新能源发电期待更加“风光”

图片来源：百度图片

不久前，本报曾刊文指出，风光电的成本竞争力正在逐渐加强。在风光电成本持续走低的大势下，近日，有媒体报道称，国家发展改革委悄然下发《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知（讨论稿）》（以下简称《通知》），并会同相关部门和企业召开座谈会研究调整陆上风电和光伏发电上网电价政策。本月，《中国科学报》记者通过国家发展改革委价格司确认了这一消息。

河北省某大型光伏企业工作人员给记者发来的《通知》照片显示，此次调整拟将Ⅰ类/Ⅱ类/Ⅲ类资源区的光伏标杆上网电价从2015年的0.9/0.95/1.0元/度下调至2020年的0.72/0.80/0.90元/度，隐含年降幅为2%~4%。2016年陆上风电标杆上网电价拟下调0.02~0.03元/度。

上网电价下调意味着补贴的减少，而令人担忧的是，这一信号的释放时间恰恰处在国内能源革命如火如荼、能源“十三五”规划将大幅提高可再生能源发电比重的关口。下调电价，会是风光电产业发展热潮中的一盆“冷水”吗？

平价上网是目标

记者在采访中了解到，对于业界来说，风光电上网电价的下调并不意外。

去年夏天我国发布的《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》曾明确提出，到2020年风力发电与煤电上网电价相当、光伏发电与电网销售电价相当。“逐年下调电价，政府一定会有所行动。”英利集团的一位工作人员向《中国科学报》记者表示。

国家能源局近日发布的《2013-2014年度全国电力企业价格情况监管通报》显示，我国可再生能源发电尤其是风光电电价，相较于传统的火电、水电确实不占优势。以光伏发电为例，2013年光伏发电的平均电价水平为1064.37元/千千瓦时，2014年则进一步小幅增至1075.82元/千千瓦时，是火电上网电价的一倍还要多。

“我们的最终目标是实现可再生能源的平价上网。”国家能源局副局长刘琦告诉《中国科学报》记者。他认为，随着技术的进步和成本的降低，国家对可再生能源的上网电价会进行一定的调整，向市场化的方向推进。

“比如风电，明年的上网电价最低一档会降至0.47元/度，这样的话就跟火电成本非常接近了。”刘琦说。

此前，国家电网总经理刘振亚曾在国际能源变革论坛上表示，随着技术进步，清洁能源经济性和竞争力将不断提高，有望在2020年左右超过化石能源，尤其是随着储能电池技术的快速发展，风光电发电成本未来5年有望降低至目前的1/5。

“长期来看，上网电价的下调将促使发电企业的战略从规模扩张转移到降低成本上来。”中投顾问新能源行业研究员萧函向记者表示。

“政府对光伏行业的扶持是长期的，肯定会保证发电企业的盈利空间。以前的上网电价在光伏组件大幅降价后已显得相对偏高，适当下调并不是什么坏事。”一位不愿具名的光伏企业管理人士告诉记者，即便上网电价马上下调，公司也可以通过成本管理、优化运营等方式应对。

警惕传统能源“逆替代”

但短期来看，调价带来的补贴削减，对于行业仍算是一个利空消息。

近期，有6家光伏发电上市企业推出定增预案，在其相关风险的说明中，这6家企业无一例外地均将政策风险列为首位，认为项目收益情况依赖于电站建成后首次并网发电时国家对光伏发电上网电价的补贴力度大小。若项目建成并网发电前，国家下调或取消光伏项目的电价补贴，或国家制定的光伏项目扶持政策无法得到地方政府的严格执行，则可能对募投项目的经济效益产生负面影响，进而影响公司未来的经营业绩。

更值得注意的则是，收益的不确定性可能会降低企业对于可再生能源发电的投资热情，进而出现短期内传统能源“逆替代”可再生能源的可能性。

“受煤炭市场不景气影响，煤价自2012年5月以来持续下跌，未来煤电上网电价仍存较强的下调预期。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强告诉《中国科学报》记者，这相当于增加了新能源发电的利用成本，传统能源发电在价格方面有了更多比较优势。

据媒体报道，国内能源“逆替代”已有先例。去年6月，国内成品油价格出现“九连跌”，大部分低端微利的企业在短期内放弃清洁能源，重新改用传统能源。如今，煤电价格下调预期强烈，这一现象重现的可能性大幅增加。

国家发展改革委价格监测中心专家刘满平介绍，“逆替代”现象在用能大省较为突出，这种效应不利于我国能源消费结构调整、能源利用效率提高和环境污染治理。

“调价会拉近传统能源与可再生能源之间的电价差距，但这种调整给可再生能源发电带来的正向收益是长期的、缓慢的。”一位业内人士对《中国科学报》记者表示，由于能源需求的短期价格弹性小于长期价格弹性，因此需要警惕短期内发生能源利用的逆替代，《通知》中的降价幅度仍有商榷空间，最终可能会小于目前的方案，尽量不影响企业的相关投资计划。

限电、补贴问题待解决

多位业内人士指出，电价下调的大前提是保障发电项目的基本回报率，否则只会导致可再生能源发电项目投资减少。

换言之，就是要保证电站的使用时间，这就意味着必须解决弃风弃光的问题。

数据显示，今年前9月，全国累计光伏发电量306亿千瓦时，弃光电量约30亿千瓦时，弃光率为10%。中国风能协会披露的数据也表明，今年弃风量接近400亿千瓦时，相当于去年2000多万的装机全部作废。

“如果限电问题不解决，即便是现行电价也很难保证电站收益。”一位风电企业工作人员告诉记者。

正因有上述问题的存在，按时、按量发放可再生能源补贴更显得尤为必要。相比调整电价，企业更关心的也是补贴能否及时发放的问题。

据媒体报道，截至目前，国家一共发放了五批可再生能源补贴，最后一批是2014年8月发放，补贴的项目是2013年8月底前并网的项目。事实上，补贴两年后发放已是常态，最长有拖欠3年的，截至今年上半年，仅光伏发电项目就已拖欠200亿元。

“补贴问题不能解决，会导致电站投资收益无法保证，投资者收紧电站融资，看似火暴的可再生能源发电市场就可能出现断崖式下跌。”晋能科技总经理杨立友认为。

“补贴”历来被认为是碳税实施前的特殊阶段，今后收上来的碳税和化石能源税主要也将用来支持可再生能源发展，因此，合理的顶层设计和一套透明的补贴资金发放机制仍将是行业发展的关键。

国家能源局新能源司处长董秀芬告诉《中国科学报》记者，能源局目前正在协调有关部门，针对补贴资金来源等进行沟通，针对性提出对策，并在未来逐步进行完 善。但在补贴资金不能无限量增长的现阶段，可再生能源补贴政策将出现微调，一些被证明行之有效的政策会继续保留，确保给企业一个合理的利润空间，实现新能 源从规模扩张型向质量效益型发展、从高补贴政策依赖模式向低补贴竞争力提高模式的两个转变。