我國《可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》明確了2020年可再生能源發(fā)電總裝機6.8億千瓦的目標,2019年中,可再生能源裝機量就達到7.5億千瓦,提前完成規(guī)劃目標。
如果說能源各領域的“十三五”就像一場中長跑,則以光伏、風電為代表的可再生能源無疑是這場比賽的領跑者,領跑不僅單單表現(xiàn)在裝機規(guī)模的增長這一個層面,在發(fā)展質量、提升技術、降低成本、機制建設等諸多方面,可再生能源在“十三五”期間的發(fā)展都實現(xiàn)了飛躍。
規(guī)劃提出的各項量化指標,包括可再生能源發(fā)電裝機量、發(fā)電量和占比以及成本下降等指標提前實現(xiàn),發(fā)電領域部分未達到目標的,預期在2020年也能夠達成;消納相關的全國和重點地區(qū)的棄風率和棄光率也提前一年達到目標,全國降至5%以內,且部分重點地區(qū)尚有進一步優(yōu)化的空間。
規(guī)劃提出的非量化目標方面,“十三五”期間可再生能源開發(fā)利用目標引導制度、可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法、清潔能源消納行動計劃、可再生能源電力消納保障等關鍵機制相繼出臺,引導性、約束性、自愿性并行互補的可再生能源電力機制體系已經形成。同時,風電投資監(jiān)測預警和光伏發(fā)電市場環(huán)境監(jiān)測機制的建立和實施,也切實發(fā)揮了指導和規(guī)范市場發(fā)展的作用。
市場和產業(yè)的快速增長也帶來了一些尚待理順的問題。2019年下半年,全國人大就《中華人民共和國可再生能源法》實施情況進行執(zhí)法檢查。根據檢查報告,可再生能源發(fā)展成績顯著,法律實施效果明顯,但仍存在相關規(guī)劃尚未充分銜接、可再生能源消納壓力仍然較大、全額保障性收購制度落實尚不到位、電價補償和發(fā)展基金問題較為突出、與相關財稅土地環(huán)保等政策銜接不夠、可再生能源非電應用支持政策存在短板、可再生能源技術研發(fā)應用仍需加強、可再生能源行業(yè)監(jiān)管力度不夠等八項問題。
解決上述問題是保障可再生能源進一步持續(xù)健康發(fā)展的關鍵,落地實施消納保障機制、持續(xù)推進降低成本、完善市場監(jiān)測和競價機制、做好平價和競價項目建設等既是切入點,也是2020年這一“收官之年”的主要任務,以實現(xiàn)從“十三五”到“十四五”的平穩(wěn)過渡。
深挖降本空間走好平價第二步
《可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出風電在2020年實現(xiàn)與燃煤發(fā)電同平臺競爭,光伏發(fā)電實現(xiàn)銷售側平價上網。
從可再生能源行業(yè)的發(fā)展情況、未來潛力和政策導向看,可再生能源實現(xiàn)平價的路徑是清晰的三步走策略。
第一步是示范階段,2017年國家能源局啟動了13個項目共70.5萬千瓦的陸上風電平價項目,2019年部分項目已陸續(xù)建成;2018年,國電投在內蒙古烏蘭察布一期600萬千瓦的陸上風電平價示范項目獲得核準,明確電量在京津冀消納且無需補貼,是第一個大型無補貼平價基地類項目。光伏發(fā)電方面,除了戶用光伏外,能夠有一定電量自發(fā)自用比例的分布式光伏在2018年前后在沒有度電補貼情況下已具備經濟性。
第二步是規(guī)模推廣階段,主要是2019年1月國家發(fā)展改革委、國家能源局頒布了《關于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網有關工作的通知》,明確了適用范圍為2019年和2020年安排的項目,以及平價項目可享受20年購電協(xié)議、參與市場化交易、全額消納、出售綠證等8項支持政策。2019年國家能源局確認了451萬千瓦風電、1478萬千瓦光伏發(fā)電、147萬千瓦分布式市場化交易的第一批規(guī)模推廣階段的平價項目。2020年3月又明確4月底前地方將報送2020年的平價項目。
第三步是全面平價階段,目前已經明確新安排陸上風電項目自2021年起全面去補貼和實現(xiàn)平價,根據當前行業(yè)發(fā)展形勢以及近期光伏技術進步和產業(yè)升級動態(tài),光伏成本還有下降空間,“十四五”初期光伏發(fā)電也具備全面平價的條件,2019年光伏領跑獎勵基地已經出現(xiàn)了低于煤電標桿電價的項目。
因此,按照上述平價路徑,2020年是重要的第二步階段,需要實現(xiàn)規(guī)模推廣目標,為其后全面平價階段打下基礎。規(guī)模推廣的前提是企業(yè)和項目能夠獲得相對合理的收益,無補貼的情況下,深挖降本空間是走好第二步的關鍵。
首先是技術成本。
在可再生能源項目總成本中,技術成本占比大,下降速度也最快。以光伏為例,得益于各類技術路線的競爭,光伏組件和逆變器兩項核心設備成本在“十三五”期間快速且持續(xù)性下降,平均度電成本下降迅速,2019年競價項目的平均度電補貼水平僅0.065元/千瓦時,2020年初能源研究所測算的電價需求降至0.35-0.5元/千瓦時甚至更低。
近期無論是硅片端、電池端還是組件端,技術類型集中度提升,如PERC電池比例在過去兩年內迅速增加,但多種新技術爭鳴局面也同時存在。2020年在降成本的壓力下,盡管難以準確預計哪種新技術未來能夠在市場上勝出,但可以預見,效率更高、發(fā)電出力更大的產品將形成激烈的競爭態(tài)勢,并實現(xiàn)降低系統(tǒng)成本的目標。
其次是非技術成本的空間也有待挖掘。
非技術成本是近年行業(yè)關注的另一個焦點,控制非技術成本水平也被認為是實現(xiàn)全面平價上網不可或缺的條件。近年來國家能源主管部門和產業(yè)界一直要求和呼吁減輕企業(yè)投資經營的負擔,如繳納合理的土地稅費、杜絕地方不合理收費、降低融資負擔、電網企業(yè)承擔接網費用或回購接網線路等,并已經取得了一定效果。
此外,除了上述之前普遍關注的非技術成本外,還需要關注一些容易忽視的非技術成本,如投資主體繁多產生的成本。
對于規(guī)模較小的分布式發(fā)電項目尤其是分布式光伏發(fā)電項目,此類成本占比相對偏高。很多小型項目是由多方參與的商業(yè)模式:建筑業(yè)主提供屋頂、項目開發(fā)或服務公司進行投資和運維、用電企業(yè)消納電力。
這一模式從財務評價角度可以讓項目獲得不錯的收益。但實際操作中,多主體參與其實是一種脆弱的模式。內部溝通機制不暢、外部經濟形勢不佳,都可能會影響到投資者的經營能力、用電企業(yè)的消納能力和業(yè)主對其他相關方的信任度。追加投資、額外溝通等造成非技術成本相應增加,成為影響項目收益和增加收益風險的主要因素。
解決這一問題,一種途徑是參照國外模式,即減少中間的投資、融資等復雜的環(huán)節(jié),由具備投資能力的業(yè)主自行投資和運營,原來投資的開發(fā)公司則專注于提供前期交鑰匙項目建設和后期項目運維服務。對于業(yè)主而言,這種模式的初期收益率可能不會太高,但可減少中間環(huán)節(jié),降低溝通成本和潛在風險,并產生相對穩(wěn)定的長期收益。另一種途徑是盡快解決過網費問題,消除分布式可再生能源發(fā)電項目市場化交易即“隔墻售電”的障礙。
完善市場機制增強投資吸引力
如果平價上網是“內修”,那么優(yōu)化市場則是2020年更關鍵的“外練”。
2019年12月,山西省就《2020年度省調發(fā)電企業(yè)發(fā)電量調控目標預案(征求意見稿)》征求意見,提出“風電機組安排基準利用小時1200小時、光伏機組安排900小時,執(zhí)行基準電價之外的電量全部參與市場交易”。如果依此執(zhí)行,對于部分光伏領跑者項目、風光平價上網項目,則與之前國家規(guī)定的政策相悖,對于其他項目,也普遍低于國家規(guī)定的全額收購最低保障性小時數(shù),短期看影響項目和企業(yè)的收益,長期看或將影響到山西后續(xù)可再生能源的發(fā)展。
調低風光最低保障收購小時數(shù)的地方做法,不限于山西一地。根據可再生能源法執(zhí)法檢查結果,寧夏、甘肅、新疆等省份存在類似情況已有數(shù)年。此種情況的出現(xiàn)說明不少地方一方面希望推進可再生能源的市場化,但在在如何打造一個良性發(fā)展的市場上出現(xiàn)了方向性問題。
良性發(fā)展的市場首先是要有穩(wěn)投資的環(huán)境。
2019年,盡管全球可再生能源政策趨向是降低電價和去補貼,但由于發(fā)電成本下降幅度大,可再生能源領域特別是光伏領域的投資風險明顯降低。得益于此,歐洲光伏市場出現(xiàn)了新一輪回暖。根據SolarPower Europe的數(shù)據,2019年歐盟國家新增光伏發(fā)電裝機1670萬千瓦,同比增加104%。
但同期我國光伏發(fā)電行業(yè)卻進入了投資倦怠期。2019年國家新安排的2279萬千瓦競價項目中,民營企業(yè)投資的比例較既往顯著下降,且2019年底如期并網的項目數(shù)量不如政策預期,導致這一情況2019年競價這一新機制出臺和實施時間較晚、光伏項目建設和并網時間偏緊是因素之一,但部分民企積極性不高,甚至在取得項目建設資格后無力投資、無力獲得融資也是一個因素。金融機構對光伏放貸明顯收緊,行業(yè)對資本的整體吸引力下滑。
但實際上,在對補貼依賴大幅度降低的形勢下,可再生能源發(fā)電項目經濟性上的風險也大幅度降低了,保持光伏發(fā)電市場的投資能力以及2021年后風光全面平價時代的持續(xù)穩(wěn)定投資,都是2020年需要行動或需要做好政策機制準備的。
良性發(fā)展的市場還要有機制閉環(huán)特征。
以平價上網機制為例。根據政策,2019-2020年安排的平價項目僅明確了項目核準時間期限,沒有規(guī)定項目并網期限,《國家能源局關于2020年風電、光伏發(fā)電項目建設有關事項的通知(國能發(fā)新能[2020]17號)》規(guī)定了平價項目必須在2020年底前能夠核準且開工建設。從政策制定角度,平價項目不需要國家補貼,沒有必要規(guī)定并網的截止時間,但鑒于這兩年窗口期項目可以適用8項支持政策,也應該設置相應的閉門期,可以讓投資企業(yè)提前規(guī)劃、均勻發(fā)力,使2019和2020年安排的平價項目在“十四五”初期完成落地,起到平衡市場規(guī)模、穩(wěn)定產業(yè)發(fā)展的作用。
2020年3月國家出臺的2020年的風光項目建設政策,機制基本延續(xù)2019年主要思路、原則和做法,更突出強調依據和落實規(guī)劃、風光接網消納統(tǒng)籌,在3月底將發(fā)布2020年風光新增消納能力,給予行業(yè)明確的預期,并且對于疫情可能的影響,在政策的官方解讀文件中予以考慮和說明。
相較于2019年,2020年風光政策出臺早,時間表提前,機制和做法延續(xù),地方政府和企業(yè)已經有一年的經驗,3月已經具備啟動項目的準備工作的條件和政策基礎,2020年又是補貼退坡關鍵階段,預期2020年國內光伏市場將呈現(xiàn)恢復增長,風電新增裝機有望達到3000萬千瓦,光伏新增裝機有望達到4000萬千瓦。