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可再生能源市場化過程中的主要矛盾
日期:2017-06-01   [復(fù)制鏈接]
責(zé)任編輯:chenchen 打印收藏評論(0)[訂閱到郵箱]
編者按:本文整理了我國風(fēng)電、光伏發(fā)電現(xiàn)行電價形成機制及相關(guān)政策導(dǎo)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。

隨著電力體制改革的逐步深入,風(fēng)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(dǎo)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(fēng)電、光伏發(fā)電現(xiàn)行電價形成機制及相關(guān)政策導(dǎo)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。最后,筆者認為在電力市場化改革中,可再生能源電價市場化過程切不可操之過急,應(yīng)以保證政策的持續(xù)性及已投產(chǎn)電源合理盈利水平為前提,妥善制定平穩(wěn)過渡方案,逐步實現(xiàn)可再生能源電價全電量競價上網(wǎng)的最終目標。

一、風(fēng)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(dǎo)向

(一)現(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(fēng)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(fēng)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(shè)成本劃分不同區(qū)域相應(yīng)核定上網(wǎng)標桿電價,其中風(fēng)電分為四類資源區(qū)、光伏發(fā)電分為三類資源區(qū)。

表1:風(fēng)電、光伏發(fā)電資源區(qū)分類

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(fēng)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(fēng)電、光伏發(fā)電機組項目,存量風(fēng)電、光伏發(fā)電項目仍執(zhí)行原上網(wǎng)電價。

表2:不同時點核準、投產(chǎn)的風(fēng)力發(fā)電項目的標桿電價

單位:元/kwh

表3:不同時點核準、投產(chǎn)的光伏發(fā)電項目的標桿電價

單位: 元/kwh

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)?quot;煤電標桿電價",由當?shù)仉娋W(wǎng)公司按月結(jié)算;另一部分為"電價補助"(風(fēng)電電價補助約0.2元/度,光伏發(fā)電電價補助為風(fēng)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(yù)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(fēng)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(fēng)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(fēng)電、光伏發(fā)電標桿電價形成機制較為復(fù)雜,但初衷是在綜合考慮項目所在地資源、設(shè)備造價、以及施工成本的基礎(chǔ)上,相應(yīng)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(shè)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(dǎo)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(fēng)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(fēng)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(yù)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(yù)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(fēng)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(fēng)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。

二、可再生能源市場化過程中的主要矛盾

(一)地方政府主導(dǎo)的"上網(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(dǎo)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(fēng)電與風(fēng)電競價)、強制風(fēng)電讓利當?shù)鼗痣?,已完全背離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(fēng)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(fēng)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(fēng)電企業(yè)上網(wǎng)電價僅為0.05元/千瓦時。

(二)現(xiàn)有電價形成機制較為復(fù)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(fù)雜,要實現(xiàn)風(fēng)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(shè)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(fù)研究。

3、風(fēng)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(fēng)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(fēng)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(dǎo)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(fēng)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(fēng)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(fēng)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。

三、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(wù)費用等)及可變成本(原材料成本以及其他費用等)兩部分。風(fēng)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(fēng)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(fēng)電機組進行度電成本對比。福建省為我國火電與風(fēng)電度電成本差距最小的地區(qū),當?shù)仫L(fēng)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(fēng)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(fēng)能資源較好,但受限電影響風(fēng)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。

表4:福建、內(nèi)蒙新投產(chǎn)火電、風(fēng)電機組度電成本比較

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(fēng)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(wù)性資金,借款利率為5%;③火電、風(fēng)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(shè)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(fēng)電的度電成本已接近或低于當?shù)鼗痣姷亩入姵杀?,具備?quot;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(fēng)、棄光率均在30%以上),風(fēng)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(fēng)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(fēng)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(fēng)電發(fā)電量全額消納、項目總造價下降10%的情景下,風(fēng)電的度電成本與火電相當。

表5:特定約束條件下內(nèi)蒙古火電、風(fēng)電度電成本比較

單位:元/kwh

四、筆者對可再生能源電價市場化路徑的建議

從行業(yè)發(fā)展趨勢來看,強制推行綠色證書、配額制、平價上網(wǎng)等政策,逐步退出對風(fēng)電、光伏發(fā)電等可再生能源的補貼是必然結(jié)果。從實際可操作性來看,我國東、南部地區(qū)的可再生能源項目確已具備與當?shù)厝济夯痣姍C組"平價上網(wǎng)"的能力。但同時筆者建議,在推行相關(guān)政策的過程中,一是要妥善制定平穩(wěn)過渡方案,維護政策的持續(xù)性并保障已投產(chǎn)項目合理盈利能力;二是要打破地方政府對燃煤火電企業(yè)的保護,實現(xiàn)全部電源在同一市場公開、公平的競價,讓風(fēng)電、光伏發(fā)電利用其低邊際成本的優(yōu)勢贏得跟火電行業(yè)的競爭,爭取更多的發(fā)電權(quán)。

筆者建議分五步來實現(xiàn)可再生能源競價上網(wǎng)的平穩(wěn)過度方案:

第一、已投產(chǎn)多年項目保持現(xiàn)有電價形成機制不變,"財政補助"按原水平發(fā)放,"煤電標桿電價"部分逐步參與市場競價。

第二、新投產(chǎn)、暫未納入補貼目錄的項目,可自愿放棄"財政補助",選擇以出售"綠色證書"的形式獲得收入,已投產(chǎn)項目"財政補助"仍按原水平發(fā)放,"煤電標桿電價"完全參與市場競價。

第三、待綠證市場及配額制機制完善后,"綠色證書"替代所有已投產(chǎn)項目的"財政補助",在綠證認購市場進行市場化競價;燃煤標桿電價部分與當?shù)厮须娫撮_展競價。由于不同時點投產(chǎn)的機組"財政補助"的差距較大,建議充分關(guān)注該方案對已投產(chǎn)多年機組產(chǎn)生的不利影響。

第四、逐步減少執(zhí)行"兩部制"電價的新建項目,行業(yè)新增規(guī)模主要用于支持具備明顯成本優(yōu)勢、在"單一"電價模式下也可以參與市場化競價的風(fēng)電、光伏發(fā)電項目,存量項目"兩部制"電價與增量項目"單一"電價模式并行。

第五、存量項目運營期達到一定年限后(政策為20年,可以探討縮減年限),不再為其頒布綠色證書,從而實現(xiàn)存量與增量項目"雙軌制"并軌。

原標題:可再生能源電價市場化路徑探討
 
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