观点 | 风光平价上网需“保、降”并举

《可再生能源发展“十三五”规划》提出，2020年风电电价与当地燃煤发电同平台竞争，光伏发电与电网销售电价相当。

    近日，华北电力大学研究成果《风电和光伏发电2020年平价上网的路径及政策建议》（以下简称《报告》）正式发布，对我国“十三五”期间风电和光伏项目平准化发电成本进行了分析和展望，提出了风电和光伏发电项目实现平价上网目标的路径和政策建议。  

    研究成果表明，只有在利用小时数有保障、各项成本有效降低的乐观情况下，风电才可以基本实现平价上网目标。光伏可以实现与电网销售电价同价目标，但其成本仍显著高于当地煤电成本。保障利用小时数、降低投资成本、金融和技术创新是提升风光发电经济性的重要途径。建议实行“因地制宜、规划先行，计划保障、市场增效，规范操作、约减成本，金融护航、创新驱动”的可再生能源政策体系。

    实现规划目标的可能性分析和路径选择    《报告》以2016年风光发电的实际情况为基准，综合考虑投资成本、年利用小时数和融资成本三个因素的变动，设置“乐观”“中性”和“悲观”三种情景对2020年风电、集中式和分布式光伏发电的经济性进行分析。其中“乐观”情景假设为：2020年弃风、弃光率不超过5%；融资成本设定为4%；风机成本和光伏组件成本分别按8%和15%的技术学习率持续下降，且均无正常土地费税或屋顶租金之外的额外成本负担。

    结果表明，对于风电项目，即使在“乐观”情境下，全国仅有1/3区域的风电平准化成本低于或接近当地煤电脱硫标杆电价，可实现“十三五”规划中风电平价上网目标，其余情景下均不能实现。值得注意的是，能实现该目标的并不是风资源条件最好的“三北”地区，而是煤电标杆上网电价高、风资源条件一般的广东、浙江、湖南等中东部省区。这也佐证了风电开发重点由“三北”地区转向中东部地区的必要性。

    对于集中式光伏，在“乐观”情境下，全国约3/4区域的集中式光伏发电成本可与当地居民电价相当。在其它情境下，集中式光伏发电成本均高于居民电价，但低于当地工商业电价。

    因此集中式光伏发电2020年可基本实现电网销售侧平价上网的目标。

    对于分布式光伏，以各区域当地工商    业电价为比较标准，在“乐观”情景下，全国绝大部分区域的分布式光伏发电成本均低于或接近当地工商业电价，实现用户侧平价上网目标。在“中性”情景下，全国约一半区域的分布式光伏发电可实现用户侧平价上网，而在“悲观”情景下，只有少部分区域能实现用户侧平价上网目标。

    除上述结论外，研究结果还表明：利用小时数每提高10%，风光发电度电成本可降低7~8分；单位投资每降低10%，度电成本平均可以降低5~7分；融资成本每降低10%，风电和集中式光伏度电成本可降低1分左右，分布式光伏度电成本可降低0.4分左右。

    风光发电项目投资包括技术投资和非技术投资（如土地费用、电网接入费用、屋顶租金等）。光伏组件具有较高的技术学习率，技术性投资仍有较大降低空间。而风机设备成熟度较高，技术学习率处于缓慢降低阶段，因而技术投资成本降低的空间有限。尽管投资中非技术投资占比不高，但调研发现不规范、不合理的收费现象频发，直接推高可再生能源开发成本，成为我国风光电价降幅显著低于全球价格降幅的主要原因之一。

     综上，在风光发电实现平价上网的路径中，保障利用小时数、降低投资成本是关键，金融支持是保障，持续的技术进步和高效的产业转化机制是根本动力。

     实现规划目标的政策建议   风光发电作为重要的低碳能源，目前相对于传统能源仍不具备价格竞争力，合理的政策是提高风光发电经济性、实现平价上网的关键。建议采取“因地制宜、规划先行，配额约束、市场增效，规范操作、约减成本，金融护航、创新驱动”的政策体系。

    具体来说，首先应考虑风光发电技术经济特点，因地制宜，规划先行。

    风光资源丰富的“三北”地区，尽管风光发电成本相对较低，但由于该地区煤炭资源丰富，煤电成本很低，这些地区的风光发电与传统煤电不仅处于成本竞争弱势，而且就地消纳能力有限，外送能力与市场接纳意愿不足，弃风和弃光问题严重。建议第一，由国家能源主管部门与电网公司根据区域特点，统筹电网输送能力，做好大型风电和光伏电源点布局规划。第二，弃风弃光严重地区要先解决好已有项目的消纳问题后，才能核准新建项目。第三，风光发电项目建设要向中东部转移。这些地区风光发电项目与煤电相比，成本差距较小，而且市场需求高，有利于实现就近消纳。

    其次，应执行“多主体强制配额+可再生能源证书交易制度”，配额约束，市场增效。

    根据电网输送和系统消纳能力，按照各类标杆电价覆盖区域，参考准许成本加合理收益原则，核定各类可再生能源发电项目年保障性收购小时数，然后通过可再生能源配额制强制执行。为保障执行效果，建议执行“多主体强制配额制”，即可再生能源配额不仅要下达到地方政府，同时要下达到电网公司、配售电公司和直接参与市场的大用户予以落实。

    充分利用市场机制发掘消纳空间，进一步提高可再生能源项目增量发电能力的利用。落实政府计划的配额制与可再生能源证书市场交易制度相结合，可有机地统筹政府规划与市场效率，是促进可再生能源发展的变革性机制，有利    于促进可再生能源发电成本的降低，加快可再生能源补贴退坡速度。

    新建风电和集中式光伏项目全面引入市场竞争机制。“光伏领跑者计划”为可再生能源平价上网进行了有益的探索。竞争机制、保障并网不弃光、规范开发成本和有吸引力的融资政策是 “光伏领跑者计划”的成功经验,值得推广。

    再次，制定明确的非技术性成本清单，规范操作，节约成本。

    严格控制非技术性成本是未来降低风电和光伏发电项目成本的重要源泉。必须明确可再生能源非技术性成本的管理主体、职责分工和相关标准，为可再生能源发展提供法制化环境。目前应尽快明确风电和光伏发电项目占用土地的使用类别以及相应的征地补偿和税费标准，并规范执行，加强监管；落实并整改可再生能源发电项目配套电网建设投资行为，明确外部配套接网及输配电工程全部由电网公司投资建设。地方政府规范合理的收费以及电网公司完善的并网服务是可再生能源产业持续健康发展的基础。

    最后，应明确风光发电在可再生能源发展中的战略地位，金融护航、创新驱动。

    党的十九大报告指出：构建市场导向的绿色技术创新体系，发展绿色金融，壮大节能环保产业、清洁生产产业、清洁能源产业，是推动绿色发展、建设美丽中国的重要内容。要明确风光发电在清洁能源发展中的战略地位，针对可再生能源“融资难”和“融资贵”问题，构建绿色能源金融体系，切实降低可再生能源项目融资门槛和融资成本。要打造一大批新能源企业为主体、以国家能源创新体系和平台为支撑、以鼓励创新的能源产业政策和市场竞争环境为基础的新能源产业创新体系，提升风光发电的技术水平及经济性，加速其实现平价上网。
    （作者单位：华北电力大学经济与管理学院）