近日，中國海洋工程咨詢協會海上風電分會會長蔡紹寬通過《南方能源建設》，分享了題為《平價上網助力海上風電行業發展》的署名文章，對各類電力能源的電價現狀和限行電價體系狀況作了總結，特別對海上風電平價上網問題發表了觀點。

　　蔡紹寬，

　　中國海洋工程咨詢協會海上風電分會會長，中國長江三峽集團原總經理助理兼發展研究院院長，教授級高級經濟師，博士生導師。

　　平價上網助力海上風電行業發展

　　--未來五年海上風電從業同仁的使命

　　中國海洋工程咨詢協會海上風電分會會長

　　當今，隨著中國社會對風能資源和太陽能資源的認識不斷全面深入;風能和太陽能的應用科學技術取得關鍵性突破，經濟性的比較優勢逐步凸顯;環境保護對人類生存環境重要性的民眾意識正在前所未有地提高;水能資源進一步開發的經濟性的比較優勢逐漸喪失這四點關鍵性影響因素的產生，讓中國步入了電力能源結構調整的轉型期、電力能源區域平衡戰略調整的轉折期。從中國可經濟利用的電力能源資源區域規模分布再認識來看，可以預見，中國電力能源發展變化的未來五到十年，將出現兩大趨勢性特征:(1)以風電和太陽能發電的迅速發展加存量水電低速發展的微小增量，可再生清潔能源將占電力發展增量的絕對主導地位，其占比將大大提高;(2)國家實施了三十五年之久的“西電東送”能源大平衡戰略必將出現重大調整，即以“西電東送”為主逐步轉向以“西電東送”為輔，以“區域自我平衡”為主，最終形成區域全面自我平衡的新格局。

　　在這個重大變化的歷史進程中，海上風電既承載著重大的歷史使命，又肩負著“降成本、減補貼，直至降成本、去補貼”的神圣使命和艱巨任務。“去補貼”，就是要實現“平價上網”，這里，引申出三個問題:一是平價上網電價如何確定;二是如何降低成本實現平價上網;三是用多長的時間實現平價上網目標。

　　我們把“降成本去補貼”的過程稱為“平價化”過程，我們必須清楚地認識到財政補貼電價只能是政府引導性的過渡期政策，靠補貼電價是難以支撐產業規模化發展的。從海上風電產業發展的邏輯關系分析，必然得出“只有平價化，才能實現規模化”的規律性結論，只有實現產業的規模化發展，也才能支撐產業鏈相關行業長期全面規模化發展。因此，實現“降成本、去補貼”即平價化的目標是海上風電產業相關產業鏈從業企業共同的歷史使命，前景可期，任務艱巨，不得不為。

　　在當前社會進步和市場經濟條件下，決定電力能源結構調整的基本依據有二:一是價格競爭力，二是環境保護制約。因此，對電價趨勢的分析必將成為中國未來電能結構發展趨勢研究的切入點，并應同時針對環保制約這一限制性約束條件加以研究。

　　首先，我概略性地歸納闡述各類電力能源的電價現狀和現行電價體系的狀況。

　　火電電價

　　一直以來，以煤電為主的火電在電力能源結構中的占比長期維持在70%~80%之間，維持該高比例有其必然的基礎條件。我國社會經濟長達三十多年的高速發展，電力能源的供需關系一直處于需大于求的狀況。而火電具有“建設周期短、電價低、見效快、電能質量高、靠近負荷中心建設”等優勢，且還有帶動地方基礎設施建設、就業、相關產業群、稅收等惠及負荷消納區的社會效益，在很多方面具有其他電力能源不可比擬的優越性。在本文中，我們暫時只關注其電價表現。

　　火電行業面臨著與環境協調發展的問題，為了打贏“藍天保衛戰”，國家限批甚至禁批燃煤電廠是必然趨勢。但是從上網電價和電能質量角度來看，燃煤電廠在現在和將來很長時期都有其他電力能源不可比擬的優勢。煤電清潔化發電與煤電保障新能源發電決定了煤電是我國能源中長期清潔發展基礎的歷史使命。2018年火電1月-11月利用小時達到3946h，同比增長175h，火電作為各電源種類中消納排序最靠后的電源，火電利用小時的大幅提升反映出我國電力供需關系的顯著改善。

　　當前的火電行業，除了總量存在產能過剩的問題外，布局、結構也存在問題，尤其是在東南沿海，包括長三角、珠三角，未來不能再建火電廠。目前火電還是最便宜的能源，是最能夠在負荷中心建立的電源。

　　我們來看看目前中國大陸煤電價格的大概狀況:山東、江蘇、福建、重慶、四川、云南(正常情況下)6個省，脫硫煤電電價在0.40元/kWh左右;上海、湖北、海南、浙江、江西、廣西6個省(市、區)，脫硫煤電電價(含稅)在0.42元/kWh左右;北京、天津、河北、河南、吉林、黑龍江、陜西、貴州8個省(市)脫硫煤電電價(含稅)在0.37元/kWh左右;廣東、湖南2個省脫硫煤電電價(含稅)在0.45元/kWh左右;山西、青海、甘肅、蒙東4個省(區)脫硫煤電電價(含稅)在0.32元/kWh左右;蒙西、寧夏、新疆三個地區脫硫煤電電價(含稅)在0.25~0.29元/kWh;新疆電價全國最低，脫硫煤電電價(含稅)為0.25元/kWh左右，西藏電價最高，達到脫硫煤電電價(含稅)約在0.50元/kWh。為了鼓勵新疆電力東送，“疆電東送”上網電價為脫硫煤電電價(含稅)在0.28元/kWh。

　　僅僅從電價競爭力的角度看，長三角、珠三角關停火電后，可以通過特高壓直流輸電從西部產煤大省調電，改變原來北煤南運的狀況，運煤變成空中送電，實現全國范圍的合理布局。現在正在架設的“準東-皖南±1100kV特高壓直流輸電工程”，起點在新疆昌吉，落點在淮南宣城的古泉，輸電線路全長3309km，正負110萬伏的輸電線路，輸送功率12GW，年輸送電量660億度，總投資407億元，單位電度投資0.617元/kWh，輸電線路過網費按合理投資回報率測算，準東煤電上網電價加過網費，應與華東電網當地煤電上網電價相當。

　　核電電價

　　2019年4月，國家發展改革委發布《關于三代核電首批項目試行上網電價的通知》，明確未來三年三代核電首批項目試行上網電價。其中廣東臺山一期核電項目試行價格為0.435元/kWh;浙江三門一期核電項目試行價格為0.4203元/kWh;山東海陽一期核電項目試行價格為0.4151元/kWh，沿海三代核電在運機組上網電價均接近沿海的燃煤標桿電價。預期規模化建設的三代核電上網電價將降至0.40元/kWh左右，未來經過革命性的技術進步，如以快堆為代表的新一代核電技術獲得成功，核電價格將可能降到0.35元/kWh以下。如核聚變發電實現技術突破，甚至能將成本降至0.10元/kWh以下，那無疑會對中國社會生活和生產帶來重大的改變。核電作為低碳、安全、穩定、經濟的本地化非化石能源，可有效替代一部分煤電的發電電量，發揮大規模減排作用，提高我國能源供給安全。預計2035年前后我國核電裝機規模可達150GW左右，核電在我國清潔低碳能源構成中的比重進一步提高。

　　水電電價

　　西部水電的分布和電價是什么狀況?當前正在開發建設即將于“十四五”期間投產的大型水電裝機規模達40GW以上，今后如果要繼續開發建設新項目，在7條大江即黃河、大渡河、雅礱江、金沙江、瀾滄江、怒江上游和雅魯藏布江下游，其具有輸電距離很長、電站建設成本高的兩大特征。西部現在的所有水電都在藏區，大渡河上游，黃河上游，金沙江上游，瀾滄江上游，怒江上游，還有個未開發的處女地，雅魯藏布江下游。這些地方全在藏區且主要建材和機電設備運輸距離遙遠，加上高原缺氧，因此水庫淹沒處理、環保處理措施費、建材價格、火工材料耗量、人工費等都相當的高，由于高原缺氧機械效率低，因此其具有輸電距離很長、電站建設成本高的兩大特征。在這些地區的電價不可能低于0.40元/kWh。所以西部就再也沒有低于0.40元/kWh的水電電價了。

　　今后開發的西部大型水電，供電目標地區擬為以上海為代表的華東沿海地區，以廣州為代表的華南沿海地區，輸電距離都將超過1500~1800km以上，過網費都將高于0.15元/kWh。