如何实现后补贴时代新能源高质量发展?电价补贴、电量交易

2019-02-26 10:31:56 中国电力企业管理  点击量: 评论 (0)
新能源平价上网政策终于在小寒之际给期盼已久的业界吹来了一股和暖的春风。1月9日,国家发改委、国家能源局发布了《关于积极推进风电、光伏...
新能源平价上网政策终于在小寒之际给期盼已久的业界吹来了一股和暖的春风。1月9日,国家发改委、国家能源局发布了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》(简称《通知》)指出,随着风电、光伏发电规模化和技术快速进步,在资源优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区,已基本具备与燃煤标杆上网电价平价(不需要国家补贴)的条件。同时,从电价补贴、电量交易等多个方面,明确了对光伏、风电平价上网的支持。
 
如何实现后补贴时代新能源高质量发展?电价补贴、电量交易
 
作为2019年出台的第一个关于支持风电、光伏发展的政策,《通知》为新能源带来了增量市场,加快推进平价上网项目成为风电、光伏建设新增量,加速新能源成本下降,提升无补贴项目投资收益,逐步扩大平价上网区域范围,加快全面平价上网进程,极大提振了行业的信心。有专家认为,风电、光伏有望告别政策补贴依赖,“跑步”进入平价上网时代。如何推动可再生能源技术进步、提升市场竞争力、探索风电和光伏发电高质量发展,已成为新阶段的关键话题。近日,本刊记者就相关问题采访了大唐新能源研究院发展研究中心主任辛克锋。
 
如何打破非技术成本因素的瓶颈
 
2017年8月,国家能源局在河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆五省区启动了共70万千瓦的风电平价上网示范项目,目前正在稳步推进建设。2018年3月,国家能源局复函同意乌兰察布风电基地规划,一期建设600万千瓦,不需要国家补贴。同时,光伏领跑者项目招标确定的上网电价已经呈现出与煤电标杆电价接近的趋势。为积极推动风电、光伏发电高质量发展,促进行业早日摆脱补贴依赖,探索全面平价上网后的政策措施经验,在前期试点项目基础上,《通知》文件应运而生。
 
据国家发展改革委统计,截至2018年底,全国风电、光伏装机达到3.6亿千瓦,占全部装机比例近20%。风电、光伏全年发电量6000亿千瓦时,占全部发电量接近9%。新能源补贴方面,记者获悉,除西藏地区地面项目外,各类项目的补贴退坡超过40%,三类资源区集中式电站招标上限电价分别为0.4、0.45、0.55元/千瓦时。
 
“十三五”以来,我国可再生能源装机规模持续扩大,技术水平不断提高,开发建设成本持续降低。据统计,2017年投产的风电、光伏电站平均建设成本比2012年降低了20%和45%。在可再生能源消纳状况持续好转的环境下,项目经济性稳步提升,为国家补贴退坡、缓解补贴资金压力创造了有利条件。
 
推动平价(低价)上网项目并非立即对全部风电、光伏发电新建项目取消补贴,现阶段的无补贴平价(低价)上网项目主要在资源条件优越、消纳市场有保障的地区开展。“目前,在资源条件优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区,风电、光伏发电成本已达到燃煤标杆上网电价水平,具备了不需要国家补贴平价上网的条件。” 辛克锋指出。
 
记者在采访中获悉,受益于主机设备价格下降、技术进步及项目开发经验提升的驱动,陆上风电成本稳步下降,光伏发电成本也显著降低。与2010年相比,风电、光伏度电成本均有较大幅度下降。辛克锋认为,未来风电、光伏度电成本的变化主要是受非技术因素的影响,与风电相比,光伏度电成本下降潜力更大。
 
风电、光伏的非技术因素影响“平价上网”早已成行业共识。风电、光伏融资利率水平过高、非技术成本等因素延缓了补贴的退坡速度。辛克锋告诉记者,随着相关利好政策的陆续出台以及电网适应能力、技术水平的提高,新能源的发展会摆脱非技术因素的限制,未来会逐步由辅助能源转变为替代能源。
 
只有在利用小时数有保障、各项成本有效降低的情况下,风电才可以实现平价上网目标。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。
 
在当前的技术成本条件下,新能源平价上网项目大规模建设,还面临消纳和市场化交易降价等压力,即电量和电价如何得到有效的保障。“需要去除地方非技术成本、解决土地利用、落实全额保障收购(发电权交易)、长期电价保障。” 辛克锋指出。
 
政策趋向多元化是必然方向
 
最新数据显示,2018年,全国光伏发电量1775亿千瓦时,同比增长50%。新增装机4426万千瓦,仅次于2017年新增装机,为历史第二高。2018年,全国风电弃风电量277亿千瓦时,同比减少142亿千瓦时,全国平均弃风率为7%,同比下降5个百分点,继续实现弃风电量和弃风率“双降”。
 
种种迹象表明,2019年风电、光伏的政策风向标十分明确。业界也均预测,今年将出现大批无补贴项目并网发电。“成本降低、平价上网,将使新能源行业由政策补贴驱动向市场驱动转变。” 辛克锋表示。
 
记者了解到,虽然《通知》没有直接给予电价补贴,但并不意味着国家扶持力度的减弱。《通知》提出的一系列支持措施,重点是做到“四个保障”。一是保障上网。在项目规划阶段,省级能源主管部门要督促电网企业加快建设接网工程,做好项目接网方案和消纳条件的论证工作,保障项目建成后能够及时并网运行。二是保障合同。平价上网项目由电网企业按项目核准时国家规定的当地燃煤标杆上网电价,与风电、光伏发电项目单位签订不少于20年的长期固定电价购售电合同。平价上网项目和低价上网项目均由电网企业保障好优先发电和全额保障性收购,同时鼓励平价上网项目通过绿证交易获得合理收入,完善支持就近消纳的输配电价政策。三是保障消纳。省级电网企业承担电量收购责任,保障平价(低价)上网项目的消纳。四是保障环境。在确保完成全国能耗“双控”目标条件下,对各地区超出规划部分可再生能源消费量不纳入其能源消耗总量和强度“双控”考核。
 
对于新能源企业,以及整个新能源行业来说,如何应对目前的政策环境,实现由补贴依赖向平价转变?“保障消纳、锁定20年电价、发电权交易、绿证交易、电网接入保障、优化投资环境等,这些利好政策将极大提升市场信心。” 辛克锋认为。
 
充分利用市场机制挖掘消纳空间,进一步提高可再生能源项目增量发电能力。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。
 
在去补贴的背景下,风电、光伏企业将面临短期“阵痛”,但对行业长期发展将形成利好。从消费端看,无补贴平价上网的风电、光伏将进一步降低用户端电价,有利于进一步提高清洁能源在能源消费总量的比重;从生产端看,无补贴平价上网政策有助于加快推进风电、光伏电站建设,也有助于倒逼发电企业不断改进生产技术,从而进一步推动风电、光伏等清洁能源发电成本不断降低,实现良性循环,并且,企业也可借此扩大市场份额。如今,不少新能源企业正在谋转变求发展。
 
辛克锋指出,利用大数据等手段进行精确的资源评估;定制化主机设备选型;数字化场站设计、施工及运维;推进智能设备、智慧场站技术应用;优化设计,降低度电成本,这些都是新能源企业增强自身竞争能力,适应市场变化的有效举措。
 
加速“断奶” 风电平价上网“超预期”
 
在国家政策红利的刺激下,我国风电行业市场实现规模爆发式增长,同时面临市场竞争、电价退坡、弃风限电、补贴拖欠等挑战。尽管如此,如今风电发展进入新时期,风电平价上网“超预期”加速到来已是业界共识。
 
记者在采访中了解到,经过30年的发展,我国风电产业已经长大,2018年风电度电成本有的低至0.2~0.3元/千瓦时,较多年前0.8元/千瓦时的水平降了一半还多,已经具备了与火电等传统能源竞争的能力。并且,在电价退坡下降的大趋势下,平价上网将是风电行业不得不面对的一个现实。
 
在降成本、补贴退坡的背景下,推动风电等可再生能源平价上网已成为当前行业发展的迫切任务。那么,如何推动风电行业尽快摆脱对财政补贴的依赖,快步实现平价上网?如何拓展风电产业新的发展空间呢?
 
对于风电产业未来的发展空间,辛克锋认为,分散式风电和海上风电正在成为风电行业未来新的增长点。他告诉记者,“分散式风电从电网角度看,主要特点是接入电压等级为110千伏及以下,并在110千伏及以下电压等级内消纳,不向上一级电压等级电网反送电。分散式风电装机容量不能超过所接入电网最低负荷,这实际就是一种分布式电源的概念,实现就地消纳。对分散式风电的前景比较看好,它具有投资少、商业模式灵活、就地消纳等优势。”
 
目前,我国分散式风电发展逐步升温,被业内视为风电规模化发展的重要力量。据悉,2018年,国家相关部门陆续发布了多项支持分散式风电开发的文件,地方政府也相继出台了分散式风电的发展规划。根据规划,2018~2020年,仅河南、河北、山西三省分散式风电建设规模就已超7吉瓦。有机构预计,到2020年,我国分散式风电装机将达到20吉瓦,年增长率在100%以上。
 
“建设集中式还是分散式风电,需要考虑土地资源、接入条件、电网负荷、运维管理模式等各种因素,分散式是集中式的补充。分散式就地消纳降低了电能输送成本,对电网是有益的。而分散式风电能否实现平价与资源情况、接入条件、负荷消纳、土地利用、融资方式等相关,实现平价上网还需要一定时间。此外,对于分散式风电,电网适应性指标应与集中式有所不同,可适当降低最低负荷容量限制,支持分散式风电发展。” 辛克锋认为。
 
与此同时,我国海上风电也正迅速崛起。2018年上半年我国海上风电市场不断成长,海上风电建设活动显著提速,海上风电项目公开招标规模同比增长超过20%。随着海上风电相关政策的不断完善以及大容量海上机组、基础和海工等技术进步带来建设成本的进一步下降,“十三五”期间海上风电市场有望持续向好。据悉,目前已经完成了近300万千瓦的装机容量,照此发展速度,到2020年,完全可以完成500万千瓦装机、开工建设1000万千瓦的“十三五”规划目标。
 
目前,我国风电在全部发电量中的占比接近5%,还没达到10%,距离国际先进水平仍有较大差距。各种可再生能源形式要结合起来,实现多能互补,更好地加强合作。在经济发达地区、电力负荷强的地区和沿海地区,通过分布式系统把风能、太阳能、生物质能等紧密结合起来,应用智能化、信息化技术建立多能互补的分布式能源系统。
 
未来风电产业的发力点,是技术升级引领,是比电量、拼质量。数字化、智能化等创新技术的应用,将有效提高风电产品开发以及运营维护的效率和质量,有利于降低度电成本,为风电行业可持续发展提供重要支撑。
 
发挥“合理补偿+灵活兜底”的协同效应
 
《通知》提出,鼓励平价上网项目通过绿证交易获得合理收入,作为新能源企业的合理补偿,绿证制度应该如何与配额制以及市场机制有效衔接?
 
辛克锋认为,配额制与绿证制度的配合应从两方面展开:一是强化配额考核,提高绿色证书市场的有效性。严格科学地配额考核机制,是促进配额承担主体遵循配额制的有效手段,考核的力度至少应大于购买绿色证书的成本,使不履行配额义务的成本高于履行配额义务的成本。二是加强政策与机制的协同建设。配额制能够为新能源发展“兜底”,而绿证交易在一定程度上可以引导产业发展,需要协同推进建设。目前的绿证交易还处于“自愿认购”阶段,需要制定有效的监督机制,促使配额承担主体履行义务。
 
同时,在配额制与市场机制有效衔接上,辛克锋指出,一是平价上网与绿证交易同步推进。随着平价上网政策的全面实施,新建的风电、光伏项目不再享受补贴电价政策,绿证为可再生能源发展提供市场的灵活性,以绿证交易替代部分补贴,使新能源发电企业通过市场化交易手段提高收益。
 
二是提高责任主体市场参与度。从配额制征求意见稿来看,由最初的完全的处罚变为奖优罚劣相结合,对于责任主体而言,完成配额制的动力将更大。
 
三是减少政府干预,发挥市场作用。在配额制政策框架下,地方政府和开发企业可以根据自身的资源条件和技术优势自主选择成本最低的方式来完成配额,避免了人为设置分品种的发展目标和年度指标与实际需求不符合的矛盾,也确保了系统总成本最小。
 
四是激发消费侧的主观能动性。配额制征求意见稿中提到“售电企业和电力用户协同承担配额义务”,对售电公司规定所售电量中的可再生能源消纳比重,售电公司必须去购买新能源电力并且必须把它卖给用户,实现这一前提是确保新能源电能够优先发出来,使得用户侧消纳的责任比较清晰,积极性比较高,这就能有效解决新能源“重建轻用”的问题。这不仅有利于本省内新能源电力的最大化消纳,还将促进跨区域的调度,对可再生能源电力过剩省份的电力消纳同样有较大帮助。
 
“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——这是切实可行的有效途径。” 辛克锋表示。
 
新能源行业要获得可持续发展,还得依靠技术和商业模式的创新,以及融资模式、建设模式和运营模式的创新。在竞价上网新的形势下,新能源行业发展需要以新一轮变革为契机,创新和发展新的经营模式,在平价上网时代的能源和电力市场赢得新的发展空间。通过全产业链技术创新和合作,推进以信息化、数字化为依托的产业链升级,提升产品质量和智能化水平,降低成本,提升产业生态的竞争力。
 
“从政策角度看,配额制、绿证、发电权交易、跨区域送电、弃风供热、调峰电价补偿、直供电等政策,都将有利于新能源消纳;从技术角度看,多能互补、智能微网、储能技术等将有利促进新能源消纳。” 辛克锋表示。
 
版权声明
 
本文刊载于《中国电力企业管理》2019年01期,作者系本刊记者。
 
原标题:如何实现后补贴时代新能源高质量发展
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责任编辑:叶雨田

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