時璟麗：風電價格機制和發展展望

 

 

　　以下為演講實錄：

 

　　各位領導，各位嘉賓，大家上午好！

 

　　首先非常感謝中國農機工業協會風力機械分會邀請我參加本次會議。今天給大家匯報和分享的內容是國家風電政策分析與未來發展趨勢，主要有五個方面。

 

　　首先回顧近期風電發展形勢。最近五年來，我國風電市場實現了穩步增長，新增裝機和累計裝機均排名世界第一。截止到今年6月，無論是風電總新增裝機還是海上風電新增裝機，均達到了“十三五”規劃中“十三五”時期新增裝機的50%左右。預期后兩年可能更多一些，預計整個“十三五”期間的新增裝機會略超過規劃新增裝機增長目標。

 

　　從今年風電市場看，前10個月新增裝機總量接近1400萬千瓦，累計裝機達到1.78億千瓦，發電量接近3000億千瓦時，與去年全年的發電量相差不到100億千瓦時。風電裝機和發電量都有顯著增長，預計全年新增裝機有可能達到或接近2000萬千瓦，累計裝機將超過1.8億千瓦。

 

　　今年前三個季度，有6個省份的新增裝機占比接近全國60%。今年的市場分布特征與去年相近，華北和華東地區占比較大。中東部和南方是風電開發的重要區域，另外“三北”部分省區如青海、寧夏也有比較高的新增裝機。從累計裝機看，6個省區的累計裝機超過1000萬千瓦，4個省區的風電發電量占全社會用電量的比例超過了16%，是非常高的水平。

 

　　自2017年，全國棄風電量和棄風比例持續雙降。今年前10個月，全國平均等效利用小時數超過了1700小時，同比增加近170個小時，棄風率7.8%。棄風電量245億千瓦時，與去年同期相比也有顯著下降。

 

　　第二個方面是發展政策環境。從總體形勢上看，國家宏觀政策環境利好。十九大報告中首次把能源發展放在生態文明建設這一章節和大框架之下，并且提出要壯大三個重要產業，即節能環保產業、清潔生產產業、清潔能源產業。國家把支持包括風電在內的清潔能源發展，作為能源戰略的重要組成部分和重要抓手，未來的支持力度還會繼續增大。從今年開始，對包括風電在內的可再生源能源政策的變化形勢是更強調發展方式，國家能源局在年初頒布的《2018年能源工作指導意見》中強調了能源高質量發展。對風電來說，推進市場化機制的實施、降成本、增效率都是高質量發展的關鍵內容。

 

　　從去年開始，國家電力需求和消費又進入到了一個快速增長期。去年全社會用電量增速達到了6.6%，今年1-10月份，同比增加達到了8.7%，高于去年增速。今年1-10月份，全部可再生能源無論是在發電量中占比還是在全社會用電量中占比，與去年相比基本沒有變化，但是風電和光伏發電量增速分別達到了25%和56%，也就是說在風電和光伏發電高增速的情況下，最近一年的可再生源發電量的占比沒有明顯變化。因此，即使從近期需求看，風電和光伏這兩種成熟的可再生能源必須要保證一定的市場空間，才能夠實現國家清潔能源轉型的目標。

 

　　從國家政策上來看，“十三五”規劃第一項保障措施就是關于可再生能源發展空間問題。目前“十三五”系列規劃的中期評估工作基本接近尾聲，風電市場發展目標和產業標準化與規劃目標是基本一致的，預計中期評估之后，風電主要指標調整的可能性比較小。

 

　　“十三五”期間實施的一個主要的機制是建立可再生能源目標引導制度。2016年2月頒布了《關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》，其中具體的實施手段之一，是在每年的上半年，國家能源局發布年度可再生能源電力發展監測評價報告。目前已經發布了三年，每年的報告內容也在不斷豐富和完善。盡管是目標引導性政策，但是在連續三年對全社會發布后，無論是地方政府部門還是地方電網企業，對每年的監測評價結果還是很重視的，也是使風電和光伏消納情況得以很大的改善的有效措施之一。

 

　　一個很重要的、今年在業內引起很多關注的政策機制是可再生能源電力配額制，今年已經出臺了三輪征求意見稿，根據國家能源局的工作安排，希望能夠在今年年底正式出臺，明年開始正式實施。本月剛剛發布的第三輪征求意見稿，相比前兩輪的內容和規定簡化，更強調為可再生能源提供發展空間、最終解決消納問題的目標。

 

　　與前兩輪意見稿相比，總量和非水電兩種配額、配額義務主體沒有變化，配額義務主體仍然是電網企業、獨立售電企業、配售電公司以及自備電廠等。第三輪征求意見稿提出來兩類指標，即約束性指標和激勵性指標。具體完成配額的方式有三種，其中主要方式是實際消納的可再生能源電量，此外有兩種補充方式，一是從超額完成的市場主體購買，二是自愿認購綠證。很多機構、企業認為相對于前兩輪征求意見稿，最新一稿在考核方式上有所弱化，因為對于未完成配額以及未能夠及時按照規定時間整改的懲戒措施中沒有明確的經濟性處罰措施，但實際上配額制的目標集中并可降低前期實施難度，其作用更多體現在較目標引導制度更強調約束性和強制性。

 

　　根據第三輪征求意見稿中2018年的約束指標和2020年的約束指標，以及2017年實際消納比例，可以看出，部分省份要實現2020年的約束指標需要付出更多的努力，這也就意味著未來可再生能源新的發展和增長空間。

 

　　對于緩解和解決限電問題，近幾年國家出臺了多項組合拳措施，綜合體現在2017年11月頒布的《解決棄水棄風棄光問題實施方案》中。為落實這一方案，“三北”地區的主要省區承諾了本地區2018年棄風率控制指標。從目前看，大部分省區可以控制在指標之內，內蒙古、甘肅和新疆難度大一些。

 

　　“十三五”期間，為了緩解和解決限電問題，國家自2016年開始實施全額保障性收購制度。2017年，只有四個地區沒有達到全額保障性收購政策中規定的最低保障利用小時數，今年有希望所有地區都能達到。

 

　　為了優化風電開發布局，從去年開始，國家能源局開始實施風電投資監測預警機制，在每年2月份發布年度風電投資監測預警結果。今年六個紅色區域變成了三個，寧夏直接轉為綠色區域，山西、陜西、河北三省的北部地區雖然是綠色區域，但是按照橙色預警來管理，這些地區要優先考慮消納能力，在消納的專項方案獲批之后再開展相應的項目核準和建設工作。

 

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　　第三個方面是電價政策分析和趨勢。經過風電行業不斷努力，2010年以來風電成本不斷下降，2018年電價比2015年下降了0.04-0.1元/千瓦時，各個資源區下降的幅度不同。此外風電開發項目的實際執行電價水平與國家標桿電價相比有一定的滯后期。“十三五”規劃提出2020年風電要實現與燃煤發電同平臺競爭，目前風電離實現這一個目標差距有多大呢？按照目前的風電開發布局、各地新增發電量加權、2018年0.40-0.57元/千瓦時的標桿電價計算，2018年平均度電補貼水平為0.16元/千瓦時，實現成本下降達到平價的目標仍面臨著很大的挑戰。此外，可再生能源行業還面臨電價補貼拖欠問題，到去年年底，可再生能源電價補貼拖欠缺口超過1100億元，今年預計還要增加。近期如果政策機制不做調整和突破，解決補貼資金拖欠的難度比較大，風電和光伏發電面臨的降成本的壓力和任務更大。

 

　　對風電平價有不同的理解，如果要實現“十三五”規劃中提出來的目標，研究理論上是在同樣的經濟評價方法條件下，風電電價或成本不高于燃煤或綜合的上網電價和成本。當然存在跟誰來平價的問題，風電是發電側的平價，分散式風電可以通過參與市場化交易在銷售側減掉過網費的形式來實現平價。當前和近期國家比較明確的政策導向是平價等同于不需要國家可再生能源發展基金來提供電價補貼，今年9月，國家能源局發布了《關于加快推進風電、光伏發電平價上網有關工作的通知》的征求意見稿，明確地方補貼政策不影響平價項目屬性的認定。

 

　　風電去年推出了13個平價示范項目，根據對五個地區平均風資源情況以及風電場投資情況測算，河北尤其河北北部已經基本具備了平價的條件，其他幾個省區還有一定的差距。今年3月，國家能源局批復了內蒙古烏蘭察布600萬千瓦風電平價上網示范基地項目，電量全部參與京津冀電力市場交易，如果選擇好輸電方案，并且能夠合理控制輸配電價格，按照現在的風電機組機頭價格和內蒙古烏蘭察布地區的建設成本，項目參與京津冀電力市場交易的落地電價能達到0.35元/千瓦時左右，項目有較好的經濟性。

 

　　實現風電平價目標的根本在于技術進步，企業界為此做了許多努力。根據我們對龍頭企業持續性、滾動性的調研，預計在“十三五”后半段，保守預期，陸上風電技術進步帶來的成本下降潛力可以超過10%。如果解決好限電、補貼拖欠、土地利用等方面的問題，電價下降潛力可在20%左右。到2020年，土地平坦且風資源優質地區的電價需求可以降到0.32元/千瓦時左右，山地丘陵且風資源一般地區的電價需求可以降低到0.46元/千瓦時左右。

 

　　根據對全國31個省市區實現風電平價的可能性分析，在現有政策機制條件不變的情況下，“十三五”末期或“十四五”初期，河北等部分省份風電可以具備補貼退出并與燃煤價格完全相當的條件，西北電網的五省區平坦地區風電度電補貼需求在0.15元/千瓦時左右，比較高，其他地區補貼需求在0.03-0.06元/千瓦時。因此，2020年電價補貼退出后，風電開發企業需要選擇相對優質的開發條件，如資源條件比較好、開發條件或并網條件比較好，才能夠基本消除0.05元/千瓦時的成本差距。國家宏觀層面普遍達到去補貼就需要在政策機制上進一步創新。

 

　　海上風電標桿電價政策自2014年實施以來電價水平沒有變化，目前度電補貼水平占標桿電價一半。可再生能源的補貼資金缺口大和補貼拖欠問題，對海上風電會造成更大的影響。我們的一個建議方案是能否嘗試對海上風電電價補貼采用地方順價方式，尤其是在輸配電價獨立的條件下，至少從理論上不存在通過地方順價走出去的障礙。從電價成本下降潛力上來看，預期“十三五”后半段，海上風電的電價需求可以降低到0.05-0.07元/千瓦時，下一個三年可以再降低0.10/千瓦時左右，競爭力會顯著增強。

 

　　除了技術進步外，完善政策環境是盡快實現去補貼的不可或缺的條件，從電價機制方向來看，要持續實施以競爭方式激勵風電降低成本。今年5月份，國家能源局頒布了《風電項目競爭配置指導方案》，明確從明年開始，各省區市新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價，分散式風電仍然執行標桿電價政策。文件明確了兩類競爭配置的項目，一類是確定了投資主體的風電的項目，就是企業帶著項目參與招標；另一類是沒有確定投資主體的項目，主要的差別在于后一類由地方政府來組織完成前期工作以及明確接網條件，作為參與競爭配置的前提條件。兩類項目最主要的競爭要素是申報電價權重要大于等于40%。

 

　　實施招標等競爭方式是風電發展階段以及當前環境需求決定的，從國內形勢看，競爭方式有助于擠出不合理的非技術成本。從國際上看，競爭招標應用越來越普遍，去年除了我國以外，有29個國家公布了競標配置和招標中標情況，其中風電招標容量占到三分之一，并且在很多聯合招標中表現出很強的競爭力。

 

　　德國陸上風電招標類似第一類即開發企業帶項目參與招標，確定中標的關鍵因素是過了門檻之后完全依據價格來排序，但并未出現過低競價問題。德國從今開始平均中標電價已經比去年最后一期提高，主要原因是今年強調參與投標的項目要事先獲得聯邦電網許可，所以競爭激烈度下降，此外成本低的好項目在前三輪已經勝出了。

 

　　國內光伏領跑者招標類似于第二類即未確定投資主體的招標，從第三期光伏領跑招標情況可以看出，一方面競爭比較激烈，另一方面正因為提供了很多土地、并網等方面的前置條件，對壓縮非技術成本起到了關鍵性作用。今年上半年第三輪光伏應用領跑基地招標平均度電補貼水平已經低于0.1元/千瓦時，如果明年仍有新的基地招標，部分項目的招標電價很有可能會與煤電持平。

 

　　第四個方面是后補貼時代政策方面的思考。風電進入后補貼時代，還需要政策支持，需要考慮產業健康、持續發展，當然降低成本一直是努力方向。價格政策方面，風電會以多種方式參與電力市場，招標方式可以作為一種長期選擇，甚至有可能在個別地區會出現競爭配置電價低于煤電電價，或者在風電與其他電源相比經濟競爭力更強后，風電開發企業將獲得額外的收益用于提升設備和電能質量和品質，無論哪種方式，最終收益的是電力用戶。

 

　　最后做簡要總結。風電整體發展的環境向好，一些關鍵問題正在逐步解決，從長期看風電還有很大的發展空間，需要行業共同努力。2016年，我國發布了《能源生產和消費革命戰略（2016-2030）》，按照實現2030年非化石能源在一次能源結構中占比20%目標，風電累計裝機在2030年至少要達到4.5億千瓦。如果按照2030年非化石能源電力在全部發電量中占比力爭達到50% 的目標，風電累計裝機至少需要達到5億千瓦。到2050年非化石能源在一次能源結構中占比超過一半的話，在風電累計裝機11億千瓦方案中，化石能源在一次能源結構中占比為41%。總之，風電無論是資源、技術和產業都有很大發展潛力，國家清潔能源轉型有需求，風電能夠為國家和全球的低碳發展做出更大的貢獻。