石油、煤炭等傳統(tǒng)能源的發(fā)展主要取決于供給端,需求端基本穩(wěn)定,所以供給側(cè)改革、OPEC+聯(lián)合減產(chǎn)都能夠直接的改變傳統(tǒng)能源價(jià)格。風(fēng)電、光伏等新能源的發(fā)展則受供給、需求兩方面的影響,而影響新能源供需的因素主要是政策、技術(shù)和成本。隨著技術(shù)的進(jìn)步、規(guī)模效應(yīng)的凸顯,新能源的發(fā)電成本逐步降低,在部分地區(qū)已經(jīng)能夠?qū)崿F(xiàn)與火電平價(jià)。當(dāng)前風(fēng)電已經(jīng)開始競(jìng)價(jià)上網(wǎng),光伏競(jìng)價(jià)上網(wǎng)政策也即將出臺(tái),新能源市場(chǎng)上將出現(xiàn)存量補(bǔ)貼市場(chǎng)和增量平價(jià)市場(chǎng)并存的格局。
一、新能源運(yùn)行情況
1.全球風(fēng)、光市場(chǎng)穩(wěn)定,中國(guó)依舊領(lǐng)跑
風(fēng)電回暖,穩(wěn)步增長(zhǎng)。根據(jù)世界風(fēng)能協(xié)會(huì)(WWEA)的最新初步數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì),2018年全球新增53.9GW的風(fēng)電裝機(jī),相比于2017年(52.55GW)有微弱增長(zhǎng),中國(guó)以25.9GW繼續(xù)大幅度領(lǐng)跑(注:該數(shù)據(jù)與國(guó)家能源局發(fā)布的略有出入),遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于第二名美國(guó)的7.6GW。2018年全球風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)首次突破600GW大關(guān),所發(fā)電量占全球電力需求的6%。世界海上風(fēng)能論壇(WFO)發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示,2018年全球海上風(fēng)電裝機(jī)容量達(dá)到5GW,創(chuàng)造了新增裝機(jī)容量的紀(jì)錄。截至2018年底,海上風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)容量增至22GW。
2018年亞洲、南美和非洲部分國(guó)家風(fēng)電表現(xiàn)搶眼,比如中國(guó)、印度、巴西等國(guó),而歐洲風(fēng)電市場(chǎng)出現(xiàn)下滑,包括德國(guó)、英國(guó)、西班牙、法國(guó)和意大利。中國(guó)扭轉(zhuǎn)了2017年新增裝機(jī)緩慢的頹勢(shì),回到了高速發(fā)展的軌道,總裝機(jī)達(dá)到了221GW。中國(guó)成為首個(gè)躋身風(fēng)電裝機(jī)200GW俱樂部的國(guó)家,并再一次扮演了全球風(fēng)電救世主的角色,將第二名美國(guó)遠(yuǎn)遠(yuǎn)甩在身后。正在和中國(guó)進(jìn)行貿(mào)易戰(zhàn)的美國(guó)隊(duì)在風(fēng)電領(lǐng)域相比則遜色不少,總裝機(jī)目前還不到中國(guó)的二分之一,剛剛超過100GW,這和美國(guó)在規(guī)劃國(guó)家氣候和能源目標(biāo)上的雄心有所背離。緊隨中國(guó)和美國(guó)排在第三位的是德國(guó),其后是印度(2.1GW),英國(guó)、巴西(1.7GW)和法國(guó)。
光伏受中國(guó)政策影響,整體裝機(jī)略降。根據(jù)歐洲貿(mào)易機(jī)構(gòu)Solar Power Europe發(fā)布的數(shù)據(jù),2018年全球新增太陽能發(fā)電容量為104.1GW。中國(guó)仍是全球最大的光伏市場(chǎng),但是受國(guó)內(nèi)531新政影響,全年新增裝機(jī)44GW,低于去年的裝機(jī)量(53GW)。但新興市場(chǎng)的強(qiáng)勁發(fā)展彌補(bǔ)了中國(guó)市場(chǎng)的暫時(shí)放緩。歐盟通過取消太陽能電池板的雙反措施為太陽能增長(zhǎng)奠定了基礎(chǔ),并通過清潔能源方案立法為太陽能提供了正確的框架。2018年歐洲安裝了約11GW的太陽能,其中歐盟國(guó)家約占8GW。
2.中國(guó)風(fēng)、光由高速發(fā)展轉(zhuǎn)向穩(wěn)步發(fā)展
我國(guó)風(fēng)電、光伏等新能源規(guī)模持續(xù)擴(kuò)大,技術(shù)進(jìn)步不斷加快,發(fā)電成本大幅下降。截至2018年底,全國(guó)風(fēng)電、光伏裝機(jī)達(dá)到3.6億千瓦,占全部裝機(jī)比例近20%。風(fēng)電、光伏全年發(fā)電量6000億千瓦時(shí),占全部發(fā)電量接近9%。
大力發(fā)展可再生能源,有效應(yīng)對(duì)氣候變化,促進(jìn)能源清潔低碳轉(zhuǎn)型已成為全球廣泛共識(shí),我國(guó)也明確提出了非化石能源發(fā)展的階段性目標(biāo)。我國(guó)太陽能資源豐富,分布廣泛,具有大規(guī)模開發(fā)的資源條件和產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ),發(fā)展光伏產(chǎn)業(yè)對(duì)調(diào)整能源結(jié)構(gòu)、推進(jìn)能源生產(chǎn)和消費(fèi)革命、促進(jìn)生態(tài)文明建設(shè)具有重要意義。
近年來,在《可再生能源法》和一系列政策措施的推動(dòng)下,我國(guó)光伏產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展,技術(shù)進(jìn)步明顯,應(yīng)用規(guī)模迅速擴(kuò)大,已建裝機(jī)自2015年起已穩(wěn)居世界第一,在我國(guó)能源轉(zhuǎn)型中發(fā)揮著越來越大的作用。但與此同時(shí),與化石能源相比,光伏發(fā)電仍存在建設(shè)成本高、市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力不強(qiáng)、補(bǔ)貼需求不斷擴(kuò)大等問題,成為制約我國(guó)光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的重要因素。
針對(duì)以上問題,根據(jù)國(guó)家創(chuàng)新驅(qū)動(dòng)發(fā)展戰(zhàn)略精神,支持先進(jìn)技術(shù)研發(fā)和推廣應(yīng)用,2015年國(guó)家能源局聯(lián)合有關(guān)部門提出了實(shí)施光伏發(fā)電“領(lǐng)跑者”計(jì)劃和建設(shè)領(lǐng)跑基地,通過市場(chǎng)支持和試驗(yàn)示范,以點(diǎn)帶面,加速技術(shù)成果向市場(chǎng)應(yīng)用轉(zhuǎn)化和推廣,加快促進(jìn)光伏發(fā)電技術(shù)進(jìn)步、產(chǎn)業(yè)升級(jí),推進(jìn)光伏發(fā)電成本下降、電價(jià)降低、補(bǔ)貼減少,最終實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。
風(fēng)電方面:2018年,我國(guó)風(fēng)電新增并網(wǎng)容量2033萬千瓦,累計(jì)并網(wǎng)1.84億千瓦。全年上網(wǎng)電量3570億千瓦時(shí),全年風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)2103小時(shí),同比增加153小時(shí)。隨著開發(fā)技術(shù)和產(chǎn)業(yè)鏈實(shí)力的持續(xù)進(jìn)步,我國(guó)海上風(fēng)電穩(wěn)妥推進(jìn)。2018年,海上風(fēng)電新增裝機(jī)容量116萬千瓦,累計(jì)達(dá)到363萬千瓦。大功率風(fēng)電機(jī)組已成為海上風(fēng)電未來的發(fā)展方向。
2018年全國(guó)風(fēng)電平均利用小時(shí)數(shù)2095小時(shí),同比增加147小時(shí);全年棄風(fēng)電量277億千瓦時(shí),同比減少142億千瓦時(shí),平均棄風(fēng)率7%,同比下降5個(gè)百分點(diǎn),棄風(fēng)限電狀況明顯緩解。2018年,全國(guó)風(fēng)電平均利用小時(shí)數(shù)較高的地區(qū)是云南(2654小時(shí))、福建(2587小時(shí))、上海(2489小時(shí))和四川(2333小時(shí))。2018年,棄風(fēng)率超過8%的地區(qū)是新疆(棄風(fēng)率23%、棄風(fēng)電量107億千瓦時(shí)),甘肅(棄風(fēng)率19%、棄風(fēng)電量54億千瓦時(shí)),內(nèi)蒙古(棄風(fēng)率10%、棄風(fēng)電量72億千瓦時(shí))。三省(區(qū))棄風(fēng)電量合計(jì)233億千瓦時(shí),占全國(guó)棄風(fēng)電量的84%。
光伏方面:受531新政影響,2018年光伏發(fā)電新增裝機(jī)4426萬千瓦,僅次于2017年新增裝機(jī),為歷史第二高。其中,集中式電站和分布式光伏分別新增2330萬千瓦和2096萬千瓦,發(fā)展布局進(jìn)一步優(yōu)化。到12月底,全國(guó)光伏發(fā)電裝機(jī)達(dá)到1.74億千瓦,其中,集中式電站12384萬千瓦,分布式光伏5061萬千瓦。
2018年,全國(guó)光伏發(fā)電量1775億千瓦時(shí),同比增長(zhǎng)50%。平均利用小時(shí)數(shù)1115小時(shí),同比增加37小時(shí);光伏發(fā)電平均利用小時(shí)數(shù)較高的地區(qū)中,蒙西1617小時(shí)、蒙東1523小時(shí)、青海1460小時(shí)、四川1439小時(shí)。
2018年,全國(guó)光伏發(fā)電棄光電量同比減少18億千瓦時(shí),棄光率同比下降2.8個(gè)百分點(diǎn),實(shí)現(xiàn)棄光電量和棄光率“雙降”。棄光主要集中在新疆和甘肅,其中,新疆(不含兵團(tuán))棄光電量21.4億千瓦時(shí),棄光率16%,同比下降6個(gè)百分點(diǎn);甘肅棄光電量10.3億千瓦時(shí),棄光率10%,同比下降10個(gè)百分點(diǎn)。
從各省的新增裝機(jī)情況來看,2018年光伏新增裝機(jī)集中在河北、江蘇、山東、浙江等東部區(qū)域。這主要是得益于分布式光伏的發(fā)展。2018年全國(guó)集中式電站和分布式光伏分別新增2330萬千瓦和2096萬千瓦,分布式基本上占據(jù)了半壁江山。
截止2018年底,全國(guó)光伏發(fā)電裝機(jī)達(dá)到1.74億千瓦,其中,集中式電站12384萬千瓦,分布式光伏5061萬千瓦。
全國(guó)十大太陽能發(fā)電裝機(jī)省份分別是:山東1361萬千瓦、江蘇1332萬千瓦、河北1234萬千瓦、浙江1138萬千瓦、安徽1118萬千瓦、新疆992萬千瓦、河南991萬千瓦、青海962萬千瓦、內(nèi)蒙古946萬千瓦、山西864萬千瓦。
二、補(bǔ)貼激勵(lì)政策回顧
1.國(guó)外激勵(lì)政策
在全球能源轉(zhuǎn)型的浪潮下,清潔能源被寄予厚望,特別是近年來沖勁十足的光伏產(chǎn)業(yè)。但技術(shù)實(shí)現(xiàn)的難度也決定了光伏等可再生能源在向普惠能源過渡的階段離不開一定的扶持。
以全球光伏熱潮的起源地歐洲為例。2000年左右,德國(guó)率先實(shí)施“上網(wǎng)電價(jià)”法,要求電網(wǎng)公司以40~50歐分/千瓦時(shí)的電價(jià)全額收購(gòu)光伏電量,該政策的實(shí)施大大拉動(dòng)了德國(guó)國(guó)內(nèi)光伏市場(chǎng),連續(xù)多年安裝量居世界第一。繼德國(guó)之后,歐洲其他國(guó)家均開始實(shí)施“上網(wǎng)電價(jià)”法。2007~2008年,歐洲光伏市場(chǎng)占據(jù)全球光伏市場(chǎng)的80%。
歐洲之外,美、日等各國(guó)的光伏產(chǎn)業(yè)起步均伴隨著政府的激勵(lì)政策,或是一定的上網(wǎng)電價(jià),或是固定補(bǔ)貼,或是凈計(jì)量、財(cái)稅優(yōu)惠等,均可統(tǒng)一稱為補(bǔ)貼政策。
2.我國(guó)光伏激勵(lì)政策
我國(guó)風(fēng)電、光伏產(chǎn)業(yè)也不例外,他們的發(fā)展均受到各種政策的激勵(lì)和補(bǔ)貼。下面僅以光伏為例,回歸我國(guó)光伏激勵(lì)政策的發(fā)展歷程。自2006年1月1日起正式施行的《中華人民共和國(guó)可再生能源法》立規(guī),電網(wǎng)公司應(yīng)按合理的上網(wǎng)電價(jià)全額收購(gòu)可再生能源電量,超出常規(guī)能源上網(wǎng)電價(jià)的部分,附加在銷售電價(jià)中分?jǐn)偅ê笱葑優(yōu)榭稍偕茉措妰r(jià)附加)。
截至2018年底,我國(guó)光伏累計(jì)裝機(jī)達(dá)174GW。自2018年回溯至2008年,十年時(shí)間可謂我國(guó)光伏產(chǎn)業(yè)壯大及裝機(jī)飆升的“黃金十年”,在此,光伏補(bǔ)貼政策也大致歷經(jīng)了從核準(zhǔn)電價(jià)到標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)及度電補(bǔ)貼的四個(gè)階段。
第一階段:2008年:核準(zhǔn)電價(jià)
2006年之前,我國(guó)光伏終端市場(chǎng)建設(shè)主要是由政府主導(dǎo)建設(shè)的示范性項(xiàng)目,包括“西藏?zé)o電縣建設(shè)”、“中國(guó)光伏工程”、“西藏阿里光電計(jì)劃”、“送電到鄉(xiāng)工程”以及“無電地區(qū)電力建設(shè)”等。
2007~2008年,國(guó)家發(fā)改委分批次核準(zhǔn)了4個(gè)項(xiàng)目,其中上海兩個(gè)、寧夏和內(nèi)蒙古各一個(gè),核準(zhǔn)電價(jià)為4元/千瓦時(shí),這也是我國(guó)商業(yè)化光伏電站發(fā)展的開端。
第二階段:2009年:特許權(quán)競(jìng)價(jià)和投資安裝補(bǔ)貼
2019年是中國(guó)光伏電站市場(chǎng)的開端時(shí)間。為解困中國(guó)光伏產(chǎn)業(yè)在2008年金融危機(jī)下的產(chǎn)品積壓困局,促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)技術(shù)進(jìn)步和規(guī)?;l(fā)展,2019年政府部門先后開展了特許權(quán)招標(biāo)、太陽能光伏建筑示范項(xiàng)目、金太陽工程等,并相應(yīng)配套了足夠誘惑力的財(cái)政激勵(lì)政策,擴(kuò)大國(guó)內(nèi)光伏終端市場(chǎng)。
特許權(quán)招標(biāo)競(jìng)價(jià):主要面向大型地面光伏電站。2009年和2010年國(guó)家能源局組織實(shí)施了兩批光伏電站特許權(quán)項(xiàng)目招標(biāo),中標(biāo)方式為上網(wǎng)電價(jià)低者中標(biāo)。2009年第一批次一個(gè)項(xiàng)目,即敦煌10MW光伏電站,最終中標(biāo)電價(jià)為1.09元/千瓦時(shí);2010年第二批特許權(quán)招標(biāo)項(xiàng)目,13個(gè)項(xiàng)目總規(guī)模280MW,中標(biāo)電價(jià)0.7288~0.9907元/千瓦時(shí)。
太陽能光電建筑示范:2009年,財(cái)政部印發(fā)《太陽能光電建筑應(yīng)用財(cái)政補(bǔ)助資金管理暫行辦法》的通知,補(bǔ)助資金使用范圍主要面向城市光電建筑一體化應(yīng)用、農(nóng)村及偏遠(yuǎn)地區(qū)建筑光電利用等。2009年補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為建材型、構(gòu)件型項(xiàng)目不超過20元/瓦,與屋頂、墻面結(jié)合安裝型項(xiàng)目不超過15元/瓦。2010年分別降至17元/瓦、13元/瓦;2012年為降至9元/瓦、7.5元/瓦。
不過,由于政策漏洞、監(jiān)督缺位以及與之后金太陽工程的重合,市場(chǎng)上出現(xiàn)了大量的騙補(bǔ)行為。2015年財(cái)政部下發(fā)通知,要求取消部分示范項(xiàng)目資格并追回補(bǔ)貼資金。
金太陽工程:2009年7月,財(cái)政部、科技部、國(guó)家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于實(shí)施金太陽示范工程的通知》,計(jì)劃在2~3年內(nèi),采取財(cái)政補(bǔ)助方式支持不低于500MW的光伏發(fā)電示范項(xiàng)目。而具體的補(bǔ)助范圍和金額也在接下來的2009~2012年進(jìn)行了逐年調(diào)整,見下表:
不可否認(rèn),金太陽示范工程對(duì)促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)技術(shù)進(jìn)步和規(guī)模發(fā)展發(fā)揮了積極的推動(dòng)作用。然而,由于采取事前補(bǔ)貼方式,騙補(bǔ)、以次充好等消息不絕于耳。最終,2013年政府部門下發(fā)通知金天陽示范工程不再進(jìn)行新增申請(qǐng)審批。至此,轟轟烈烈的金太陽工程正式退出中國(guó)光伏的歷史舞臺(tái)。
第三階段:2011年:光伏標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)
2010年兩批特許權(quán)招標(biāo)項(xiàng)目之后,業(yè)內(nèi)積極呼吁光伏標(biāo)桿上網(wǎng)政策的出臺(tái)。2011年8月,國(guó)家發(fā)改委下發(fā)《關(guān)于完善太陽能光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知》,正式刻下了國(guó)內(nèi)光伏標(biāo)桿電價(jià)的里程碑:
2011年7月1日以前核準(zhǔn)建設(shè)、2011年12月31日建成投產(chǎn)、尚未核定價(jià)格的光伏發(fā)電項(xiàng)目,上網(wǎng)電價(jià)統(tǒng)一核定為每千瓦時(shí)1.15元;
2011年7月1日及以后核準(zhǔn),以及2011年7月1日之前核準(zhǔn)但截至2011年12月31日仍未建成投產(chǎn)的太陽能光伏發(fā)電項(xiàng)目,除西藏仍執(zhí)行每千瓦時(shí)1.15元外,其余上網(wǎng)電價(jià)均按每千瓦時(shí)1元執(zhí)行。
第四階段:2013年~2018年:三類資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)和分布式度電補(bǔ)貼
2009~2011年,在一系列利好政策激勵(lì)下,國(guó)內(nèi)光伏終端市場(chǎng)終于開啟了進(jìn)階通道,短短三年時(shí)間年新增裝機(jī)翻了17倍之多,光伏也成為全國(guó)各地創(chuàng)收與造富的熱門產(chǎn)業(yè)。然而,起步階段的內(nèi)需市場(chǎng)自然無法一時(shí)消納彼時(shí)巨大的產(chǎn)能,“兩頭在外”的尷尬窘境依舊延續(xù)。資料顯示,當(dāng)時(shí)高純度多晶硅嚴(yán)重依賴國(guó)外進(jìn)口,而國(guó)產(chǎn)光伏電池和組件96%需出口至國(guó)外市場(chǎng)。
2011年11月9日,美國(guó)舉起“雙反”大棒,針對(duì)中國(guó)光伏產(chǎn)品的“雙反”正式進(jìn)入立案程序。2012年10月10日,美國(guó)商務(wù)部作出反傾銷、反補(bǔ)貼終裁,征收14.78%至15.97%的反補(bǔ)貼稅和18.32%至249.96%的反傾銷稅。雪上加霜的是,彼時(shí)占據(jù)中國(guó)光伏產(chǎn)品出口份額70%的歐盟市場(chǎng)仿效跟進(jìn),于2012年第四季度,對(duì)中國(guó)光伏產(chǎn)品啟動(dòng)“雙反”調(diào)查。曾經(jīng)的爆款產(chǎn)業(yè)走在了“最危險(xiǎn)的邊緣”。
破解危機(jī),國(guó)內(nèi)內(nèi)需市場(chǎng)“大躍進(jìn)”迫在眉睫。2012年底國(guó)務(wù)院下發(fā)五條措施,從產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整、產(chǎn)業(yè)發(fā)展秩序、應(yīng)用市場(chǎng)、支持政策、市場(chǎng)機(jī)制多方面扶植光伏業(yè)發(fā)展。2013年8月,作為“國(guó)五條”的細(xì)化配套政策,《關(guān)于發(fā)揮價(jià)格杠桿作用促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知》正式下發(fā),實(shí)行三類資源區(qū)光伏上網(wǎng)電價(jià)及分布式光伏度電補(bǔ)貼,由此正式催生了我國(guó)光伏應(yīng)用市場(chǎng)的“黃金時(shí)代”。
2015年底,國(guó)家發(fā)改委下發(fā)《關(guān)于完善陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)政策的通知》指出,實(shí)行風(fēng)電、光伏上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)隨發(fā)展規(guī)模逐步降低的價(jià)格政策。截至2018年,三類資源區(qū)光伏標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)共下調(diào)了四次,詳見下表:
三、政策端:推動(dòng)平價(jià)上網(wǎng)試點(diǎn)
1.補(bǔ)貼逐步退坡,力爭(zhēng)2020年實(shí)現(xiàn)平價(jià)
為支持風(fēng)電和光伏等新能源的發(fā)展,國(guó)家從2009年起實(shí)施風(fēng)電、光伏補(bǔ)貼制度,根據(jù)不同資源區(qū)設(shè)定高于當(dāng)?shù)厝济荷暇W(wǎng)電價(jià)的風(fēng)、光標(biāo)桿電價(jià)?!赌茉窗l(fā)展戰(zhàn)略行動(dòng)計(jì)劃(2014-2020年)》明確按照輸出與就地消納利用并重、集中式與分布式發(fā)展并舉的原則,加快發(fā)展可再生能源。到2020年,非化石能源占一次能源消費(fèi)比重達(dá)到15%,風(fēng)電和光伏與煤電上網(wǎng)電價(jià)相當(dāng)。標(biāo)桿電價(jià)基本上按照年度調(diào)整,逐步退坡,到2020年基本實(shí)現(xiàn)風(fēng)、光與煤電平價(jià)上網(wǎng)。
技術(shù)的進(jìn)步和風(fēng)、光規(guī)模效應(yīng)拉動(dòng)風(fēng)、光成本不斷下降,目前在部分區(qū)域風(fēng)、光均已具有平價(jià)上網(wǎng)的條件,同時(shí)國(guó)家也已經(jīng)開展了一批風(fēng)、光平價(jià)上網(wǎng)試點(diǎn)。
風(fēng)電方面:2017年8月,國(guó)家能源局在河北、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆五省區(qū)啟動(dòng)了共70萬千瓦的風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)示范項(xiàng)目,目前正在穩(wěn)步推進(jìn)建設(shè)。2018年3月,國(guó)家能源局復(fù)函同意烏蘭察布風(fēng)電基地規(guī)劃,一期建設(shè)600萬千瓦,不需要國(guó)家補(bǔ)貼。
光伏方面:光伏領(lǐng)跑者項(xiàng)目招標(biāo)確定的上網(wǎng)電價(jià)已經(jīng)呈現(xiàn)出與煤電標(biāo)桿電價(jià)平價(jià)的趨勢(shì)。山東東營(yíng)已經(jīng)開展光伏平價(jià)上網(wǎng)示范項(xiàng)目。
2.標(biāo)桿電價(jià)轉(zhuǎn)為競(jìng)價(jià)上網(wǎng),推動(dòng)行業(yè)發(fā)展
風(fēng)電已經(jīng)開始競(jìng)價(jià)上網(wǎng)。2018年5月,國(guó)家能源局發(fā)布關(guān)于2018年度風(fēng)電建設(shè)管理有關(guān)要求的通知,要求從本通知印發(fā)之日起,尚未印發(fā)2018年度風(fēng)電建設(shè)方案的省(自治區(qū)、直轄市)新增集中式陸上風(fēng)電項(xiàng)目和未確定投資主體的海上風(fēng)電項(xiàng)目應(yīng)全部通過競(jìng)爭(zhēng)方式配置和確定上網(wǎng)電價(jià)。從2019年起,各?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市)新增核準(zhǔn)的集中式陸上風(fēng)電項(xiàng)目和海上風(fēng)電項(xiàng)目應(yīng)全部通過競(jìng)爭(zhēng)方式配置和確定上網(wǎng)電價(jià)。
分散式風(fēng)電項(xiàng)目可不參與競(jìng)爭(zhēng)性配置,逐步納入分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易范圍。各?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市)能源主管部門制定的競(jìng)爭(zhēng)配置辦法應(yīng)包含項(xiàng)目方案及技術(shù)先進(jìn)性、前期工作深度、上網(wǎng)電價(jià)等競(jìng)爭(zhēng)要素。不論采取何種基于市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)的配置方式,均應(yīng)將上網(wǎng)電價(jià)作為重要競(jìng)爭(zhēng)條件,所需補(bǔ)貼強(qiáng)度低的項(xiàng)目?jī)?yōu)先列入年度建設(shè)方案。企業(yè)承諾的上網(wǎng)電價(jià)不應(yīng)高于項(xiàng)目所在區(qū)域的風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)。企業(yè)測(cè)算提出合理收益條件下的20年固定上網(wǎng)電價(jià)。
光伏正在研究競(jìng)價(jià)上網(wǎng),或即將出臺(tái)相關(guān)政策。2019年光伏新政尚未出臺(tái),但是從2月份國(guó)家能源局召開的相關(guān)企業(yè)舉行座談會(huì)以及就2019年光伏發(fā)電建設(shè)管理相關(guān)工作征求企業(yè)意見的內(nèi)容可見,今年光伏也將會(huì)采用競(jìng)價(jià)上網(wǎng)政策。除扶貧、戶用和原已批準(zhǔn)的特殊項(xiàng)目外,分布式和地面電站全部采用競(jìng)價(jià)的方式獲取補(bǔ)貼指標(biāo)。
根據(jù)項(xiàng)目所在的資源區(qū)劃分,以申報(bào)上網(wǎng)電價(jià)報(bào)價(jià)較各資源區(qū)招標(biāo)上限電價(jià)下降額評(píng)比,降幅大的排前,以確定納入補(bǔ)貼范圍的項(xiàng)目,直至入選項(xiàng)目補(bǔ)貼總額達(dá)到國(guó)家規(guī)定的當(dāng)前新增項(xiàng)目補(bǔ)貼總額限額為止。也就是量入為出,根據(jù)補(bǔ)貼總額確定補(bǔ)貼項(xiàng)目規(guī)模。項(xiàng)目競(jìng)價(jià)是以投產(chǎn)的季度即并網(wǎng)結(jié)點(diǎn)算,如因種種原因沒有建成,則可以延后兩個(gè)季度,同時(shí)電價(jià)按相關(guān)規(guī)定退坡,如兩個(gè)季度后還沒有建成,則取消補(bǔ)貼資格。不再將項(xiàng)目規(guī)模以“撒胡椒面”的方式分配到各地方,招標(biāo)由各省組織申報(bào),但由國(guó)家統(tǒng)一排序,補(bǔ)貼申報(bào)和競(jìng)價(jià)原則上一年一次。
3.推動(dòng)平價(jià)上網(wǎng),平價(jià)+補(bǔ)貼并存
2019年1月,國(guó)家發(fā)改委和國(guó)家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于積極推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電無補(bǔ)貼平價(jià)上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》。平價(jià)上網(wǎng)政策在新的補(bǔ)貼規(guī)模之前到來,無補(bǔ)貼項(xiàng)目將正式大量出現(xiàn)并開始成為主要新增裝機(jī)力量。2019年,風(fēng)電、光伏發(fā)電正式踏入平價(jià)上網(wǎng)的初始階段,“補(bǔ)貼+平價(jià)”將成為市場(chǎng)的兩部分。
一方面,補(bǔ)貼規(guī)模仍是市場(chǎng)存量,但面臨補(bǔ)貼電價(jià)和規(guī)模雙降的局面。補(bǔ)貼電價(jià)無疑將會(huì)繼續(xù)下降,并在2020年實(shí)現(xiàn)完全無補(bǔ)貼平價(jià)上網(wǎng)。無論是集中電站還是分布式,補(bǔ)貼規(guī)模有可能進(jìn)一步壓縮。另一方面,平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目雖然是嶄露頭角,但在市場(chǎng)中的份額將會(huì)不斷擴(kuò)大,成為市場(chǎng)增量主體。
此次通知中提出平價(jià)上網(wǎng)和低價(jià)上網(wǎng)兩種試點(diǎn)項(xiàng)目,分別執(zhí)行燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)和低于燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)。由于平價(jià)項(xiàng)目不需要補(bǔ)貼,因此不受年度建設(shè)規(guī)模的限制。一旦大部分風(fēng)電、光伏可能跨過“平價(jià)”大坎兒,平價(jià)項(xiàng)目將取代補(bǔ)貼項(xiàng)目成為市場(chǎng)主角。
通知明確了三類平價(jià)項(xiàng)目。
一是省內(nèi)的大型地面電站,文件提出要降低土地成本和全額收購(gòu)保障。省級(jí)電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)收購(gòu)平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目和低價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目的電量收購(gòu)責(zé)任,簽訂長(zhǎng)期固定電價(jià)購(gòu)售電合同(不少于20年),不要求此類項(xiàng)目參與電力市場(chǎng)化交易。
二是跨省跨區(qū)項(xiàng)目。是指利用跨省跨區(qū)特高壓輸電通道外送消納的無補(bǔ)貼風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目,按受端地區(qū)燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)(或略低)扣除輸電通道的輸電價(jià)格確定送端的上網(wǎng)電價(jià),同樣需要簽訂長(zhǎng)期固定電價(jià)購(gòu)售電合同(不少于20年)。
三是分布式市場(chǎng)化交易無補(bǔ)貼項(xiàng)目。鼓勵(lì)在國(guó)家組織實(shí)施的社會(huì)資本投資增量配電網(wǎng)、清潔能源消納產(chǎn)業(yè)園區(qū)、局域網(wǎng)、新能源微電網(wǎng)、能源互聯(lián)網(wǎng)等示范項(xiàng)目中建設(shè)無需國(guó)家補(bǔ)貼的風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目,并以試點(diǎn)方式開展就近直接交易。交易電量?jī)H執(zhí)行風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目接網(wǎng)及消納所涉及電壓等級(jí)的配電網(wǎng)輸配電價(jià),免交未涉及的上一電壓等級(jí)的輸電費(fèi)。對(duì)納入試點(diǎn)的就近直接交易可再生能源電量,政策性交叉補(bǔ)貼予以減免。
對(duì)于大多數(shù)風(fēng)、光項(xiàng)目而言,技術(shù)成本和非技術(shù)成本基本各占50%左右。2017年投產(chǎn)的風(fēng)電、光伏電站平均建設(shè)成本比2012年降低了20%和45%風(fēng)、光成本的降低主要是依靠技術(shù)成本,有分析認(rèn)為在保持非技術(shù)成本不變的情況下,產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)距離發(fā)電側(cè)平價(jià)的要求僅需5%-10%的降幅。而占比占另外50%的非技術(shù)成本下降卻不明顯。因此,在現(xiàn)有的條件下,更重要的是要進(jìn)一步降低非技術(shù)成本。
此次通知主要從降低土地成本、輸配電成本和金融支持三個(gè)方面來降低非技術(shù)成本。
土地方面:避免不合理的收費(fèi),要求各地在土地利用及土地相關(guān)收費(fèi)方面予以支持。禁止收取任何形式的資源出讓費(fèi)等費(fèi)用,不得將在本地投資建廠、要求或變相要求采購(gòu)本地設(shè)備作為項(xiàng)目建設(shè)的捆綁條件,切實(shí)降低項(xiàng)目的非技術(shù)成本。
輸配電價(jià)方面:對(duì)納入國(guó)家有關(guān)試點(diǎn)示范中的分布式市場(chǎng)化交易試點(diǎn)項(xiàng)目,交易電量?jī)H執(zhí)行風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目接網(wǎng)及消納所涉及電壓等級(jí)的配電網(wǎng)輸配電價(jià),免交未涉及的上一電壓等級(jí)的輸電費(fèi)。
金融支持方面:國(guó)家開發(fā)銀行、四大國(guó)有商業(yè)銀行等金融機(jī)構(gòu)應(yīng)根據(jù)國(guó)家新能源發(fā)電發(fā)展規(guī)劃和有關(guān)地區(qū)新能源發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)實(shí)施方案,合理安排信貸資金規(guī)模,創(chuàng)新金融服務(wù),開發(fā)適合項(xiàng)目特點(diǎn)的金融產(chǎn)品,積極支持新能源發(fā)電實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。同時(shí),鼓勵(lì)支持符合條件的發(fā)電項(xiàng)目及相關(guān)發(fā)行人通過發(fā)行企業(yè)債券進(jìn)行融資,并參考專項(xiàng)債券品種推進(jìn)審核。
四、成本端:技術(shù)和規(guī)模效應(yīng)驅(qū)動(dòng)平價(jià)上網(wǎng)
2017年投產(chǎn)的風(fēng)電、光伏電站平均建設(shè)成本比2012年分別降低了20%和45%。目前,在資源條件優(yōu)良、建設(shè)成本低、投資和市場(chǎng)條件好的地區(qū),風(fēng)電、光伏發(fā)電成本已達(dá)到燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)水平,具備了不需要國(guó)家補(bǔ)貼平價(jià)上網(wǎng)的條件。
1.美國(guó)的風(fēng)、光成本已經(jīng)等同或低于火電
美國(guó)的風(fēng)電和光伏成本已經(jīng)低于火電。美國(guó)咨詢公司Lazard每年評(píng)估美國(guó)各類能源發(fā)電的全生命周期平準(zhǔn)化成本(LCOE),2018年11月公布了第12個(gè)LCOE版本。平準(zhǔn)化度電成本(Levelized Costof Energy),就是對(duì)項(xiàng)目生命周期內(nèi)的成本和發(fā)電量進(jìn)行平準(zhǔn)化后計(jì)算得到的發(fā)電成本,即生命周期內(nèi)的成本現(xiàn)值/生命周期內(nèi)發(fā)電量現(xiàn)值。根據(jù)這個(gè)定義,計(jì)算LCOE需要的輸入條件有建設(shè)期投資、運(yùn)營(yíng)期成本、運(yùn)營(yíng)期發(fā)電量與給定的折現(xiàn)率等。
根據(jù)Lazard發(fā)布的數(shù)據(jù),在不考慮聯(lián)邦政府稅收優(yōu)惠的情況下,美國(guó)各類能源發(fā)電平準(zhǔn)化成本的區(qū)間如下。
常規(guī)能源:
天然氣調(diào)峰電廠:152-206美元/兆瓦時(shí)(約合人民幣1.06-1.43元/千瓦時(shí))
核電(不計(jì)退役拆除成本):112-189美元/兆瓦時(shí)(約合人民幣0.78-1.32元/千瓦時(shí))
煤電:60-143美元/兆瓦時(shí)(約合人民幣0.42-0.99元/千瓦時(shí))
天然氣聯(lián)合循環(huán):41-74美元/兆瓦時(shí)(約合人民幣0.29-0.51元/千瓦時(shí))
替代能源:
居民屋頂光伏:160-267美元/兆瓦時(shí)(約合人民幣1.11-1.86元/千瓦時(shí))
商業(yè)機(jī)構(gòu)屋頂光伏:81-170美元/兆瓦時(shí)(約合人民幣0.56-1.18元/千瓦時(shí))
社區(qū)地面光伏:73-145美元/兆瓦時(shí)(約合人民幣0.51-1.01元/千瓦時(shí))
晶硅大型地面光伏:40-46美元/兆瓦時(shí)(約合人民幣0.28-0.32元/千瓦時(shí))
薄膜大型地面光伏:36-44美元/兆瓦時(shí)(約合人民幣0.25-0.31元/千瓦時(shí))
帶儲(chǔ)能的光熱發(fā)電:98-181美元/兆瓦時(shí)(約合人民幣0.68-1.26元/千瓦時(shí))
燃料電池:103-152美元/兆瓦時(shí)(約合人民幣0.72-1.06元/千瓦時(shí))
地?zé)岚l(fā)電:71-111美元/兆瓦時(shí)(約合人民幣0.49-0.77元/千瓦時(shí))
陸上風(fēng)電:29-56美元/兆瓦時(shí)(約合人民幣0.20-0.39元/千瓦時(shí)),海上風(fēng)電92美元/兆瓦時(shí)(人民幣0.64元/千瓦時(shí))
從以上數(shù)據(jù)來看,美國(guó)電源結(jié)構(gòu)中,風(fēng)電和光伏的成本已經(jīng)低于火電。其中,陸上風(fēng)電最低已經(jīng)達(dá)到0.20元/千瓦時(shí)。在光伏系統(tǒng)中,薄膜大型集中電站的最低成本達(dá)到了0.25元/千瓦時(shí),比晶硅光伏電站的0.28元/千瓦時(shí)還要低。電源結(jié)構(gòu)中,發(fā)電成本最高的是戶用光伏系統(tǒng),最高達(dá)到1.86元/千瓦時(shí)。
從歷史數(shù)據(jù)來看,2009年-2018年的九年時(shí)間里,晶硅光伏的度電成本降幅最大,達(dá)到88%,風(fēng)電的度電成本降幅次之,達(dá)到69%。
由于風(fēng)電、光伏等后續(xù)是沒有燃料成本的,其成本主要集中在前期的投資成本。而火電、核電除了前期的建造成本,后期發(fā)電時(shí)燃料成本也占有很大比重。以火電為例,火電的度電成本中燃料成本占比通常在70%左右。因此,非常有必要對(duì)比一下風(fēng)電、光伏的LCOE與火電的邊際成本的。我們可以從報(bào)告中發(fā)現(xiàn),部分風(fēng)電、光伏的LCOE甚至已經(jīng)開始低于火電和核電的邊際成本。
2.風(fēng)電成本快速下降,有望較快實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)
國(guó)際可再生能源署(IRENA)2018年1月發(fā)布《可再生能源發(fā)電成本報(bào)告》,2017年全球上半年陸上風(fēng)電的發(fā)電成本為6.0美分/千瓦時(shí)(0.3元人民幣/千瓦時(shí)),已經(jīng)明顯低于全球的化石能源,陸上風(fēng)電平均成本逐漸接近水電,2017年以來新建陸上風(fēng)電平均成本為4美分/千瓦時(shí),預(yù)測(cè)到2020年最低的陸上風(fēng)電的度電成本將不超過3美分(0.2元人民幣/千瓦時(shí))。
國(guó)內(nèi)2018年的風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)示范項(xiàng)目招投標(biāo)中已然出現(xiàn)了超低價(jià)投標(biāo)的現(xiàn)象。內(nèi)蒙古和遼寧等地在目前的政策條件,棄風(fēng)率低于5%的情況下,已經(jīng)可以實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。最近規(guī)劃的內(nèi)蒙古烏蘭察布600萬千瓦風(fēng)電基地,電力輸送京津冀地區(qū),經(jīng)測(cè)算的落地電價(jià)為0.35元/千瓦時(shí),上網(wǎng)電價(jià)不超過0.3元/千瓦時(shí),已經(jīng)不需要補(bǔ)貼。
我國(guó)風(fēng)電設(shè)備制造成本已經(jīng)遠(yuǎn)低于國(guó)外,但與之相反的是風(fēng)電投資成本和度電成本反而高于國(guó)外水平。究其原因,非技術(shù)成本較高是主要原因之一。業(yè)內(nèi)人士經(jīng)測(cè)算指出,不包括棄風(fēng)限電在內(nèi)的其他非技術(shù)成本相當(dāng)于每千瓦時(shí)風(fēng)電成本抬高了5分錢左右,而在“三北”地區(qū),甚至達(dá)到每千瓦時(shí)0.1元左右。因此,降低土地、稅費(fèi)等非技術(shù)成本是降級(jí)風(fēng)電成本的關(guān)鍵。
分散式風(fēng)電蓄勢(shì)待發(fā),經(jīng)濟(jì)性打開裝機(jī)增長(zhǎng)空間,預(yù)計(jì)2020年前裝機(jī)規(guī)模達(dá)20GW以上。中東部地區(qū)地勢(shì)復(fù)雜、風(fēng)資源分布不均勻,各省氣候、環(huán)境千差萬別,因此分散式無法完全復(fù)制現(xiàn)有集中式風(fēng)電項(xiàng)目經(jīng)驗(yàn)。優(yōu)質(zhì)風(fēng)資源日益稀少,但可以通過更加精益化的項(xiàng)目設(shè)計(jì)和流程來降低分散式風(fēng)電的成本。根據(jù)行業(yè)測(cè)算,以50MW項(xiàng)目為例,在風(fēng)資源評(píng)估和風(fēng)機(jī)選型方面,隨著設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn)的成熟,初始投資能夠節(jié)省9%-13%,總成本下降貢獻(xiàn)度達(dá)24%-30%。折算成度電成本,可以下降0.05元/kWh,對(duì)于復(fù)雜地形,預(yù)計(jì)可節(jié)省0.07元/kWh。
由于涉及海洋工程,海上風(fēng)電項(xiàng)目比陸上風(fēng)電多了海上樁基及海底光纜,開發(fā)投資成本構(gòu)成不同。從本質(zhì)上看,陸上風(fēng)電是“機(jī)組+電網(wǎng)+一般性電力工程”;海上風(fēng)電則是“風(fēng)電項(xiàng)目+海洋工程”,海底光纜、海上樁基及海上裝機(jī)如吊船、打樁船是海上風(fēng)電項(xiàng)目重要組成部分。
海上風(fēng)電機(jī)組基礎(chǔ)、變電站工程、樁基、運(yùn)輸安裝和輸電線路費(fèi)用較高,導(dǎo)致海上風(fēng)電單位造價(jià)高于陸上風(fēng)電;同時(shí)海上裝機(jī)需要專業(yè)風(fēng)電運(yùn)輸安裝船以及吊船,海上風(fēng)電安裝成本顯著高于陸上風(fēng)電安裝成本。海上風(fēng)電項(xiàng)目在硬件方面主要由風(fēng)電機(jī)組、風(fēng)塔及樁基、海底電纜三部分組成。在海上風(fēng)電的總投資中,整機(jī)、風(fēng)塔、海底光纜等設(shè)備投資約為50%。目前海上風(fēng)電平均開發(fā)投資造價(jià)14000元/KW。
3.光伏成本持續(xù)降低,平價(jià)上網(wǎng)可期
光伏發(fā)電成本不斷降低,未來將成為主導(dǎo)能源之一。當(dāng)下光伏發(fā)電量?jī)H占全球總發(fā)電量1%,發(fā)電成本高是主要掣肘。目前光伏用電成本較煤炭約高31%,但隨著各國(guó)光伏市場(chǎng)化進(jìn)程加快,光伏發(fā)電成本有望在2020年低于煤炭。
從光伏產(chǎn)業(yè)鏈的價(jià)格來看,光伏級(jí)多晶硅的價(jià)格由2011年時(shí)的54美元/千克降至當(dāng)前平均9美元/千克,而組件的價(jià)格則由1.24美元/瓦降至0.22美元/瓦。光伏系統(tǒng)達(dá)到降低拉動(dòng)了光伏發(fā)電成本的降低。目前光伏組件價(jià)格繼續(xù)下跌的空間已經(jīng)不是很大,還需要依靠降低非系統(tǒng)成本來降低總的成本。BNEF預(yù)計(jì)未來十年光伏的發(fā)電占比將逐漸上升至10%。彭博預(yù)計(jì)至2040年光伏和風(fēng)能將占全球發(fā)電總裝機(jī)量37%,占比是目前4倍,成為主導(dǎo)能源之一。
五、消納端:多項(xiàng)政策保障新能源消納
近年來,我國(guó)清潔能源產(chǎn)業(yè)不斷發(fā)展壯大,但是清潔能源發(fā)展不平衡不充分的矛盾也日益凸顯,特別是清潔能源的消納問題突出,已經(jīng)嚴(yán)重制約了電力行業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展。在政策層面,國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局局等單位相繼出臺(tái)多項(xiàng)政策和措施來保障清潔能源消納、降低棄風(fēng)、棄光率。其中,綠證和配額制、清潔能源消納計(jì)劃是直接關(guān)乎清潔能源消納的兩個(gè)政策。
1.綠證和配額制
2018年3月份,國(guó)家能源局發(fā)布《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》,可再生能源配額制歷時(shí)多年塵埃落定。9月份,國(guó)家能源局新一輪可再生能源配額制征求意見稿再次印制,正式下發(fā)給行業(yè)協(xié)會(huì)及相關(guān)企業(yè)。
文件的核心是配額和綠證。配額是指可再生能源電力配額,是指水電、風(fēng)電、光伏、生物質(zhì)發(fā)電等可再生能源電力在電力消費(fèi)中所占的比重,包括總量配額和非水配額兩個(gè)指標(biāo)。綠證是指可再生能源電力綠色證書,是配額實(shí)施和考核的依據(jù)和載體。
配額和綠證機(jī)制有利于解決清潔能源消納難題。
一是可再生能源發(fā)電量有了保障。配額制最直接的就是明確了各省的可再生電力比重,強(qiáng)制各省必須完成最低配額標(biāo)準(zhǔn),為可再生能源電力企業(yè)的發(fā)電量提供了穩(wěn)定的保障。
二是有利于提高可再生能源企業(yè)收益??己似诔跏?,根據(jù)可再生電力發(fā)電量獲得綠證。進(jìn)行電力交易的時(shí)候,綠證可不隨電量一同交易,只有高于標(biāo)桿電價(jià)的交易電價(jià)時(shí),才會(huì)配套交易綠證,因此交易電價(jià)將因?yàn)榫G證的存在而提高,可再生電站擁有者便可從中獲利。而且在購(gòu)電方背負(fù)配額考核壓力的情況下,可再生能源電站將會(huì)有可能獲得比原有補(bǔ)貼更高的收益。并且可以成立售電公司,通過市場(chǎng)化交易,獲得更高得差價(jià)收益。
三是補(bǔ)償金和綠證收益將作為發(fā)電補(bǔ)貼。對(duì)未完成年度配額的義務(wù)主體,省級(jí)電網(wǎng)企業(yè)對(duì)其收取未完成額對(duì)應(yīng)的配額補(bǔ)償金,配額補(bǔ)償金標(biāo)準(zhǔn)為地方燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)、大工業(yè)用戶最高輸配電價(jià)、政府性基金、附加以及政策性交叉補(bǔ)貼之和。補(bǔ)償金將用于可再生能源補(bǔ)貼。省級(jí)電網(wǎng)公司綠證交易獲得的收益也將用于可再生能源補(bǔ)貼。
四是國(guó)家補(bǔ)貼將由市場(chǎng)替代。對(duì)可再生能源的補(bǔ)貼根據(jù)此次征求意見稿可以看出,補(bǔ)貼資金將由地方電網(wǎng)公司從收繳的配額補(bǔ)償金,以及銷售綠證獲利中進(jìn)行支付。而國(guó)家補(bǔ)貼的支付也將扣除電站擁有者依靠綠證獲利的部分。由此可以判斷,國(guó)家的補(bǔ)貼將會(huì)越來越少,當(dāng)綠證的市場(chǎng)交易達(dá)到一定程度后,將全面替代補(bǔ)貼,補(bǔ)貼也將推出舞臺(tái)。
2.清潔能源消納計(jì)劃
2018年12月份,國(guó)家發(fā)改委和國(guó)家能源局聯(lián)合下發(fā)《關(guān)于印發(fā)清潔能源消納行動(dòng)計(jì)劃(2018-2020年)的通知》。行動(dòng)計(jì)劃旨在形成政府引導(dǎo)、企業(yè)實(shí)施、市場(chǎng)推動(dòng)、公眾參與的清潔能源消納新機(jī)制。到2020年,基本解決清潔能源消納問題。通知還針對(duì)棄風(fēng)率較高的“紅六省”(棄風(fēng)率超過20%的紅色預(yù)警省份),棄光率較高的新疆和甘肅,以及水電大省四川、云南、廣西分別制定了具體的年度目標(biāo)。
從新能源的發(fā)展歷程來看,補(bǔ)貼是為了輔助其更好的成長(zhǎng)。而隨著風(fēng)電、光伏成本的降低和規(guī)模的擴(kuò)大,平價(jià)上網(wǎng)也是一種必然。當(dāng)前部分項(xiàng)目已經(jīng)具備平價(jià)上網(wǎng)的條件,放開這些平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目的規(guī)模,同時(shí)在消納端提供保障支持,將有利于先進(jìn)的風(fēng)、光項(xiàng)目快速發(fā)展,從而帶動(dòng)整個(gè)新能源產(chǎn)業(yè)步入一個(gè)新的時(shí)代。
3.全額上網(wǎng)+發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓雙重保障,20年固定長(zhǎng)協(xié)電價(jià)
《關(guān)于積極推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電無補(bǔ)貼平價(jià)上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》明確提出“全額上網(wǎng)+發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓”的雙重保障來解決消納問題。一方面,要求電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)確保風(fēng)電、光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目和低價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目所發(fā)電量全額上網(wǎng)。另一方面,當(dāng)全額上網(wǎng)無法保證,存在棄風(fēng)、棄光問題時(shí),將限發(fā)電量核定為可轉(zhuǎn)讓的優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃。經(jīng)核定的優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃可在全國(guó)范圍內(nèi)參加發(fā)電權(quán)交易(轉(zhuǎn)讓),交易價(jià)格由市場(chǎng)確定。
對(duì)集中式平價(jià)項(xiàng)目明確由電網(wǎng)企業(yè)保障電力消納,原則上由電網(wǎng)企業(yè)的售電量來保障平價(jià)(低價(jià))上網(wǎng)項(xiàng)目的消納,集中式平價(jià)(低價(jià))項(xiàng)目不參與電力市場(chǎng)化交易,由電網(wǎng)企業(yè)的自營(yíng)售電量保障消納。分布式就近直接交易屬于一種特殊的電力交易,項(xiàng)目單位與用電單位直接達(dá)成電力交易,在嚴(yán)格核定符合分布式電源標(biāo)準(zhǔn)且在并網(wǎng)點(diǎn)所在配電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)就近消納的條件下進(jìn)行,分布式風(fēng)電和光伏發(fā)電的電力上網(wǎng)、輸送和消納仍以電網(wǎng)企業(yè)發(fā)揮電網(wǎng)公共平臺(tái)作用的方式予以保障。
通知明確執(zhí)行固定電價(jià)收購(gòu)政策,對(duì)風(fēng)電、光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)和低價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目,按項(xiàng)目核準(zhǔn)時(shí)的煤電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)或招標(biāo)確定的低于煤電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的電價(jià),由省級(jí)電網(wǎng)企業(yè)與項(xiàng)目單位簽訂固定電價(jià)購(gòu)售電合同,合同期限不少于20年,在電價(jià)政策的長(zhǎng)期穩(wěn)定性上予以保障。
此外,鼓勵(lì)通過綠證獲得收益。平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目和低價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目,可按國(guó)家可再生能源綠色電力證書管理機(jī)制和政策獲得可交易的可再生能源綠色電力證書(以下簡(jiǎn)稱綠證),通過出售綠證獲得收益。國(guó)家通過多種措施引導(dǎo)綠證市場(chǎng)化交易。
4.特高壓:解決區(qū)域發(fā)用電不平衡問題
隨著跨區(qū)輸電線路建設(shè)的建成,清潔能源外送將繼續(xù)擴(kuò)大,棄風(fēng)率、棄光率還將下降。截至2017年年底,國(guó)家電網(wǎng)特高壓建成“八交十直”,共18條特高壓線路。
目前國(guó)家電網(wǎng)在建7條跨區(qū)送電線路,其中6條將在2018年或2019年建成,將緩解目前棄風(fēng)率、棄光率較高地區(qū)送出壓力。2018年9月國(guó)家能源局印發(fā)《關(guān)于加快推進(jìn)一批輸變電重點(diǎn)工程規(guī)劃建設(shè)工作的通知》,為加大基礎(chǔ)發(fā)揮重點(diǎn)電網(wǎng)工程在優(yōu)化投資結(jié)構(gòu)、清潔能源消納、電力精準(zhǔn)扶貧等方面的重要作用,要加快推進(jìn)9條輸變電工程,合計(jì)輸電能力5700萬千瓦,其中國(guó)家電網(wǎng)有7個(gè)項(xiàng)目,將于今明兩年給予審核。
其中全國(guó)首條清潔能源外送特高壓線路青海-河南線已于11月7日開工,預(yù)計(jì)2020年底建成。工程起于青海省海南藏族自治州,止于河南省駐馬店市,途經(jīng)青海、甘肅、陜西、河南等4省,線路全長(zhǎng)1587公里,新建海南、駐馬店兩座換流站,輸送容量800萬千瓦,總投資約226億元,于今年10月獲得國(guó)家發(fā)改委核準(zhǔn),計(jì)劃于2020年建成投運(yùn),建成后每年可為河南輸入清潔電量400億千瓦時(shí)。
該工程是世界上首個(gè)以服務(wù)光伏發(fā)電為主、全清潔能源打捆外送的特高壓工程,是解決新能源大規(guī)模并網(wǎng)消納難題的重大創(chuàng)新工程和典范工程,將有力推動(dòng)青海千萬千瓦級(jí)新能源基地集約化開發(fā)建設(shè)和大規(guī)模外送,同時(shí)匯集甘肅富余新能源電力,促進(jìn)送端地區(qū)資源優(yōu)勢(shì)轉(zhuǎn)化,助力青海、甘肅等重點(diǎn)區(qū)域打贏精準(zhǔn)脫貧攻堅(jiān)戰(zhàn),降低受端地區(qū)社會(huì)用能成本,拉動(dòng)沿線經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)和相關(guān)產(chǎn)業(yè)發(fā)展。
整體看來,經(jīng)歷十多年的高速發(fā)展,新能源已經(jīng)步入高速發(fā)展期,或?qū)⒃谌迥陜?nèi)步入成熟期。新能源在前十年主要靠補(bǔ)貼發(fā)展,2019年將進(jìn)入平價(jià)的關(guān)鍵之年,補(bǔ)貼與平價(jià)共存,2020年則有望全面退補(bǔ),實(shí)現(xiàn)真正的平價(jià)上網(wǎng)。當(dāng)前,風(fēng)電、光伏的系統(tǒng)成本仍在不斷降低,而且還有一定的下降空間。但是占總成本近一半的非系統(tǒng)成本,如土地租金、各種稅費(fèi)等,則是制約新能源成本進(jìn)一步降低的桎梏。有效解決棄風(fēng)、棄光問題才能切實(shí)保障新能源的整體收益。雖然現(xiàn)階段新能源的發(fā)展還不能完全擺脫補(bǔ)貼,但是可預(yù)見在一兩年之后新能源是有可能與煤電分庭抗?fàn)幍摹?/p>