地利用、落實全額保障收購（發電權交易）、長期電價保障。” 辛克鋒指出。

 

 

最新數據顯示，2018年，全國光伏發電量1775億千瓦時，同比增長50%。新增裝機4426萬千瓦，僅次于2017年新增裝機，為歷史第二高。2018年，全國風電棄風電量277億千瓦時，同比減少142億千瓦時，全國平均棄風率為7%，同比下降5個百分點，繼續實現棄風電量和棄風率“雙降”。

 

種種跡象表明，2019年風電、光伏的政策風向標十分明確。業界也均預測，今年將出現大批無補貼項目并網發電。“成本降低、平價上網，將使新能源行業由政策補貼驅動向市場驅動轉變。” 辛克鋒表示。

 

記者了解到，雖然《通知》沒有直接給予電價補貼，但并不意味著國家扶持力度的減弱。《通知》提出的一系列支持措施，重點是做到“四個保障”。一是保障上網。在項目規劃階段，省級能源主管部門要督促電網企業加快建設接網工程，做好項目接網方案和消納條件的論證工作，保障項目建成后能夠及時并網運行。二是保障合同。平價上網項目由電網企業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不少于20年的長期固定電價購售電合同。平價上網項目和低價上網項目均由電網企業保障好優先發電和全額保障性收購，同時鼓勵平價上網項目通過綠證交易獲得合理收入，完善支持就近消納的輸配電價政策。三是保障消納。省級電網企業承擔電量收購責任，保障平價（低價）上網項目的消納。四是保障環境。在確保完成全國能耗“雙控”目標條件下，對各地區超出規劃部分可再生能源消費量不納入其能源消耗總量和強度“雙控”考核。

 

對于新能源企業，以及整個新能源行業來說，如何應對目前的政策環境，實現由補貼依賴向平價轉變？“保障消納、鎖定20年電價、發電權交易、綠證交易、電網接入保障、優化投資環境等，這些利好政策將極大提升市場信心。” 辛克鋒認為。

 

充分利用市場機制挖掘消納空間，進一步提高可再生能源項目增量發電能力。落實政府計劃的配額制與可再生能源證書市場交易制度相結合，可有機地統籌政府規劃與市場效率，是促進可再生能源發展的變革性機制，有利于促進可再生能源發電成本的降低，加快可再生能源補貼退坡速度。

 

在去補貼的背景下，風電、光伏企業將面臨短期“陣痛”，但對行業長期發展將形成利好。從消費端看，無補貼平價上網的風電、光伏將進一步降低用戶端電價，有利于進一步提高清潔能源在能源消費總量的比重；從生產端看，無補貼平價上網政策有助于加快推進風電、光伏電站建設，也有助于倒逼發電企業不斷改進生產技術，從而進一步推動風電、光伏等清潔能源發電成本不斷降低，實現良性循環，并且，企業也可借此擴大市場份額。如今，不少新能源企業正在謀轉變求發展。

 

辛克鋒指出，利用大數據等手段進行精確的資源評估；定制化主機設備選型；數字化場站設計、施工及運維；推進智能設備、智慧場站技術應用；優化設計，降低度電成本，這些都是新能源企業增強自身競爭能力，適應市場變化的有效舉措。

 

 

在國家政策紅利的刺激下，我國風電行業市場實現規模爆發式增長，同時面臨市場競爭、電價退坡、棄風限電、補貼拖欠等挑戰。盡管如此，如今風電發展進入新時期，風電平價上網“超預期”加速到來已是業界共識。

 

記者在采訪中了解到，經過30年的發展，我國風電產業已經長大，2018年風電度電成本有的低至0.2～0.3元／千瓦時，較多年前0.8元／千瓦時的水平降了一半還多，已經具備了與火電等傳統能源競爭的能力。并且，在電價退坡下降的大趨勢下，平價上網將是風電行業不得不面對的一個現實。

 

在降成本、補貼退坡的背景下，推動風電等可再生能源平價上網已成為當前行業發展的迫切任務。那么，如何推動風電行業盡快擺脫對財政補貼的依賴，快步實現平價上網？如何拓展風電產業新的發展空間呢？

 

對于風電產業未來的發展空間，辛克鋒認為，分散式風電和海上風電正在成為風電行業未來新的增長點。他告訴記者，“分散式風電從電網角度看，主要特點是接入電壓等級為110千伏及以下，并在110千伏及以下電壓等級內消納，不向上一級電壓等級電網反送電。分散式風電裝機容量不能超過所接入電網最低負荷，這實際就是一種分布式電源的概念，實現就地消納。對分散式風電的前景比較看好，它具有投資少、商業模式靈活、就地消納等優勢。”

 

目前，我國分散式風電發展逐步升溫，被業內視為風電規模化發展的重要力量。據悉，2018年，國家相關部門陸續發布了多項支持分散式風電開發的文件，地方政府也相繼出臺了分散式風電的發展規劃。根據規劃，2018～2020年，僅河南、河北、山西三省分散式風電建設規模就已超7吉瓦。有機構預計，到2020年，我國分散式風電裝機將達到20吉瓦，年增長率在100%以上。

 

“建設集中式還是分散式風電，需要考慮土地資源、接入條件、電網負荷、運維管理模式等各種因素，分散式是集中式的補充。分散式就地消納降低了電能輸送成本，對電網是有益的。而分散式風電能否實現平價與資源情況、接入條件、負荷消納、土地利用、融資方式等相關，實現平價上網還需要一定時間。此外，對于分散式風電，電網適應性指標應與集中式有所不同，可適當降低最低負荷容量限制，支持分散式風電發展。” 辛克鋒認為。

 

與此同時，我國海上風電也正迅速崛起。2018年上半年我國海上風電市場不斷成長，海上風電建設活動顯著提速，海上風電項目公開招標規模同比增長超過20%。隨著海上風電相關政策的不斷完善以及大容量海上機組、基礎和海工等技術進步帶來建設成本的進一步下降，“十三五”期間海上風電市場有望持續向好。據悉，目前已經完成了近300萬千瓦的裝機容量，照此發展速度，到2020年，完全可以完成500萬千瓦裝機、開工建設1000萬千瓦的“十三五”規劃目標。

 

目前，我國風電在全部發電量中的占比接近5%，還沒達到10%，距離國際先進水平仍有較大差距。各種可再生能源形式要結合起來，實現多能互補，更好地加強合作。在經濟發達地區、電力負荷強的地區和沿海地區，通過分布式系統把風能、太陽能、生物質能等緊密結合起來，應用智能化、信息化技術建立多能互補的分布式能源系統。

 

未來風電產業的發力點，是技術升級引領，是比電量、拼質量。數字化、智能化等創新技術的應用，將有效提高風電產品開發以及運營維護的效率和質量，有利于降低度電成本，為風電行業可持續發展提供重要支撐。

 

 

《通知》提出，鼓勵平價上網項目通過綠證交易獲得合理收入，作為新能源企業的合理補償，綠證制度應該如何與配額制以及市場機制有效銜接？

 

辛克鋒認為，配額制與綠證制度的配合應從兩方面展開：一是強化配額考核，提高綠色證書市場的有效性。嚴格科學地配額考核機制，是促進配額承擔主體遵循配額制的有效手段，考核的力度至少應大于購買綠色證書的成本，使不履行配額義務的成本高于履行配額義務的成本。二是加強政策與機制的協同建設。配額制能夠為新能源發展“兜底”，而綠證交易在一定程度上可以引導產業發展，需要協同推進建設。目前的綠證交易還處于“自愿認購”階段，需要制定有效的監督機制,促使配額承擔主體履行義務。

 

同時，在配額制與市場機制有效銜接上，辛克鋒指出，一是平價上網與綠證交易同步推進。隨著平價上網政策的全面實施，新建的風電、光伏項目不再享受補貼電價政策，綠證為可再生能源發展提供市場的靈活性，以綠證交易替代部分補貼，使新能源發電企業通過市場化交易手段提高收益。

 

二是提高責任主體市場參與度。從配額制征求意見稿來看，由最初的完全的處罰變為獎優罰劣相結合，對于責任主體而言，完成配額制的動力將更大。

 

三是減少政府干預，發揮市場作用。在配額制政策框架下，地方政府和開發企業可以根據自身的資源條件和技術優勢自主選擇成本最低的方式來完成配額，避免了人為設置分品種的發展目標和年度指標與實際需求不符合的矛盾，也確保了系統總成本最小。

 

四是激發消費側的主觀能動性。配額制征求意見稿中提到“售電企業和電力用戶協同承擔配額義務”，對售電公司規定所售電量中的可再生能源消納比重，售電公司必須去購買新能源電力并且必須把它賣給用戶，實現這一前提是確保新能源電能夠優先發出來，使得用戶側消納的責任比較清晰，積極性比較高，這就能有效解決新能源“重建輕用”的問題。這不僅有利于本省內新能源電力的最大化消納，還將促進跨區域的調度，對可再生能源電力過剩省份的電力消納同樣有較大幫助。

 

“執行‘多主體強制配額+可再生能源證書交易制度’，配額約束，市場增效——這是切實可行的有效途徑。” 辛克鋒表示。

 

新能源行業要獲得可持續發展，還得依靠技術和商業模式的創新，以及融資模式、建設模式和運營模式的創新。在競價上網新的形勢下，新能源行業發展需要以新一輪變革為契機，創新和發展新的經營模式，在平價上網時代的能源和電力市場贏得新的發展空間。通過全產業鏈技術創新和合作，推進以信息化、數字化為依托的產業鏈升級，提升產品質量和智能化水平，降低成本，提升產業生態的競爭力。

 

“從政策角度看，配額制、綠證、發電權交易、跨區域送電、棄風供熱、調峰電價補償、直供電等政策，都將有利于新能源消納；從技術角度看，多能互補、智能微網、儲能技術等將有利促進新能源消納。” 辛克鋒表示。

 

版權聲明

 

本文刊載于《中國電力企業管理》2019年01期，作者系本刊記者。

 

原標題:如何實現后補貼時代新能源高質量發展