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优发国际亚洲线上 -2020年80%分布式光伏可实现平价上网 集中式光伏发电恐难实现

来自: 时间:2018-08-17 点击量:

 

 

  近年来,我国风电和光伏发电产业发展迅速,开始进入全面规模化发展阶段。据统计,截至2017年底,我国风电和光伏发电累计并网装机容量分别达到164吉瓦、130吉瓦,分别占全部发电装机容量的9.2%、7.3%。随着开发利用规模逐步扩大,我国风电技术水平和光伏电池技术创新能力明显提升,风光的发电成本有效降低,其中风电设备和光伏组件价格近五年分别下降了约20%和60%。

  为实现2020年非化石能源占一次能源消费比重15%的目标,加快建立清洁低碳、安全高效的现代能源体系,促进可再生能源产业持续健康发展,2016年12月,国家发展改革委公布的《可再生能源发展“十三五”规划》提出:2020年风电电价与当地燃煤发电同平台竞争,光伏发电与电网销售电价相当。此举必将有利于可再生能源的发展,但同时这一目标也面临着诸多挑战。2020年可再生能源平价上网的条件是什么?路径在哪里?挑战有哪些?需要什么样的政策机制来实现?

  在国家社科基金重大项目“清洁能源价格竞争力及财税价格政策研究”的支持下,华北电力大学张兴平教授和袁家海教授团队围绕风光平价上网问题进行了深入的竞争力分析与政策研究工作。

  8月15日,华北电力大学张兴平教授和袁家海教授团队发布了最新研究报告《中国风光发电平价上网:路径及政策建议》。

  课题组构建了风光平准化发电成本(LCOE)模型,首先以2016年风光发电的实际情况为基准,测算了风光平准化发电成本,结果显示距离平价上网的目标任重道远。敏感性分析显示,发电利用小时数、造价水平和融资成本是三个影响平准化发电成本的关键因素。在大量调查研究的基础上,综合考虑这三个关键因素的变动,设置“乐观”、“中性”和“悲观”三种情景探讨2020年风光发电平价上网的可能性及其实现路径,并提出实现平价上网目标的政策建议。

  研究结果显示:

  (1)对于风电项目,在“乐观”情境下,全国约1/3的省份风电平准化发电成本低于或接近当地煤电脱硫标杆电价,可实现“十三五”规划中风电发电侧平价上网目标。而在“中性”情景下,只有三个省份的风电项目可实现平价上网,但并不是风资源条件最好的“三北”地区,而是煤电标杆上网电价高、风资源条件一般的广东、浙江、湖南。这也佐证了风电开发重点由“三北”地区转向中东部地区的必要性。另外,在“乐观”情境下,对于那些不能平价上网的省份,其风电造价需要在2016年基础上降低20%以上方可实现,个别地区的风电造价水平需要降低40%才能实现平价上网。因此,2020年风电实现发电侧平价上网是一个具有挑战性的目标。

  (2)对于集中式光伏项目,在“乐观”情境下,2020年全国约1/5省份的集中式光伏平准化发电成本低于或接近当地脱硫煤电标杆电价,可实现发电侧平价上网。在其他情境下,集中式光伏平准化发电成本均明显高于当地脱硫煤电标杆电价,不能实现发电侧平价上网。在乐观情景下,2020年所有省份集中式光伏平准化发电成本加上输配电价及政府性基金及附加后,均高于110kV大工业销售电价,直接参与电力市场的竞争力依然不够。

  (3)对于分布式屋顶光伏,以各省工商业电价作为标杆,在“乐观”情景下,全国80%省份的分布式光伏发电成本均低于或接近当地工商业电价,可以实现用户侧平价上网目标。“中性”和“悲观”情景下,实现用户侧平价上网的省份分别达到60%和30%。

  “乐观”情境下假设无弃风弃光,且融资利率为较低水平(4%),因而降低造价成为实现平价上网的关键因素。经测算,那些在“乐观”情境下依然不能实现平价上网目标的省份,风电项目造价水平要在2016年基础上降低20%以上,个别地区需要降低40%左右;光伏发电项目需在2016年基础上降低40%左右,个别地区降幅需达到一半。

  课题组研究结果表明,确保发电利用小时数、降投资成本、绿色金融支持是提升风光发电经济性、实现平价上网的重要途径。课题组提出保障风光发电平价上网的政策体系如下:

  (1)战略定位、创新驱动。全球能源转型的确定性趋势是实现化石能源体系向低碳能源体系的转变,最终进入以可再生能源为主的可持续能源时代。因而可再生能源技术将是未来能源革命的核心,明确可再生能源技术创新在国家技术创新体系中的战略地位,在新的时代占领国际技术竞争制高点,对于促进可再能源技术的完善和突破至关重要。

  (2)因地制宜、规划先行。风光资源丰富的“三北”地区,尽管风光发电成本相对较低,但由于该地区煤炭资源丰富,煤电成本很低,这些地区的风光发电与传统煤电不仅处于成本竞争弱势,而且就地消纳能力有限,外送能力与市场接纳意愿不足,弃风弃光问题严重。必须综合考虑区域资源、电价、电力需求、电网输送能力之间的差异进行合理规划,才可以从根本上解决弃风弃光问题。

  (3)配额约束、形成支撑。在我国电力市场化改革初期,可再生能源已然得到了非常迅速的发展,并进入到了规模化发展阶段。考虑到我国国情和能情,建议制定科学合理的配额标准,排除阻力大力推动可再生能源配额制尽快落地,并建议执行“多主体强制配额制”。

  (4)引入市场、提增效率。我国电力市场改革正在进行,在未来电力市场竞价机制设计中,可考虑让可再生能源直接无差异参与市场竞价,发挥可再生能源边际成本低的竞争优势,充分利用市场机制发掘可再生能源消纳空间,缓解弃风、弃光矛盾。将可再生能源的固定电价制度逐步调整为溢价补贴机制,实现价补分离,不仅有利于可再生能源的消纳,提升其竞争力,也能加快可再生能源补贴退坡速度。

  (5)统筹安排、政策协同。配额制、可再生能源证书市场交易制度以及碳排放交易制度结合起来,可有机地统筹政府规划与市场效率,实现政策协同,是促进可再生能源发展的变革性机制,有利于促进可再生能源发电成本的降低。

  (6)规范操作、约减成本。降低造价水平是实现风光发电平价上网的重要举措,在通过技术创新和市场机制降低技术性成本外,严格控制非技术性成本是未来降低风电和光伏发电项目成本的重要源泉。应明确风电和光伏发电项目占用土地的使用类别以及相应的征地补偿和税费标准,并规范执行,加强监管;坚决落实外部配套接网及输配电工程全部由电网公司投资建设的规定。地方政府规范合理的收费以及电网公司完善的并网服务是可再生能源产业持续健康发展的基础。

  (7)绿色融资,金融护航。党的十九大报告指出:构建市场导向的绿色技术创新体系,发展绿色金融,壮大节能环保产业、清洁生产产业、清洁能源产业,是推动绿色发展、建设美丽中国的重要内容。针对可再生能源“融资难”、“融资贵”问题,构建绿色能源金融体系,切实降低可再生能源项目融资门槛和融资成本。(中国电力新闻)

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