時璟麗：風電、光伏平價新政將帶來什么

　　在1月9日公布的《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》(下文簡稱《通知》)中，國家發展改革委、國家能源局明確表示將推進兩類項目：一類是不需要國家補貼執行燃煤標桿電價的風電、光伏發電項目，即平價上網項目;另一類是上網電價低于燃煤標桿電價的項目，即首次提出的低價上網項目。

　　新政出臺無疑將給2019年及以后可再生能源產業發展帶來更直接的推動及更明確的利好。直接影響將是，2019~2020年實施的平價項目作為增量，在保障消納的前提下，將與風光競爭性配置項目以及其他國家政策性項目的管理和建設并行推進，即風光有補貼的項目和相關政策還將繼續，直至補貼完全退出?！犊稍偕茉窗l展“十三五”規劃》中提出，風電將在2020年實現與燃煤發電同平臺競爭目標，預期在《通知》文件到期后，陸上風電將進入全面平價階段，光伏發電也可同時或晚1~2年進入全面平價階段。從平價試點到擴大范圍到全面推進去補貼的機制設置，一方面給予產業合適的市場規模，另一方面也對產業提出技術進步、產業升級、降本增效的目標和要求。

　　間接影響方面，新政通過機制設計，把風光平價項目政策與現有的可再生能源自愿綠色證書機制、正在制定和推進中的可再生能源配額制度等有機銜接，并對地方政府、電網企業、金融機構等提出多方參與要求，共同促進可再生能源市場和產業良性發展。

　　1月10日，國家能源局發布了平價上網政策官方解讀文件，進一步解釋說明了政策的背景、目的、工作機制、支持政策、實施期限等。其中，為推動風電、光伏發電平價上網順利實施，對無補貼平價上網項目支持的八項政策措施是解讀中最重要的內容。這八項支持政策可以分為兩類，一類是此前已經出臺、本次再一次提出或強化的老政策;另一類是針對平價上網特別推出的新措施。

　　延續或更強調操作性的既往政策主要在四個方面，即“避免不合理的收費”、“明確電網企業建設接網工程”、“強化全額保障性收購政策”和“創新金融支持方式”。

　　如“避免不合理的收費”在2018年4月國家能源局發布的《關于減輕可再生能源領域企業負擔有關事項的通知》就曾提出。“全額保障性收購機制”則早在2016年初就頒布了正式文件，同年5月發布了重點地區最低保障性收購利用小時數，其后又在《解決棄水棄風棄光問題實施方案》、《清潔能源消納行動計劃(2018-2020)》等政策文件中體現，并已經取得了很好的實施成效，此次風光平價政策亦將其作為重要政策再次強調。

　　與老政策相比，四項新措施或新提法則更有看點，也更為關鍵。

　　一是不少于20年的固定電價收購政策。平價或低價項目將以煤電標桿上網電價或低于煤電標桿上網電價的招標電價作為固定電價，由省級電網企業與項目單位簽訂不少于20年的購售電合同(PPA)。我國自實施可再生能源標桿電價政策以來沒有嘗試過這一模式，電網企業很少與可再生能源企業簽訂20年長期合同，考慮主要電網企業的合同執行力，長協違約風險低，有利于降低平價項目收益風險，特別是可以降低開發企業尤其是民營開發企業的融資難度。

　　二是鼓勵就近直接交易。對于分布式發電市場化交易的平價項目，將完善支持就近直接交易的輸配電價政策，降低中間輸送環節費用、減免就近直接交易的可再生能源電量的政策性交叉補貼。分布式風光發電項目如果是替代一般工商業和大工業用電，目前成本下實際不需要補貼就可以盈利，如果不具備較高比例的自發自用條件，但能夠與大工業和工商業電力用戶進行直接交易，通過免交未涉及電壓等級輸電費，加上減免交叉補貼等措施，也可具備完全去補貼條件。

　　三是與可再生能源電力綠色證書機制結合，即平價項目可以通過綠證交易獲得合理收益。自愿綠證平臺和交易自2017年7月正式啟動后，由于綠證替代國家電價補貼的定位，綠證價格始終偏高，影響了個人、企業采購綠證的積極性。新政鼓勵平價項目出售綠證，其綠證價格可能較低，可對自愿綠證市場起到激活作用。此外，如果可再生能源配額制度正式實施，達不到配額要求的義務主體也可以通過購買綠證的渠道來完成配額，這會進一步擴大綠證市場，而價格較低的平價項目綠證將更具競爭力，有利于推進平價項目。

　　四是在確保完成全國能源消耗總量和強度“雙控”目標的條件下，超出規劃部分可再生能源消費量將不計入“雙控”考核。平價項目作為可再生能源增量市場，在滿足上述要求情況下，不納入地方“雙控”指標，將調動地方政府的積極性，其支持和發展平價上網項目的力度也將增大。

　　和以往政策相比，風光平價新政有兩大特色，一是上文提及的政策創新，二是考慮了操作性因素進行政策設計，特別是發揮可再生能源相關主體的作用，形成政府、企業和電網等參與主體共贏的局面。

　　一是通過平價低價項目與規劃內的其他項目共同推進市場和產業發展，降低成本，有助于減少對國家電價補貼資金需求，提升資金利用效率。平價上網與正在推進的配額制度和綠證機制銜接，也可以激發綠證交易市場。

　　二是可再生能源企業需要繼續推進技術進步和產業升級，利用好兩年政策窗口期。無論是風電還是光伏發電，近期產業自身降本的關鍵在于效率提升。

　　三是電網企業也可獲得潛在的發展機遇。平價上網項目以及其他可再生能源發電項目建設，需要以接網和消納條件為前提?？紤]為可再生能源提供持續增長的空間，電網也需要在軟件和硬件上持續投入，增強消納風光等波動性電源的能力。在未來風光全面平價階段，風光的持續有序增長，也需要電網和整個電力系統的升級為支撐。

　　和電網企業密切相關的一項機制是不少于20年的固定電價收購政策。從國際經驗看，這項機制于電網利大于弊。如在美國，可再生能源項目簽訂長期購電協議較為普遍，電網企業或中間批發商希望和發電企業簽訂長期協議，其預期電力市場長期價格可能上升，因此從全生命周期的成本考慮，長協價格將獲得更高收益。

　　平價項目需要達到兩個前置條件，一是電網具備接網和消納條件，二是具有較好經濟性優勢。先不考慮消納條件，僅從經濟性上考慮，在當前風光投資和運行成本條件下，國內已有部分地區和領域在2019年具備平價條件。

　　對于陸上風電，在“三北”平坦且風資源優質地區，如果年等效利用小時數達到2750，則8%收益水平下風電電價需求為0.32元/千瓦時，低于吉林、遼寧、黑龍江、冀北、山西、陜西等地的燃煤標桿電價(0.33~0.38元/千瓦時);如果小時數達到3000，則電價需求為0.29元/千瓦時，這一數值與蒙西、蒙東、寧夏、甘肅、新疆的燃煤標桿電價非常接近。

　　在東中部山地一般資源地區，如果年等效利用小時數達到2200，則8%收益水平下電價需求為0.46元/千瓦時，與廣東省燃煤標桿電價相當，且與大部分東中部地區的燃煤標桿差距低于0.05元/千瓦時。

　　由于風資源在各省份內部差異較大，風電場建設條件各異，目前無論是在“三北”地區，還是在東中部地區，均有一定規模的風電項目具備平價條件。

　　對于集中光伏電站，在目前4.5~5.0元/瓦的初始投資水平下，在太陽能資源好、接網和消納條件好的地區，部分電站可以實現與燃煤標桿電價平價，如吉林西部地區，等效利用小時數達到1500左右即可實現平價，此外陜西北部、河北北部、四川西部等部分地區也具備條件。東中部地區在有土地資源的條件下，如果地方有一定的電價補貼政策，也可以有項目按照燃煤標桿上網且不需要國家電價補貼。

　　分布式光伏發電如果有一定比例的自發自用，或者可以進行市場化直接交易，則全國20多個省市區均具備建設平價項目條件。