3月19日，國家發(fā)改委價格司就2019年光伏電價政策征求意見當天，由《石油觀察》主辦的“CEW中國能源周——2019行業(yè)影響力年會”同步開啟。會上，國家發(fā)改委能源研究所研究員、國家可再生能源中心政策研究部主任時璟麗帶來了《新能源電價補貼政策方向》的主題分享，系統(tǒng)闡述了我國電力體制改革、電價機制變革的歷程和方向。

會上，時璟麗研究員從我國電力定價機制演變、可再生能源電價機制和政策、陸上風電、光伏發(fā)電標桿電價補貼退坡機制、可再生能源發(fā)電費用補償機制、機制變革驅(qū)動力及其方向等六個方面作了深入淺出的介紹和分析。

 

 

時璟麗研究員介紹說，2015年，我國啟動了新一輪電力體制改革，核心內(nèi)容有六個方面：一、電價改革：單獨核定輸配電價，分步實現(xiàn)公益性外的發(fā)售價格由市場形成；二、電力交易機制改革：完善電力市場化交易機制；三、發(fā)用電計劃改革：建立相對獨立的電力交易機構(gòu)，形成公平規(guī)范的市場交易平臺；四、售電側(cè)改革，有序向社會資本放開配售電業(yè)務；五、確保可再生能源發(fā)電依照規(guī)劃保障性收購；六、開放電網(wǎng)公平接入，建立分布式電源發(fā)展新機制。

 

從電力體制改革的歷程來看，我國電力定價機制演變主要分為四個階段。第一階段(1986-1995)：依項目按照還本付息定價—還本付 息成本+合理利潤；第二階段(1996-2004)：依項目進行經(jīng)營期定價——經(jīng)營期成本+合理利潤；第三階段(2004年后)：標桿電價— —經(jīng)營期成本+合理利潤，煤電實施煤電聯(lián)動；第四階段(2015年后)：標桿電價+ 新電改下的市場競價、直接交易電價、啟動電力現(xiàn)貨市場。

 

 

時璟麗研究員指出，在電價定價機制演變過程中，與新能源、可再生能源相關(guān)的是在第三、四階段。第三階段始于2004年國家開始實施發(fā)電側(cè)標桿定價機制。2015年后的第四階段屬于多元化標桿定價階段，涉及新電改下的市場競價，直接交易的電價，以及即將啟動的電力市場，多種模式組成了發(fā)電側(cè)電價體系。

 

“我國可再生能源發(fā)電的定價機制，是在兩個框架之下來確定的，一個就是發(fā)電側(cè)總的電力定價原則，另外一個是從2006年實施的《可再生能源法》。為了支持可再生能源電力發(fā)展，法律規(guī)定了對可再生能源按照成本加成確定固定電價。具體來說，光伏發(fā)電采取的是標桿電價+定額補貼+招標電價的定價模式，風電主要是標桿電價+競爭配置電價模式。進入‘十三五’以來，一些相對成熟的風電和光伏發(fā)電成本下降比較迅速，最近幾年以來對于風電和光伏發(fā)電實施了電價補貼水平退坡機制。”時璟麗說。

 

 

時璟麗研究員指出，我國陸上風電和光伏發(fā)電標桿定價采取的分區(qū)定價機制，視各地區(qū)風、光資源分布情況并考慮工程建設費用而定。風電資源區(qū)分為四類，光伏資源區(qū)分為三類，標桿定價基準也因地而異。

 

電價水平確定依據(jù)成本加成確定。隨著可再生能源的發(fā)展，標桿定價采取退坡機制，尤其是光伏發(fā)電電價退坡明顯。

 

 

對于可再生能源上網(wǎng)電價，目前政策執(zhí)行是電網(wǎng)按照燃煤標桿定價，向可再生能源發(fā)電企業(yè)支付相應的購電費用，同時可再生能源電價和燃煤標桿電價之差由國家可再生能源發(fā)展基金提供補貼，基金資金來源為可再生能源電價附加。2006年最開始是1厘/千瓦時，經(jīng)過5次調(diào)整之后，2016年電價附加的標準是0.019元/千瓦時。

 

從政策執(zhí)行即2006年到2018年的13年情況來看，通過增收電價附加的模式，全國對可再生能源提供的電價補貼資金已超過了4000億元。當然，可再生能源發(fā)電在過去的十幾年實現(xiàn)飛速發(fā)展，所以補貼資金需求目前超過預期，到現(xiàn)在存在累計超過1000億元的補貼資金缺口。

 

 

時璟麗認為，驅(qū)動我國可再生能源電價定價機制不斷變革的驅(qū)動力，外因和內(nèi)因都是多方面的，主要的外因在于發(fā)展環(huán)境變化和影響，主要的內(nèi)因一是可再生能源的規(guī)模化發(fā)展，二是可再生能源技術(shù)進步和產(chǎn)業(yè)升級加快，帶來效率提升和成本快速下降。

 

時璟麗展開道，從近期情況來看，尤其是在“十三五”期間，可再生能源定價機制和價格水平處于不斷調(diào)整之中。“十三五”中期，即從2018年開始有很多新的機制出臺實施，有一些新的機制在不斷推進中， 目前可能處于電價補貼政策變化劇烈階段。變化有很多驅(qū)動因素，既有內(nèi)因也有外因，內(nèi)外因也是多重因素驅(qū)動的結(jié)果。比如外因主要是發(fā)展環(huán)境變化的影響，雖然可再生能源價格政策近期調(diào)整較大，但我國能源轉(zhuǎn)型戰(zhàn)略，尤其是可再生能源作為實現(xiàn)能源供應側(cè)清潔轉(zhuǎn)型的重要手段的宏觀政策導向沒有變，支持力度更大。

 

時璟麗認為，宏觀政策支持力度不減，發(fā)展方式卻迥然不同。能源領(lǐng)域，國家強調(diào)高質(zhì)量發(fā)展，對于可再生能源領(lǐng)域也是強調(diào)高質(zhì)量發(fā)展，提出實現(xiàn)質(zhì)量變革、效率變革、動力變革，特別是效率變革體現(xiàn)在多個方面。首先，可再生能源技術(shù)、設備和運營效率需要得到一個持續(xù)顯著提升；其次，政策管理方面，包括電價補貼機制調(diào)整在內(nèi)，政策和管理效率需要提升；第三，電價補貼資金利用效率需要提升，最好用盡可能少的資金支持更大規(guī)模的可再生能源發(fā)展。

 

時璟麗補充說，還有一個重要外因是我國電力體制改革在持續(xù)推進，為可再生能源電價機制調(diào)整提供了重要的平臺。2015-2018年是電改新一輪監(jiān)管周期，各方面都取得了進展，跟可再生能源直接相關(guān)的內(nèi)容主要在以下幾個方面：輸配電改革實現(xiàn)了32個省級電網(wǎng)，以及深圳市的電網(wǎng)輸配電價核準全覆蓋。電力市場交易方面，2018年市場化交易電量占全社會電量比例超過了30%，并且建立了8個電力現(xiàn)貨交易市場，2019年上半年8個現(xiàn)貨市場都將啟動試運行。同時，售電側(cè)市場建設取得初步成效，注冊公司超過了3600家。輸配電價改革、電力交易以及輸配側(cè)的改革，均對電價補貼機制的變化產(chǎn)生重要影響。

 

驅(qū)動因素的內(nèi)因方面，最主要是以風電和光伏為代表可再生能源產(chǎn)業(yè)和市場發(fā)展猛。風電已發(fā)展近20年，光伏商業(yè)化市場啟動已有10年，基本上從10年、20年前的“嬰兒期”過渡到了“成人”階段。這種背景之下，原來單純的一味扶植的政策要做相應的調(diào)整。

 

時璟麗接著說到，以風光為代表的可再生能源技術(shù)進步升級非常快，也帶來了效率的提升和成本迅速下降。比如近10年陸上風電投資水平下降15%-20%，再考慮風機單機增加，智能風電場的采用等利用效率提升因素的話，實際上的成本降幅可以達到25%左右。如果看“十三五”以來近三年的數(shù)據(jù)，典型的2兆瓦風電機組最近三年風電機組價格也是下降了20%，最近三年整個風電場效率提升5%以上。按照現(xiàn)在的水平，風電在風資源好的地區(qū)成本加成水平可以達到0.35元/千瓦時，資源一般的地區(qū)為0.50元/千瓦時，這個水平意味著陸上風電目前的度電補貼需求可以在0.1元/千瓦時以內(nèi)，0.07-0.08元/千瓦時這樣的水平。根據(jù)《可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出的目標，2020年陸上風電要實現(xiàn)與燃煤發(fā)電同臺競爭，結(jié)合目前產(chǎn)業(yè)升級，要想實現(xiàn)全面平價，對于風電行業(yè)仍具有一定挑戰(zhàn)性。

 

時璟麗說，光伏發(fā)電自2008年并網(wǎng)商業(yè)化市場啟動以來，一直持續(xù)在成本快速下降的軌道上，2008年初始投資約50元/瓦，現(xiàn)在低于5元/瓦，降幅超過了90%。電價也從2008年的4.0元/千瓦時降到了2018年下半年的0.5-0.7元/千瓦時，并且進一步降低電價還在討論中，降幅超過85%。其中，2018年初到年末晶硅組件價格降幅就達到了25%，從2019年上半年光伏電站的電價需求來看，成本加成水平是0.37-0.51元/千瓦時，略高于風電一點點，再過一到兩年，光伏發(fā)電度電成本可能會低于風電。