陸上光伏電價

　　中國陸上光伏電價經歷了示范(初始投資補貼)、定價(政府核準電價)、調整(特許權招標定價)、市場化平價(競爭性無補貼)上網四階段，歷時16年，人們把這個國內光伏電價發展全過程稱為“從4元/kWh到0.31元/kWh走向平價時代”。

　　目前，國內最低的光伏項目中標電價青海格爾木領跑者項目0.31元/kWh(注:由于領跑者計劃附加了若干非市場化優惠條件，不能作為比較基礎)，已經低于當地的脫硫煤電價0.3274元/kWh，也低于全國平均的脫硫煤電價。毫無疑問，2019年的光伏市場，將是“補貼項目”和“平價項目”并存，即“存量補貼、增量平價”的時代。

　　電價下降最重要的原因，是光伏系統成本的下降。其中，主要是光伏組件價格的下降。

　　按真正市場競爭電價水平，當前光伏電價應為0.40~0.45元/kWh。

　　陸上風電電價

　　中國陸上風電電價定價機制及其演變過程

　　中國陸上風電從20世紀80年代開始迅速發展，陸上風電總裝機容量(除臺灣地區外)從1989年底的4.2MW增長到2018年的19.3GW，位居世界第一，成為全球風力發電規模最大、增速最快的市場。回望中國風電發展的短短幾十年時間，大致經歷了以下六個階段[1-2]。

　　1)初期示范階段(1986-1993年):中國風電行業從無到有。主要利用國外贈款及貸款，建設小型示范風電場，政府的扶持主要在資金方面，試驗示范給予投資建設階段的風電場項目和風機研制直接補貼，風電電價與各地區燃煤電價持平。如1986年山東榮成馬蘭灣風電場上網電價約0.28元/kWh，90年代達坂城風電場的上網電價不足0.3元/kWh。

　　2)產業化探索階段(1994-2003年):首次建立了強制性收購、還本付息電價和成本分攤制度，由于投資者利益得到保障，貸款建設風電場逐漸增多;但由于技術和政策上的重重障礙，中國風電發展依然步履維艱，每年新增裝機不超過100MW。這一時期的上網電價由風力發電廠與電網公司簽訂購電協議，各地價格主管部門批準后，報國家物價部門備案，因此風電價格各不相同。最低的仍然是采用競爭電價，與燃煤電廠的上網電價相當，如張北風電場上網電價為0.38元/kWh，浙江括蒼山風電場上網電價則高達1.2元/kWh。

　　3)產業化發展階段(2003-2007年):主要通過實施風電特許權招標來確定風電場投資商、開發商和上網電價，將競爭機制引入風電場開發，以市場化方式確定風電上網電價。通過施行《可再生能源法》及其細則，建立了穩定的費用分攤制度，迅速提高了風電開發規模和本土設備制造能力。這一時期中國的風電電價政策屬于招標電價和核準電價并存的時期。各省核準的電價差別較大，一般采取當地脫硫燃煤電廠上網電價加上不超過0.25元/kWh的電網補貼。

　　4)規模化發展階段(2008-2012年):在風電特許權招標的基礎上，國家發改委于2009年7月首次正式頒布了陸地風電上網標桿電價政策，分別為0.51元/kWh、0.54元/kWh、0.58元/kWh和0.61元/kWh。這個階段風電項目開發商較為集中，風電設備主要依賴進口，國內主機設備產業鏈尚未成熟;結合北方區域優質的風資源條件，風電項目普遍具備良好的收益水平。

　　5)國產化發展，風電補貼退坡，棄風限電凸顯階段(2013-2017年):三北區域由于自身消納能力有限和送出通道建設的滯后，南方區域對環境要求更加嚴格，陸上風電新增裝機容量顯著下降，棄風限電的問題快速凸顯，國內風電項目開發開始向中東部和南方低風速市場轉移。同時風電補貼“退坡”，陸上風機裝備制造行業產能過剩，風電新增裝機容量顯著下降。在此期間風電開發主體也開始呈現出多樣化的特點，民營資本開始活躍在風電開發領域。風電標桿電價在這一階段末期稍有降低，到2017年年底分別為0.47元/kWh、0.54元/kWh、0.54元/kWh和0.60元/kWh，仍具備較高的補貼水平。

　　6)平價化競爭性配置資源階段(2018-2020年):國家能源局2018年提出風電項目要通過競價方式配置，結合平價大基地的崛起，“風火同價”的時代已經到來。在此期間，以“特高壓+大基地”建設為契機，以“競價上網”乃至“平價上網”為目標，國內風電發展重心開始回歸北方區域。陸上風電標桿電價進入隨時間推移、技術進步、成本降低逐步下調，直至競爭性配置資源實現平價上網的階段，也就是目前中國風電電價政策。

　　最新陸上風電上網電價

　　2019年5月國家發展改革委發布的《關于完善風電上網電價政策的通知》(發改價格〔2019〕882號)[3]，給出了陸上風電上網的最新電價政策:

　　1)將陸上風電標桿上網電價改為指導價。新核準的集中式陸上風電項目上網電價全部通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區指導價。

　　2)2019年I~Ⅳ類資源區符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新核準陸上風電指導價分別調整為0.34元/kWh、0.39元/kWh、0.43元/kWh、0.52元/kWh(含稅、下同);2020年指導價分別調整為0.29元/kWh、0.34元/kWh、0.38元/kWh、0.47元/kWh。指導價低于當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫銷、除塵電價，下同)的地區，以燃煤機組標桿上網電價作為指導價。

　　3)參與分布式市場化交易的分散式風電上網電價由發電企業與電力用戶直接協商形成，不享受國家補貼。不參與分布式市場化交易的分散式風電項目，執行項目所在資源區指導價。

　　4)2018年底之前核準的陸上風電項目，2020年底前仍未完成并網的，國家不再補貼;2019年1月1日至2020年底前核準的陸上風電項目，2021年底前仍未完成并網的，國家不再補貼。自2021年1月1日開始，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。

　　至此，中國陸上風電電價完全進入了平價化上網時代。若計入一、二類風電場資源區均需遠距離輸電，加上過網費后，實際上風電價格還高出沿海負荷中心煤電和核電電價較多。

　　海上風電電價

　　我國的海上風電發展歷程，以2008年上海東大橋102MW海上風電場核準為標志，中國海上風電已經經歷了11年的發展歷程。從上網電價價格變遷的角度看，可以分為三個階段:核準電價階段、標桿電價階段、標桿電價為指導價的競爭性配置資源階段，可以肯定的推測，下一步就是價格形成機制的終點站--平價上網條件下的競爭性配置資源階段。

　　從2008-2014年，我國海上風電經歷了6年核準確定電價的階段;到2014年，國家發改委下發《關于海上風電上網電價政策的通知》(〔2014〕1216號)文件，根據文件規定，非招標的海上風電項目，2017年前投運的近海海上風電項目上網電價為0.85元/kWh，潮間帶風電項目上網電價為0.75元/kWh。按照當時海上風電1.6~2.0萬元/kW的造價成本測算，雖然收益率不高，但足以保證開發商盈利。海上風電在沉寂多年之后開始加速發展。

　　四年之后，第二階段來臨，2018年5月政府頒發了《國家能源局關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》(國能發新能〔2018〕47號)，推行競爭方式配置風電項目。從此，發改委要求尚未印發2018年度風電建設方案的省(自治區、直轄市)新增集中式陸上風電項目和未確定投資主體的海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。已印發2018年度風電建設方案的省(自治區、直轄市)和已經確定投資主體的海上風電項目2018年可繼續推進原方案。從2019年起，各省(自治區、直轄市)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。各省(自治區、直轄市)能源主管部門會同有關部門參照隨本通知發布的《風電項目競爭配置指導方案(試行)》制定風電項目競爭配置辦法，抄送國家能源局并向全社會公布，據此按照《指導意見》確定的分年度新增建設規模組織本地區風電項目競爭配置工作。據此，各省市區開始陸續出臺競爭性配置資源政策。但在標桿電價沒有調整之前，大家的競爭理念還是在心中有一個參照價位也就是原標桿電價，加之當前海上風電的成本仍然較高，產業鏈上相關企業均是微利甚至虧損經營，因此，競價水平可能會在0.85~0.75元/kWh價位區間內。

　　第三階段過早來臨，當從業人士還在受“競爭性配置資源”影響的驚魂未定之時，僅僅1年后的2019年5月21日，國家發展改革委就頒發了《國家發展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》(發改價格〔2019〕882號)文件[3]，不僅指明了陸上風電的上網電價，同時也明確了海上風電的上網電價:(1)將海上風電標桿上網電價改為指導價，新核準海上風電項目全部通過競爭方式確定上網電價;(2)2019年符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新核準近海風電指導價調整為0.8元/kWh，2020年調整為0.75元/kWh。新核準近海風電項目通過競爭方式確定的上網電價，不得高于上述指導價。

　　如果按照理性競爭原則分析，在指導價以下0~0.10元/kWh范圍內競爭即競爭價位范圍在0.70~0.80元/kWh(2019年)和0.65~0.75元/kWh(2020年)，如果出現很難防止的非理性競爭情況，則很可能競爭價格會在0.65元/kWh(2019年)和0.60元/kWh(2020年)甚至更低。

　　這就是海上風電從業者不得不面對的現實!

　　海上風電平價上網的價格如何確定

　　那么，社會公眾最關心的問題必然提出來了，海上風電到底多少電價算平價上網?我們需要有一個比較基準論證。下面，我來試證一下。

　　從以上歸納展示的歸類電源電價已經清楚地看到:火電，絕大部分為0.42元/kWh以下;核電，絕大部分為0.43元/kWh以下;水電，東部存量電站為0.42元/kWh以下，西部存量電站為0.35元/kWh以下，西部增量電站為0.40元/kWh以上，過網費為0.15元/kWh以上;太陽能發電，西部光伏為0.42元/kWh左右、過網費為0.15元/kWh以上;陸上風電，已經進入平價上網時代但均只能就地消納或參與小范圍內的平衡，原因是電能質量較低形成過網費過高;海上風電，尚需較高補貼，規模化道路艱巨等，從六種電力能源的價格分析研究結果來看，火電、核電在當前以電價作為主要比較因素來比較，仍然具有其他電力能源不可比擬的價格優勢。

　　但是，煤電的排放是公認的造成污染最嚴重、導致地球溫室效應不斷提高的罪魁禍首之一。因此煤電價格本身已經不是價格的問題，而是一個保衛我們的地球家園、保衛我們的健康生活環境的問題，因而限制其發展是一個國家戰略的決策。因此，煤電的未來前景，是禁批增量、逐步淘汰存量，不能成為平價上網的衡量對象;核電的電價水平較低，甚至可能還有降價空間，也具有不可比擬的價格優勢，但是，由于公眾接受度很低，致使核電的前景只能是微增長，不可能成長為主力電源，不能成為平價上網的衡量對象;由于資源最豐富且開發條件最優的西北部陸上風電和陸上光伏受電能質量差過網費高的影響，只能成為就地消納或較小區域內平衡的電源。綜上所述顯而易見，作為未來我國負荷大規模集中的東南部沿海地區，平價上網定價的比較電源增量種類只能是西部大水電和海上風電之間的比較。因此，科學的結論是:平價上網電價是零補貼的電價，靠補貼是不可能規模化發展的;環保要求和公眾安全憂慮導致低價煤電不再增長、低價核電微小增長;西北部光伏、風電均已進入平價上網時代，但由于其大幅波動性、不可預測性、隨機性導致的電能質量差，大容量遠距離輸電過網費一般為水電和火電的1.3~1.5倍，也不可能大規模的參與東南部沿海負荷中心的電力平衡;只有西部大水電和東南部沿海海上風電才有參與東南部負荷中心負荷增量的電力電量平衡。因此，西部大水電送到東南部沿海負荷中心的落地電價就必然成為海上風電平價上網的定價基礎，別無他途。可以說，發展海上風電比較的價格，是在清潔能源之間的比較，而在與清潔能源的比較中，又主要是與待開發的西部大水電相比較。西部大水電中將來上網電價都高于0.40元/kWh，送到東南沿海的過網費都高于0.15元/kWh，則海上風電平價上網的標準就應該確定為0.55元/kWh。有人會說，這個價格太高了，無法接受!但是我們必須清醒的認識到，社會發展需要電力供應做支撐，而電力供應的增量和即將逐漸淘汰的存量煤電只能靠西部大水電或近海風電解決，這是唯一的選擇，別無他途!當然，隨著輸變電技術進步也可能降低高電壓遠距離大容量直流輸電成本，因此，更遠期的未來評價平價上網的電價標準也可能降為0.5元/kWh。

　　需要特別關注的是:不管發生怎樣的情況，不能推高終端用戶供電價，降成本不僅僅是發電側的任務，也必須由輸變配環節承擔一部分責任。因此我認為，電網公司環節在現有基礎之上，承擔再降0.05元/kWh環節成本是比較合適的。這樣，就比較合理的解決了“發、輸、配、用”四個環節的合理綜合平衡協調難題。