可再生能源電價市場化之路 —— 文章正文2017-11-03

　　隨著電力體制改革的逐步深入，風電、光伏發(fā)電機組參與競價上網(wǎng)是大勢所趨，但市場化路徑及實現(xiàn)手段存在較大不確定性，且相關(guān)政策的定位為原則性、指導性意見，地方政府實際執(zhí)行情況差異性較大。本文整理了我國風電、光伏發(fā)電現(xiàn)行電價形成機制及相關(guān)政策導向，探討競價過程中面臨的主要矛盾，并指出與火電度電成本相當是實現(xiàn)市場化競價的基本前提。

　　風電、光伏發(fā)電現(xiàn)有電價形成機制以及競價上網(wǎng)的政策導向

　?。ㄒ唬┈F(xiàn)有標桿電價形成機制

　　國家發(fā)改委于2009年、2013年分別發(fā)布了《關(guān)于完善風力發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》（發(fā)改價格[2009]1906號）、《關(guān)于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知》（發(fā)改價格[2013]1638號），明確了風電、光伏發(fā)電按資源區(qū)域執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價的定價機制，該機制主要呈現(xiàn)以下特點：

　　1、分區(qū)域核定電價，依據(jù)當?shù)刭Y源特點及建設成本劃分不同區(qū)域相應核定上網(wǎng)標桿電價，其中風電分為四類資源區(qū)、光伏發(fā)電分為三類資源區(qū)。

　　2、新、舊項目“雙軌制”，即不同時點前后投產(chǎn)的機組執(zhí)行差異化電價。自2009年以來，發(fā)改委連續(xù)三次下調(diào)風電標桿電價、兩次下調(diào)光伏發(fā)電標桿電價[1]，下調(diào)電價僅限于關(guān)鍵時點后核準并投產(chǎn)的風電、光伏發(fā)電機組項目，存量風電、光伏發(fā)電項目仍執(zhí)行原上網(wǎng)電價。

　　3、電價組成“兩部制”。可再生能源標桿電價分兩部分組成，一部分為當?shù)亍懊弘姌藯U電價”，由當?shù)仉娋W(wǎng)公司按月結(jié)算；另一部分為“電價補助”（風電電價補助約0.2元/度，光伏發(fā)電電價補助為風電的2-3倍），一般在項目投產(chǎn)并申請納入補助目錄后由財政部劃撥，資金來源于全國工、商業(yè)用戶上繳的可再生能源附加費（0.019元/度）。近年來，由于可再生能源補貼基金缺口持續(xù)擴大（公開市場預測2016年底達到600億元），“電價補助”的到位周期較長，拖欠期可達2年-3年。

　　如果把“雙軌制”與“兩部制”結(jié)合來看，同一地區(qū)關(guān)鍵時點前后投產(chǎn)的風電、光伏發(fā)電項目差異化電價全部體現(xiàn)在“電價補助”部分。例如，內(nèi)蒙古赤峰地區(qū)，2015年前投產(chǎn)以及2016年核準并投產(chǎn)的兩個風電項目，標桿電價分別為含稅0.51元/度、0.47元/度，其中兩個項目“煤電標桿電價”均為0.3035元/度，而“電價補助”分別為0.2065元/度、0.1665元/度。

　　綜上，我國現(xiàn)行的風電、光伏發(fā)電標桿電價形成機制較為復雜，但初衷是在綜合考慮項目所在地資源、設備造價、以及施工成本的基礎上，相應核定標桿電價以確保新建項目具備合理的利潤空間。當部分區(qū)域建設規(guī)模增長過快，或?qū)嶋H發(fā)電成本出現(xiàn)下降，國家能源主管部門會相機動態(tài)調(diào)整標桿電價以及補貼標準，以引導新建項目的合理投向并控制其超額利潤。

　　（二）競價上網(wǎng)的相關(guān)政策仍在不斷修改、探討中

　　自新電改“9號文”下發(fā)后，為理順可再生能源機組競價上網(wǎng)的市場化路徑并促進其平穩(wěn)過渡，2015年、2016年，能源主管部門先后下發(fā)了《關(guān)于有序放開發(fā)用電計劃工作的通知》、《電力中長期交易基本規(guī)則（試行）》、《關(guān)于做好風電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》等多個文件，明確了風電、光伏發(fā)電作為最后放開發(fā)用電計劃的發(fā)電子行業(yè)，并要求在計劃電量內(nèi)保障現(xiàn)有電價水平。

　　2017年以前，公開市場普遍預期可再生能源發(fā)電電價將隨著發(fā)用電計劃的逐步放開，從“兩部制”固定電價過渡到“煤電標桿電價”部分進行市場化競價、“電價補助”保持不變的方式。

　　2017年1月，三部委聯(lián)合下發(fā)《關(guān)于試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認購交易制度的通知》（發(fā)改能源[2017]132號），擬自2017年7月起在全國范圍內(nèi)試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)和自愿認購，并從2018年起啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易。該政策明確了可再生能源“兩部制”電價中，“電價補助”部分將以“綠色證書”形式率先進行市場競價，與之前市場預期存在一定差異。

　　2017年5月，國家能源局發(fā)布了《關(guān)于開展風電平價上網(wǎng)示范工作的通知》（國能綜通新能[2017]19號），要求各省市組織申報1-2個風電平價上網(wǎng)示范項目，并明確示范項目不再發(fā)放財政補貼或核定綠色證書，為實現(xiàn)“兩部制”電價向“單一”電價機制過度鋪路。

　　可再生能源市場化過程中的主要矛盾

　?。ㄒ唬┑胤秸鲗У摹吧暇W(wǎng)競價”模式差異化較大、利益劃分意圖明顯

　　截至目前，國家能源主管部門下發(fā)的競價文件仍多為原則性、指導性文件，而由于電力體制改革細則的制定者及執(zhí)行者為地方政府，不同區(qū)域可再生能源實際競價模式差異性較大。個別地區(qū)假“競價上網(wǎng)”之名，限制可再生能源發(fā)電量、對競價市場切割（要求火電與火電競價、風電與風電競價）、強制風電讓利當?shù)鼗痣姡淹耆畴x了市場化競價的初衷。

　　例如，2015年底，為解決火電企業(yè)經(jīng)營困難，云南工信委下發(fā)文件要求當?shù)仫L電企業(yè)按照60%的收益對火電企業(yè)給予補償；2016年6月，蒙西電網(wǎng)首次電力無限價掛牌交易中，40家火電及16家風電企業(yè)參與競價，火電企業(yè)確定上網(wǎng)電價約為0.1584元/千瓦時，風電企業(yè)上網(wǎng)電價僅為0.05元/千瓦時。

　?。ǘ┈F(xiàn)有電價形成機制較為復雜，實現(xiàn)競價上網(wǎng)需協(xié)調(diào)多方利益，面臨矛盾重重。

　　由于現(xiàn)有“兩部制”以及“雙軌制”電價形成機制較為復雜，要實現(xiàn)風電、光伏發(fā)電全電量競價上網(wǎng)，須協(xié)調(diào)多方利益，并解決以下問題：

　　1、新、舊機組“雙軌制”電價矛盾如何調(diào)節(jié)。我國“雙軌制”電價的初衷是在設備成本下降的大趨勢下保護行業(yè)先行者的合理利益，已經(jīng)投產(chǎn)的高成本電站參與競價必將處于不利地位。

　　2、電價中“煤電標桿電價”及“電價補助”部分如何分別實現(xiàn)競價尚須進一步探討。目前綠色證書、配額制等政策仍在探索階段，其中配額制已提出近十年，具體操作細則仍在反復研究。

　　3、風電、光伏發(fā)電兩行業(yè)度電成本差異較大。光伏發(fā)電度電成本約為風電的兩倍，若兩種電源同時參與市場競價，將對光伏發(fā)電行業(yè)產(chǎn)生明顯不利影響。

　　4、各地區(qū)交叉補貼問題。在現(xiàn)行可再生能源補貼機制下，存在東部的工商業(yè)用戶補貼西部風電、光伏發(fā)電企業(yè)的現(xiàn)象。由于各地區(qū)電力市場化改革模式及進度存在一定差異，很可能導致原跨區(qū)域補貼機制失效。

　　5、面臨政府失信問題。2013年8月，發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知》（發(fā)改價格[2013]1638號），明確指出“光伏發(fā)電項目自投入運營執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價或電價補貼標準，期限原則上為20年”。2016年底，發(fā)改委下發(fā)了《關(guān)于完善陸上風電、光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價政策的通知》（討論稿），指出“陸上風電、光伏發(fā)電項目自投運期執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價或電價補貼標準，期限原則上為20年”。目前，風電運營商在項目可研階段開展經(jīng)濟可行性分析時，均是基于現(xiàn)行電價模式保持20年不變的前提，若現(xiàn)行標桿電價及補貼政策出現(xiàn)較大不利變化，政府會面臨信任危機。

　　度電成本是可再生能源“競價上網(wǎng)”的關(guān)鍵

　　度電成本即電力生產(chǎn)企業(yè)每一度電所攤銷的成本，包括固定成本（固定資產(chǎn)折攤及財務費用等）及可變成本（原材料成本以及其他費用等）兩部分。風電、光伏發(fā)電度電成本中固定成本占比70%以上，對于期初總投資的敏感度較高；火電機組度電成本中50%-70%左右為原材料成本，對煤炭價格的敏感度較高；此外，風電、光伏發(fā)電、火電機組的度電成本均與發(fā)電量成反比。

　　本文選擇了福建、內(nèi)蒙古的燃煤火電、風電機組進行度電成本對比。福建省為我國火電與風電度電成本差距最小的地區(qū)，當?shù)仫L機利用小時數(shù)處于全國最高水平（2016年2503小時），而火電機組利用小時較低（2016年3161小時）、電煤成本較高，經(jīng)測算2016年福建省新建風電度電成本（約為0.34元）已高于當?shù)鼗痣姍C組（約為0.39元），具備了平價上網(wǎng)的客觀條件。內(nèi)蒙古地區(qū)雖然風能資源較好，但受限電影響風機利用小時處于低位（2016年1830小時），度電成本（約為0.465元）與受益于低煤價的火電機組相比（約0.265元）不具備優(yōu)勢。

　　注：本模型相關(guān)參數(shù)取值為①普通燃煤火電機組單位投資為4元/瓦，風電機組為8元/瓦，固定資產(chǎn)折舊年限15年;②項目總投資中80%為債務性資金，借款利率為5%；③火電、風電機組上網(wǎng)小時取各地區(qū)2016年機組平均上網(wǎng)小時數(shù)；④福建標煤價格按防城港5500大卡折算820元/噸（2017年2月末），內(nèi)蒙古標煤價格按包頭市5600大卡煤價折算575元/噸，度電煤耗按300g/度；⑤不考慮維修、銷售、管理費用等。

　　在新能源設備造價下降、煤價上漲、火電機組發(fā)電小時下跌的大環(huán)境下，部分可再生能源消納情況較好、火電發(fā)電小時較低、煤價較高的東部及南部地區(qū)，風電的度電成本已接近或低于當?shù)鼗痣姷亩入姵杀?，具備了“競價上網(wǎng)”的客觀條件。而在煤炭資源富集的西部地區(qū)，由于低煤價、限電問題（寧夏、新疆、甘肅等地區(qū)可再生能源限電形勢更為嚴峻，棄風、棄光率均在30%以上），風電、光伏發(fā)電機組度電成本較火電相比并無競爭力。

　　我國將力爭在2020年前根本性解決可再生能源消納問題，考慮到新能源技術(shù)進度必然帶來成本的下降，西北部地區(qū)的風電度電成本具備較大下降空間。而“十三五”期間我國將對“三北”地區(qū)1.33億千瓦熱電聯(lián)產(chǎn)機組進行調(diào)峰性改造，西北部地區(qū)火電高利用小時數(shù)難以為繼。本文基于上述考慮，在特定約束條件下對內(nèi)蒙地區(qū)火電、風電度電成本重新測算。經(jīng)測算，在火電利用小時數(shù)下降10%、風電發(fā)電量全額消納、項目總造價下降10%的情景下，風電的度電成本與火電相當。（作者:林琳）