降低非技术成本与电网规划形成合力 促进风光平价上网
点击次数：3786 次 更新时间：2019-02-26
此次平价上网政策的实质是试点经验摸索，文件划定了2年的窗口期，从现在到2020年，在维持一定新增规模的前提下，在资源较好地区的增量市场进行探索和扩张。我认为实现平价上网，除了降低非技术成本等因素以外，还要发挥电网规划的导向性，以电网引导新能源，特别是分布式电源发展，同时促进国家、地方政府及新能源企业形成合力，以更多的商业模式创新，从根本上推进能源转型。
相对于人们对于新事物线性的认识过程，我国新能源发电技术及装机却呈现着几何指数级的发展速度，这种“不对称”在不断演进的政策和不确定的市场环境下不免会催生焦虑和疑虑，但与之相对，在“不断演进”中，却往往蕴藏着重大的改变，在“不确定”中，预示着更多确定的可能。
如果以2018年为坐标为我国新能源发展描绘历史轨迹，从“十五”期间我国首次提出新能源产业发展的相关规划到“十三五”前两年，我国可再生能源发展波澜壮阔——在产业发展初期补贴政策的支持下，经历数年“高歌猛进”的发展，风电、光伏装机规模位居世界第一，远超排名第二位的国家，但其背后却隐藏着补贴缺口“滚雪球”式的增长和弃风弃光的严峻挑战；2018年，在光伏“531”新政和风电竞价上网的政策推力下，可再生能源发展跌宕起伏——光伏补贴退坡、规模严控，以降成本为导向的风电竞价上网机制日趋明朗，尽管部分新能源企业经营状况不尽如人意，但同时在经历行业“大洗牌”后的新增装机量也震惊业界，“硬核”发展态势和逐渐好转的消纳形势也使人们从消极中看到了积极；2019年新年伊始，被舆论认为“最具诚意”的新能源发展政策——《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》（以下简称“平价政策”）为产业带来重磅“利好”消息，从十大现实维度助推新能源摆脱补贴的路径依赖，提升市场竞争力，推动产业技术进步，同样也预示着新能源产业正式步入平价上网过渡期的“后补贴时代”。在与2018年末印发的《清洁能源消纳行动计划（2018~2020年）》的共同“化学反应”下，新能源产业在资本市场表现出强势上扬，国家层面推动新能源发展的积极性不仅提振了长期徘徊、观望与彷徨的市场信心，同时也为风电、光伏从补充能源向主体能源转变作下良好铺陈。
新能源产业的发展壮大，除了其“绿色基因”所决定的推动能源转型的内涵外，同时还兼具拉动制造业发展，抢占新经济新技术战略性制高点的外延。毋庸置疑，无论是国家相关政策，亦或中央经济会议精神，都表明了将清洁能源产业发展作为国家战略的意志与决心。与此同时，我国新能源发展已经从追求规模和速度的时代迈向提高利用率、提升收益率的高质量发展时代。尽管在2018年错综复杂的经济环境和“吃不准”的政策调整中，新能源产业仍在负荷增长超预期的良好市场环境下，展现出了与之相匹配“好于预期”的表现；在开发布局进一步调整优化，市场化交易手段不断丰富多样的同时，电网企业加强全网统一调度，外送规模明显增加，风电、光伏的弃电率下降至7%、3.2%，实现了规模化发展以来历史最好水平。
但在确定环境中仍有细节亟待确认。随着新能源消纳形势逐渐好转，地方发展新能源的积极性或将因此激发，但对于未来市场的预期，以及关系到每个具体项目收益的系统成本，不仅直接影响到金融领域对新能源产业的“友好程度”，而且，产业发展的规划布局和相关方的利益调整，还将长期作用于新能源产业链的规模化发展。目前我国电力市场化仍处在建设初期，没有完备的“高来高走”的价格体系作疏导，未来的交易模式在“降低用能成本”的导向中如何更好地体现新能源的价值，如何与上一级批发电力市场有效衔接；在“既要保电量，又要保电价”的计划手段下如何实现开发与消纳的良性循环，都是关系到新能源产业高质量发展和能源转型速度与速率亟待探索的问题。
“通过补贴政策激励，新能源发展的最终目标是‘去补贴’，这是我国发展新能源的初心和使命。平价上网并不是新能源的发电成本与常规火电发电成本相当，也不是基于我国火电标杆电价的上网电价与火电同价，而是风、光等新能源发电零补贴上网。”国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧在接受本刊专访时向记者表示，“此次平价上网政策的实质是试点经验摸索，文件划定了2年的窗口期，从现在到2020年，在维持一定新增规模的前提下，在资源较好地区的增量市场进行探索和扩张。我认为实现平价上网，除了降低非技术成本等因素以外，还要发挥电网规划的导向性，以电网引导新能源，特别是分布式电源发展，同时促进国家、地方政府及新能源企业形成合力，以更多的商业模式创新，从根本上推进能源转型。”
利益博弈下的成本焦虑
“我赞成光伏行业协会王勃华秘书长的说法，我国的光伏行业是一个很争气的行业，发电成本已经实现全球最低，但实际上世界一些国家光伏电站的中标电价已经低于我国目前的水平，从这个层面也说明了当前我国光伏发电成本高的主要原因还是非技术成本高，比如融资、土地税费等，那么以光伏为代表的新能源发电能否率先走向平价，首先就要解决非技术成本问题。”李琼慧介绍。
在此次平价政策的首要位置，对于治理违规收费、“捆绑销售”等几个“重灾区”开门见山、直抒胸臆——要求地方政府在土地利用及相关收费方面予以支持，禁止设置任何形式的资源出让费及建设捆绑条件。同时明确合理安排信贷资金规模，创新金融服务及相关金融产品。并提出鼓励分布式交易，减免政策性交叉补贴予等费用，力求将目前占比达38.7%的非技术成本降低至15%的区间，但实现与否却还存在着一定的不确定性。
据了解，在国家简政放权的背景下，新建项目的审批备案职能均已下放至省级能源主管部门；2019年以后，平价上网项目主要向当地省级能源主管部门申报。一方面出于拉动地方经济发展的考虑，地方政府通常在项目审批中会要求搭配相关配套产业，或以税赋的形式保证利益统筹和分配；另一方面，如果发展新能源于地方经济发展无益，地方政府支持新能源发展的积极性将大打折扣，利益博弈在所难免。在目前“去补贴”的大势之下，市场仍保持观望态度，很有可能会影响到未来一段时间的规模。无论是促进新能源产业壮大，亦或是从根本上解决非技术成本的问题，如果忽视地方利益，抛开地方政府主观能动性所产生的巨大推力，产业也很难形成规模化发展，多方共赢的态势更无从谈起。而如果从国家层面对利益进行合理调整，对现行政策进一步梳理和协调，比如将相关税收归置于地方政府，“捆绑销售”等问题自然就可以避免，新能源企业的收益最终也将回馈于社会，带动地方经济发展，形成“共赢”的良好产业、经济生态。
在谈及分布式新能源系统成本的问题时，李琼慧坦言，“对于此次平价政策中提出的分布式发电交易还存在较多分歧。从现实角度来看，分布式交易的方向与整个电力市场化改革的方向还存在一些偏差。政策的初衷是好的，但目前我国成熟的电力市场还没有形成，未来分布式交易市场如何与上一级电力市场有机融合在世界范围内还没有先例。而更核心的问题是，免除交叉补贴和输电费用只是权宜之策并非长久之计。”
自2017年11月两部委印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，分布式发电交易被光伏等新能源企业寄予厚望，特别是在“531”新政发布后，政策缓冲效应明显的“隔墙售电”模式呼声愈加高涨。尽管在2018年1月国家能源局以《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》将交易试点启动时间推迟数月，但到目前为止，35个试点项目进展依然缓慢，从中也不难窥见开展分布式能源交易的难度之大，协调各方利益的寓意之广，统筹电力市场化建设的任务之艰巨。而从世界范围来看，拥有成熟电力市场的国家，均以中长期合同或金融合同作为新能源企业的收益保障，以现货市场实现新能源的充分消纳，以溢价或差价合约等市场机制及激励政策鼓励新能源进入市场，逐步实现新能源按照电力市场规则与其他电源无差别竞价上网。
“站在分布式项目业主的角度，分布式交易免除了交叉补贴和输配电费用，参与交易的分布式项目在不依赖补贴的情况下似乎可以实现较高的收益率。但实际终端用户的用电价格并不是上网电价+输电成本+交叉补贴这么简单。此外，只要有交易，都会伴生交易成本，没有交易成本本身就不符合市场规律。所以从国际经验来看，对于分布式电源，尤其是自发自用为主的项目，采用净电量计量的模式最简单可行，既不改变现有的电价体系，同时还合理规避了税费等交易成本，也能更好地与电力市场相衔接。”
李琼慧介绍，采用净电量计量法，是以年为单位测算上网或下网电量差额的净值，如下网电量大于上网电量，则作为用户按照不同用户类别的电价与电网进行结算，反之，则作为电源点以当地脱硫燃煤标杆电价与电网进行结算。按照这样的模式，虽然电网损失了部分售电量，但相比分布式发电市场化交易，也节省了交易和管理成本，因此在美国、日本及欧洲国家都已有多年的实践经验。
“如果要鼓励分布式发展，还需要从政策细节上下功夫。相对于传统电源，风电、光伏的发电量和发电特性存在很大差异，因此也不必担心会因采用净电量计量而衍生出类似自备电厂的附加效应。但尽管这样的项目不需要补贴支持，却并不等同于不限制单个项目规模而随意建设。借鉴国外经验，在发展初期可以适当限定规模，以500千瓦为上限，从局部试点摸索规模管理经验。同时对于余电上网和产权分界点的安全和质量问题，以及影响项目收益率的自发自用比例门槛设置等问题，都需要相关部门出台备案程序和管理办法加以明确和引导。”李琼慧建议。
“电从身边来”与“电从远方来”的最优与次优之争
关于“电从身边来”与“电从远方来”的最优与次优之争延续至今仍未有定论，这其中不仅涉及舆论对于远距离大规模送电经济性的质疑，同时还掺杂着“三期叠加”和能源转型关口下业内对于能源系统规划和布局的思考。随着时间推移，在我国改革开放初期中东部地区建设的部分火电机组即将进入退役期，同时“局部缺电”的警钟却在2018年频频拉响。一些业内专家比照德国可再生能源发展路径作出论断——中东部风、光资源足以满足当地的负荷需要，不必考虑西部开发及外送。
“大力发展新能源已成为共识，如果可以实现以本地分布式新能源来满足当地的负荷需要，对于我国能源转型也是事半功倍之举，绝对是件好事，将极大降低我国能源转型的难度。但如果脱离了客观实际，不考虑中东部地区用电负荷密度高而新能源能量密度低的客观事实，可能事与愿违，好心办了坏事。2018年部分中东部地区开始出现用电紧张，假设不超前谋划西部新能源开发外送，一旦中东部地区出现缺电，到时候别说燃煤机组，柴油发电机都有可能用上，如果出现这样的结果究竟是推进，还是阻碍了我国的能源转型呢？”李琼慧说。
正如当年备受争议的西南水电开发，一部分反对者认为，未来四川及重庆等地负荷将呈现大规模增长，西部地区没有必要进行大规模的水电开发外送，应留以自用，如果提前开发，将来西电东送将面临无电可送的窘境。而多年的西电东送经验表明，通过提前规划合理布局，西部清洁能源不仅为我国东部经济发展起到了强有力的支撑，凸显了清洁能源的经济效益和环境效益；同时多年的特高压建设及电网布局实践，也进一步印证了电网“网络”属性在地区间、电源品种间的交互和互济的能力，而并非简单作为一条输电线路所具有的单一输送功能。
“我国在新能源发展之初也希望借鉴德国经验，优先发展分布式。”李琼慧介绍，一方面，从我国可再生能源发展“十五”规划开始，我国光伏发电发展就提出优先开发分布式，但由于没有足够的市场规模，没有规模化发展降低成本的基础，不得不选择集中式开发。通过多年发展实践，西部优质的风光资源和集中式电站的规模发展不仅从经济性上开创了平价上网的必要条件，并且为后续发展奠定了雄厚的技术积累；另一方面，德国的分散式新能源发展策略，是由该国国土面积、资源禀赋和电力系统架构所决定，近几年德国也在积极参与欧洲输电联盟输电网络规划建设，其国内也有北电南送的输电计划实施，因为无论是解决新能源的波动性，还是更高要求的供电可靠性保障都需要通过更大的电网来平衡和提供。
从发展趋势观察，在新能源竞价、平价上网对经济性要求的“高压”态势下，市场的自然选择在2018年呈现出中东部新增装机规模继续扩大的趋势放缓，“三北”地区新增装机较2017年有所回升的局面；从现实维度分析，中东部地区自然资源与土地资源约束、用户信誉不稳定等因素依然制约分布式发电项目的规模发展；从能量密度的角度考虑，以目前不足2000小时的分布式能源等效利用小时数来看，与中东部地区高负荷密度的用电需求无法匹配。从现有技术条件来看，新能源发电仍处于“靠天吃饭”的阶段，在储能技术无法实现规模化应用的前提下，以本地分布式新能源来满足当地的负荷需求仍不现实。
“现在很多理念是好的，但美好愿景的实现需要时间。任何产业的发展都应遵循发展趋势和节奏，提前规划、合理布局。随着技术进步，风、光的等效利用小时随着装机规模增长提高到一定程度不是没有可能，单位面积的能量密度提高至火电近半的水平也是指日可待。但是技术进步也需要过程，并不是非你即我，而是慢慢替代的过程，操之过急难免出现揠苗助长的后果。”李琼慧表示。
“电网引导电源”保障“既要、又要”的合理实现
之所以此轮平价政策被媒体解读为有史以来“最具诚意”的新能源发展政策，一重因素是基于自光伏“531”新政及风电竞价上网政策后，新能源产业已经从“闭着眼睛都能挣钱”的状态中不断感受到收益不确定所传导的“挤压”，无论是市场信心，亦或整个新能源产业的走向，都亟待国家对于发展方向的确认和相关政策的“安抚”；另一重因素，此轮平价政策不仅给出了平价上网的具体实施路径和操作细节，同时还以长期购电合同和限电补偿等“计划”与“市场”并举的手段稳定投资预期，为满足“弃风、弃光率低于5%，全部上网电量保价保量收购”等新能源平价上网边界条件营造有利环境，以“通篇利好”的先决因素力促平价上网进程。
“与电网签订20年合同，既要保证价格，又要保障全额收购，同时还要以绿证和发电权交易保障新能源企业的收益，可以说是国家试图从计划和市场的手段中寻找兼顾各方优势的举措。但是在既要、又要和还要的愿景中，难免会产生不协调和不均衡。一方面有可能导致新能源价格的抬升，影响受端地区消纳的积极性，而在目前的环境下，以计划手段协调送受两端的难度还是很大。同时更需要明确的是，不要补贴的平价上网并不等同于不限制规模的无序发展。所以这里面不仅仅是计划与市场之间的矛盾，同时还涉及到保障性收购和不弃电、开发与消纳之间的矛盾。从目前的电网结构和灵活性来看，还很难做到装多少就消纳多少，所以要实现平价，一定要有规划作保障，以电网引导新能源，特别是分布式电源发展，避免网源不协调所导致的大规模弃风弃光再度重演。”李琼慧建议。
不难窥见，落实接网和市场消纳条件的政策初衷是为了避免弃风弃光率的抬升，引导新能源项目的有序发展，这并不是对产业发展的约束，而是为产业更大规模健康发展提供保障。从新能源消纳的外部环境来看，随着解决消纳问题相关政策的逐步落实，以及投资预警机制约束下布局的逐步合理优化，2018年新能源新增装机在与2017年水平保持齐驱的状态下，全国弃风、弃光率实现“双降”。但同样不可忽视，2018年用电增速超预期的客观因素在未来继续延续并不是大概率事件；受相关政策约束已在工业和第三产业迅速开展的自发与不自发的电能替代，对部分省份用电增长的贡献率超过40%，但电能替代属于存量替代，其刺激作用并不具长期持续性；尽管国家在近期批复的重点输变电工程大多是为了解决清洁能源消纳问题，但在中美贸易战中部分企业“抢出口”赶工期的后续效应，也会带来未来一段时间用电量的低迷，同样制约和影响用电量增速和消纳形势。
传统电网规划的主导思想是电源引导电网——以需求为依托，先有电源而后规划电网建设。而就目前我国新能源发电技术水平和出力特性来看，项目开发建设则更需要考虑新能源与电网的规划的协调。一方面，由于新能源的利用小时数相对较低，建设成本偏高，如果要提高经济性，则需要降低输电成本，而这样的前提就是不新增线路，充分利用现有通道；另一方面，前期的消纳市场分析是新能源建设的前置条件，配套的调峰电源和电网则是保障消纳的必要条件，新能源的单独外送并不具经济性，因此也需要尽可能地利用现有通道，或参与电网平衡、或与其他电源打捆进行外送，确保实现弃电率低于5%的平价上网消纳水平。而与之相对，如果完全以电网引导电源规划，也会有制约规模发展的隐忧——往往风光资源好的地方，电网结构并不坚强，但是这样的不匹配，也会随着通道充分利用后，电网投资规模的扩大而逐步解决；同样随着技术积累，低风速风机等技术进步，在电网条件好的地区，新能源的开发利用率也会有所进益。
“目前我国新能源规划还仅仅停留在资源规划的层面，而并非真正意义的系统性规划。目前我国正在调整‘十三五’规划，对于今后两年平价上网项目的规模和并网消纳环节的考量，需要配套政策的落实。真正保障平价上网并非签订一个合同那样简单，而是需要目标加以引导，要让大家知道该怎么干。与此同时，电网企业也需要进一步考虑在确保电网安全的前提下更好地将新能源纳入系统电力电量平衡，促进新能源的利用率和整体消纳形势的进一步向好。”李琼慧建议。
能源体系的“不可能三角”是本世纪困扰全球可再生能源发展的共性问题。即使是在能源系统最优的效率前沿，也未能实现能源成本、清洁高效和安全可靠三者的协调发展。在我国，新能源在确保环境效益的同时，经济性和安全性的矛盾始终贯穿，左右着其发展进程。而近期国际上出现的电网安全事故也表明，片面追求清洁环保和经济高效时忽略电网安全的重要性，波及面及损失程度往往与新能源发电量所产生的经济价值不在一个量级。据了解，我国传统规划将电网安全放在首要位置，而目前新能源发电的应急方案却仍为空白，因此也间接导致了新能源发电利用率较低的现状。尽管近几年电网企业在此类问题上作了诸多探索，但实践经验仍需从理论和方法上加以完善和提升，使之上升至电网导则的规划层面加以应用，更好地开拓新能源的消纳空间。
“安全没有小事，但新能源出力只有装机5%不到的极端情况也会出现，在考虑如何把风光更多地纳入平衡时，可以通过增加储能或其他应急设施保证平滑输出，虽然需要一定的投资，但和损失的电量收益相比，还是可以寻找到一定的盈亏平衡点，对于扩大消纳空间、优化机组安排都会产生一定的积极作用。同时对于储能经济性的提升也是相互促进的过程，有了规模化发展，技术、成本和自身安全性的问题自然就会逐步解决。”李琼慧进一步强调，“在新能源发展从政策驱动转向市场驱动的过程中，不仅相关政策关系到未来新能源的发展走向，新能源企业也需要进一步提质降本、加强市场风险管理，提升自身竞争力。同时，规划、标准和顶层设计也应在不断的实践探索中结合实际发展需要进行调整和优化，鼓励分布式资源集中利用等更多具有可持续性的商业模式涌现，逐步完善、构筑高比例可再生能源系统的未来。”
