我國實施平價上網(wǎng)機(jī)制的創(chuàng)新與挑戰(zhàn)

——專訪國家發(fā)展改革委能源研究所研究員時璟麗

本刊記者鄭徐光

推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)是實現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型的重要舉措。近日，國家發(fā)展改革委、國家能源局公布《關(guān)于積極推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電無補(bǔ)貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》（以下簡稱《通知》），明確八項措施，推進(jìn)建設(shè)不需要國家補(bǔ)貼執(zhí)行燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價的風(fēng)電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)試點項目和上網(wǎng)電價低于燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價的低價上網(wǎng)試點項目（兩類項目以下統(tǒng)稱為“平價項目”）。國家發(fā)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。

記者：您認(rèn)為，出臺《通知》的目的是什么？具備什么條件的風(fēng)電、光伏發(fā)電項目可能優(yōu)先成為平價項目？

時璟麗：

出臺《通知》是為了更好促進(jìn)新能源發(fā)電進(jìn)一步降低成本。當(dāng)前可再生能源平價上網(wǎng)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(wǎng)項目，前置條件有兩個，一是電網(wǎng)具備消納條件，二是具有較好經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢。在風(fēng)、光資源條件好，燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價相對高的地區(qū)容易出現(xiàn)平價上網(wǎng)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(fēng)電年等效利用小時數(shù)在3000小時以上，才有可能實現(xiàn)平價。光伏發(fā)電項目在上網(wǎng)側(cè)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(xiàn)平價上網(wǎng)。

記者：在您看來，《通知》提到的八項措施中，有哪些亮點？

時璟麗：

我認(rèn)為，從提高項目經(jīng)濟(jì)性角度，主要有三條：

一是對于集中式試點項目，執(zhí)行不少于20年的固定電價收購政策?！锻ㄖ访鞔_，省級電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)收購平價上網(wǎng)項目和低價上網(wǎng)項目的電量收購責(zé)任，按項目核準(zhǔn)時國家規(guī)定的當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿上網(wǎng)電價與風(fēng)電、光伏發(fā)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(biāo)桿電價政策以來沒有嘗試過這一模式，電網(wǎng)企業(yè)很少簽訂這么長時間的購電合同（PPA）。而且我國幾大電網(wǎng)企業(yè)對合同的執(zhí)行力幾乎是最好的，合同違約風(fēng)險低，這有利于降低平價項目開發(fā)企業(yè)特別是民營開發(fā)企業(yè)的融資難度。對于銀行及其他金融機(jī)構(gòu)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(wěn)定的收益預(yù)期，這就是很大的風(fēng)險，所以金融機(jī)構(gòu)要么提高貸款的門檻，要么提高貸款的利率。但執(zhí)行長期固定電價PPA制度，為開發(fā)企業(yè)提供一個清晰、穩(wěn)定、可預(yù)測的盈利預(yù)期，項目風(fēng)險降低，那么開發(fā)企業(yè)從金融機(jī)構(gòu)獲得的金融產(chǎn)品成本也會相應(yīng)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(jī)制，差價合約機(jī)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(zhí)行合約價格，最后執(zhí)行的價格也類似于長期的PPA。

二是對于分布式發(fā)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(bǔ)貼。分布式發(fā)電項目如果是替代一般工商業(yè)和大工業(yè)用電，目前成本下實際不需要補(bǔ)貼就可以盈利，如果不具備較高比例的自發(fā)自用條件，但能夠與這樣的用戶進(jìn)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(bǔ)貼等措施，也可具備無補(bǔ)貼條件。

三是鼓勵通過綠證獲得收益。《通知》明確，平價上網(wǎng)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(fā)企業(yè)認(rèn)真測算。因此，相對于享受國家補(bǔ)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(chuàng)新性角度看，相對新的政策主要是執(zhí)行長期PPA制度、降低“過網(wǎng)費”和減免交叉補(bǔ)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(wǎng)企業(yè)建設(shè)接網(wǎng)工程、全額保障性收購、創(chuàng)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(qiáng)化。

記者：您對政策有效落地有沒有什么擔(dān)憂？

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(dá)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(wǎng)，項目收益會受影響。目前分布式發(fā)電市場化交易進(jìn)展低于預(yù)期。但此次平價分布式風(fēng)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(fā)電項目只是降低國家補(bǔ)貼水平，其“過網(wǎng)費”標(biāo)準(zhǔn)確定方式不止一種，容易產(chǎn)生爭議。此次通知中的試點項目不享受國家補(bǔ)貼，而且裝機(jī)量也是可預(yù)期的，電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)支持創(chuàng)新機(jī)制，更好促進(jìn)政策落地。

二是綠證市場建設(shè)問題。綠證在我國是自愿交易，目前國內(nèi)市場還沒發(fā)展起來，目前全國采購綠證數(shù)量不到3萬個，并且由于綠證替代國家電價補(bǔ)貼的定位，造成綠證價格比較高，風(fēng)電一般在0.2元/千瓦時左右，光伏發(fā)電在0.5~0.6元/千瓦時，環(huán)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(yè)來說，其購買積極性會大受影響。歐洲也有自愿綠證系統(tǒng)，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(yè)，購買的積極性都很高。個人預(yù)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(jī)制正式實施，達(dá)不到配額要求，企業(yè)完成配額的一個渠道是購買綠證，這會進(jìn)一步擴(kuò)大綠證市場。

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

記者：交叉補(bǔ)貼計算非常復(fù)雜，如何在較短時間內(nèi)明確減免標(biāo)準(zhǔn)？

時璟麗：

我國交叉補(bǔ)貼難以計算，中東部可能偏高，不同電壓等級、不同地區(qū)不一樣。如果算清楚交叉補(bǔ)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(shè)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。

記者：您在2017年曾做過各國可再生能源招標(biāo)電價比較研究。從國際范圍看，我國可再生能源平價上網(wǎng)的進(jìn)程如何？

時璟麗：

我國風(fēng)電、光伏發(fā)電成本下降的趨勢跟國際基本一致，特別是光伏發(fā)電，因為我國光伏產(chǎn)品從硅料到組件供應(yīng)全球一半以上的市場。價格機(jī)制的調(diào)整也與國際趨勢一致，比如，我國光伏發(fā)電自2016年、集中式風(fēng)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(biāo)的應(yīng)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(qū)，光伏發(fā)電和風(fēng)電等已經(jīng)成為成本最有競爭力的電源，中東阿聯(lián)酋的光伏發(fā)電招標(biāo)價格低于3美分/千瓦時?？傮w上，我國在招標(biāo)競價方面跟國際趨勢基本同步，實行平價上網(wǎng)機(jī)制的步伐比較靠前，而且為了能夠達(dá)到平價，我國出臺了很多有操作性的支持政策。

記者：從國際范圍看，我國可再生能源電價水平如何？

時璟麗：

以光伏發(fā)電電價水平為例，2018年5月31日起我國一、二、三類資源區(qū)新建光伏電站的標(biāo)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(zhǔn)化成本，國際可再生能源署統(tǒng)計數(shù)據(jù)庫中的2017年光伏發(fā)電平準(zhǔn)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(dāng)年的招標(biāo)電價則要低于這一水平，而2017年我國光伏發(fā)電三類電價資源區(qū)標(biāo)桿電價為每千瓦時0.65元、0.75元和0.85元。當(dāng)年，印度招標(biāo)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(biāo)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(fā)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(qū)條件相類似，2018年招標(biāo)電價在5歐分/千瓦時以內(nèi)，折合約6美分/千瓦時。當(dāng)前，如果是非招標(biāo)電價項目，價格可能略高一些。

2018年全球比較新的招標(biāo)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(fā)電度電成本還有0.1~0.15元的降價空間。2019年我國光伏標(biāo)桿電價預(yù)期會進(jìn)一步下降，降多少需要等待政策規(guī)定。

記者：您預(yù)判《通知》會對風(fēng)電、光伏發(fā)電的裝機(jī)增長帶來什么樣的影響？

時璟麗：

《通知》明確，平價項目需要有電網(wǎng)消納條件和滿足國家風(fēng)電、光伏發(fā)電年度監(jiān)測預(yù)警等要求，具體裝機(jī)增長規(guī)模難以預(yù)期。個人認(rèn)為，2019年項目申請會比較積極，項目建設(shè)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(fēng)電建設(shè)周期相對長，光伏項目建設(shè)周期相對短，但開發(fā)企業(yè)可能會等待組件價格進(jìn)一步下降，2020年平價項目裝機(jī)增加量可能較大。