蔡绍宽:平价上网助力海上风电行业发展

　　陆上光伏电价

　　中国陆上光伏电价经历了示范(初始投资补贴)、定价(政府核准电价)、调整(特许权招标定价)、市场化平价(竞争性无补贴)上网四阶段，历时16年，人们把这个国内光伏电价发展全过程称为“从4元/kWh到0.31元/kWh走向平价时代”。

　　目前，国内最低的光伏项目中标电价青海格尔木领跑者项目0.31元/kWh(注:由于领跑者计划附加了若干非市场化优惠条件，不能作为比较基础)，已经低于当地的脱硫煤电价0.3274元/kWh，也低于全国平均的脱硫煤电价。毫无疑问，2019年的光伏市场，将是“补贴项目”和“平价项目”并存，即“存量补贴、增量平价”的时代。

　　电价下降最重要的原因，是光伏系统成本的下降。其中，主要是光伏组件价格的下降。

　　按真正市场竞争电价水平，当前光伏电价应为0.40~0.45元/kWh。

　　陆上风电电价

　　中国陆上风电电价定价机制及其演变过程

　　中国陆上风电从20世纪80年代开始迅速发展，陆上风电总装机容量(除台湾地区外)从1989年底的4.2MW增长到2018年的19.3GW，位居世界第一，成为全球风力发电规模最大、增速最快的市场。回望中国风电发展的短短几十年时间，大致经历了以下六个阶段[1-2]。

　　1)初期示范阶段(1986-1993年):中国风电行业从无到有。主要利用国外赠款及贷款，建设小型示范风电场，政府的扶持主要在资金方面，试验示范给予投资建设阶段的风电场项目和风机研制直接补贴，风电电价与各地区燃煤电价持平。如1986年山东荣成马兰湾风电场上网电价约0.28元/kWh，90年代达坂城风电场的上网电价不足0.3元/kWh。

　　2)产业化探索阶段(1994-2003年):首次建立了强制性收购、还本付息电价和成本分摊制度，由于投资者利益得到保障，贷款建设风电场逐渐增多;但由于技术和政策上的重重障碍，中国风电发展依然步履维艰，每年新增装机不超过100MW。这一时期的上网电价由风力发电厂与电网公司签订购电协议，各地价格主管部门批准后，报国家物价部门备案，因此风电价格各不相同。最低的仍然是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网电价相当，如张北风电场上网电价为0.38元/kWh，浙江括苍山风电场上网电价则高达1.2元/kWh。

　　3)产业化发展阶段(2003-2007年):主要通过实施风电特许权招标来确定风电场投资商、开发商和上网电价，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式确定风电上网电价。通过施行《可再生能源法》及其细则，建立了稳定的费用分摊制度，迅速提高了风电开发规模和本土设备制造能力。这一时期中国的风电电价政策属于招标电价和核准电价并存的时期。各省核准的电价差别较大，一般采取当地脱硫燃煤电厂上网电价加上不超过0.25元/kWh的电网补贴。

　　4)规模化发展阶段(2008-2012年):在风电特许权招标的基础上，国家发改委于2009年7月首次正式颁布了陆地风电上网标杆电价政策，分别为0.51元/kWh、0.54元/kWh、0.58元/kWh和0.61元/kWh。这个阶段风电项目开发商较为集中，风电设备主要依赖进口，国内主机设备产业链尚未成熟;结合北方区域优质的风资源条件，风电项目普遍具备良好的收益水平。

　　5)国产化发展，风电补贴退坡，弃风限电凸显阶段(2013-2017年):三北区域由于自身消纳能力有限和送出通道建设的滞后，南方区域对环境要求更加严格，陆上风电新增装机容量显著下降，弃风限电的问题快速凸显，国内风电项目开发开始向中东部和南方低风速市场转移。同时风电补贴“退坡”，陆上风机装备制造行业产能过剩，风电新增装机容量显著下降。在此期间风电开发主体也开始呈现出多样化的特点，民营资本开始活跃在风电开发领域。风电标杆电价在这一阶段末期稍有降低，到2017年年底分别为0.47元/kWh、0.54元/kWh、0.54元/kWh和0.60元/kWh，仍具备较高的补贴水平。

　　6)平价化竞争性配置资源阶段(2018-2020年):国家能源局2018年提出风电项目要通过竞价方式配置，结合平价大基地的崛起，“风火同价”的时代已经到来。在此期间，以“特高压+大基地”建设为契机，以“竞价上网”乃至“平价上网”为目标，国内风电发展重心开始回归北方区域。陆上风电标杆电价进入随时间推移、技术进步、成本降低逐步下调，直至竞争性配置资源实现平价上网的阶段，也就是目前中国风电电价政策。

　　最新陆上风电上网电价

　　2019年5月国家发展改革委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2019〕882号)[3]，给出了陆上风电上网的最新电价政策:

　　1)将陆上风电标杆上网电价改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。

　　2)2019年I~Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为0.34元/kWh、0.39元/kWh、0.43元/kWh、0.52元/kWh(含税、下同);2020年指导价分别调整为0.29元/kWh、0.34元/kWh、0.38元/kWh、0.47元/kWh。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱销、除尘电价，下同)的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。

　　3)参与分布式市场化交易的分散式风电上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴。不参与分布式市场化交易的分散式风电项目，执行项目所在资源区指导价。

　　4)2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴;2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

　　至此，中国陆上风电电价完全进入了平价化上网时代。若计入一、二类风电场资源区均需远距离输电，加上过网费后，实际上风电价格还高出沿海负荷中心煤电和核电电价较多。

　　海上风电电价

　　我国的海上风电发展历程，以2008年上海东大桥102MW海上风电场核准为标志，中国海上风电已经经历了11年的发展历程。从上网电价价格变迁的角度看，可以分为三个阶段:核准电价阶段、标杆电价阶段、标杆电价为指导价的竞争性配置资源阶段，可以肯定的推测，下一步就是价格形成机制的终点站--平价上网条件下的竞争性配置资源阶段。

　　从2008-2014年，我国海上风电经历了6年核准确定电价的阶段;到2014年，国家发改委下发《关于海上风电上网电价政策的通知》(〔2014〕1216号)文件，根据文件规定，非招标的海上风电项目，2017年前投运的近海海上风电项目上网电价为0.85元/kWh，潮间带风电项目上网电价为0.75元/kWh。按照当时海上风电1.6~2.0万元/kW的造价成本测算，虽然收益率不高，但足以保证开发商盈利。海上风电在沉寂多年之后开始加速发展。

　　四年之后，第二阶段来临，2018年5月政府颁发了《国家能源局关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》(国能发新能〔2018〕47号)，推行竞争方式配置风电项目。从此，发改委要求尚未印发2018年度风电建设方案的省(自治区、直辖市)新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。已印发2018年度风电建设方案的省(自治区、直辖市)和已经确定投资主体的海上风电项目2018年可继续推进原方案。从2019年起，各省(自治区、直辖市)新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。各省(自治区、直辖市)能源主管部门会同有关部门参照随本通知发布的《风电项目竞争配置指导方案(试行)》制定风电项目竞争配置办法，抄送国家能源局并向全社会公布，据此按照《指导意见》确定的分年度新增建设规模组织本地区风电项目竞争配置工作。据此，各省市区开始陆续出台竞争性配置资源政策。但在标杆电价没有调整之前，大家的竞争理念还是在心中有一个参照价位也就是原标杆电价，加之当前海上风电的成本仍然较高，产业链上相关企业均是微利甚至亏损经营，因此，竞价水平可能会在0.85~0.75元/kWh价位区间内。

　　第三阶段过早来临，当从业人士还在受“竞争性配置资源”影响的惊魂未定之时，仅仅1年后的2019年5月21日，国家发展改革委就颁发了《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2019〕882号)文件[3]，不仅指明了陆上风电的上网电价，同时也明确了海上风电的上网电价:(1)将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价;(2)2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为0.8元/kWh，2020年调整为0.75元/kWh。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。

　　如果按照理性竞争原则分析，在指导价以下0~0.10元/kWh范围内竞争即竞争价位范围在0.70~0.80元/kWh(2019年)和0.65~0.75元/kWh(2020年)，如果出现很难防止的非理性竞争情况，则很可能竞争价格会在0.65元/kWh(2019年)和0.60元/kWh(2020年)甚至更低。

　　这就是海上风电从业者不得不面对的现实!

　　海上风电平价上网的价格如何确定

　　那么，社会公众最关心的问题必然提出来了，海上风电到底多少电价算平价上网?我们需要有一个比较基准论证。下面，我来试证一下。

　　从以上归纳展示的归类电源电价已经清楚地看到:火电，绝大部分为0.42元/kWh以下;核电，绝大部分为0.43元/kWh以下;水电，东部存量电站为0.42元/kWh以下，西部存量电站为0.35元/kWh以下，西部增量电站为0.40元/kWh以上，过网费为0.15元/kWh以上;太阳能发电，西部光伏为0.42元/kWh左右、过网费为0.15元/kWh以上;陆上风电，已经进入平价上网时代但均只能就地消纳或参与小范围内的平衡，原因是电能质量较低形成过网费过高;海上风电，尚需较高补贴，规模化道路艰巨等，从六种电力能源的价格分析研究结果来看，火电、核电在当前以电价作为主要比较因素来比较，仍然具有其他电力能源不可比拟的价格优势。

　　但是，煤电的排放是公认的造成污染最严重、导致地球温室效应不断提高的罪魁祸首之一。因此煤电价格本身已经不是价格的问题，而是一个保卫我们的地球家园、保卫我们的健康生活环境的问题，因而限制其发展是一个国家战略的决策。因此，煤电的未来前景，是禁批增量、逐步淘汰存量，不能成为平价上网的衡量对象;核电的电价水平较低，甚至可能还有降价空间，也具有不可比拟的价格优势，但是，由于公众接受度很低，致使核电的前景只能是微增长，不可能成长为主力电源，不能成为平价上网的衡量对象;由于资源最丰富且开发条件最优的西北部陆上风电和陆上光伏受电能质量差过网费高的影响，只能成为就地消纳或较小区域内平衡的电源。综上所述显而易见，作为未来我国负荷大规模集中的东南部沿海地区，平价上网定价的比较电源增量种类只能是西部大水电和海上风电之间的比较。因此，科学的结论是:平价上网电价是零补贴的电价，靠补贴是不可能规模化发展的;环保要求和公众安全忧虑导致低价煤电不再增长、低价核电微小增长;西北部光伏、风电均已进入平价上网时代，但由于其大幅波动性、不可预测性、随机性导致的电能质量差，大容量远距离输电过网费一般为水电和火电的1.3~1.5倍，也不可能大规模的参与东南部沿海负荷中心的电力平衡;只有西部大水电和东南部沿海海上风电才有参与东南部负荷中心负荷增量的电力电量平衡。因此，西部大水电送到东南部沿海负荷中心的落地电价就必然成为海上风电平价上网的定价基础，别无他途。可以说，发展海上风电比较的价格，是在清洁能源之间的比较，而在与清洁能源的比较中，又主要是与待开发的西部大水电相比较。西部大水电中将来上网电价都高于0.40元/kWh，送到东南沿海的过网费都高于0.15元/kWh，则海上风电平价上网的标准就应该确定为0.55元/kWh。有人会说，这个价格太高了，无法接受!但是我们必须清醒的认识到，社会发展需要电力供应做支撑，而电力供应的增量和即将逐渐淘汰的存量煤电只能靠西部大水电或近海风电解决，这是唯一的选择，别无他途!当然，随着输变电技术进步也可能降低高电压远距离大容量直流输电成本，因此，更远期的未来评价平价上网的电价标准也可能降为0.5元/kWh。

　　需要特别关注的是:不管发生怎样的情况，不能推高终端用户供电价，降成本不仅仅是发电侧的任务，也必须由输变配环节承担一部分责任。因此我认为，电网公司环节在现有基础之上，承担再降0.05元/kWh环节成本是比较合适的。这样，就比较合理的解决了“发、输、配、用”四个环节的合理综合平衡协调难题。