少数省份有望实现2020年目标

 

项目首席专家张兴平介绍，该课题组构建了风光平准化发电成本（下称“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LCOE的关键因素。在大量调查研究的基础上，综合考虑以上三个关键因素的变动，课题组设置了“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。

 

研究结果显示，在“乐观”情景下，全国约1/3的省份风电LCOE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。但这些省份并不在风资源条件最好的“三北”地区，而是风资源条件一般、煤电标杆上网电价高的广东、浙江、湖南省；约1/5省份的集中式光伏LCOE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；以各省工商业电价作为标杆，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。

 

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；集中式光伏LCOE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；分布式屋顶光伏，实现用户侧平价上网的省份达到60%，而在“悲观”情景下，这一比例低至30%。

 

中电联行业发展与环境资源部处长张卫东表示，“最乐观的情景是很难出现的，实际上‘中性’情景最有可能发生。到2020年，大基地、规模化开发的风电、光伏实现平价上网依然困难。”

 

技术驱动风光成本下降

 

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。

 

张兴平分析：“‘乐观’情景下假设无弃风弃光，且融资利率为较低水平（4%），则降低造价成为实现平价上网的关键因素。”他介绍，经测算，那些在“乐观”情景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。

 

据了解，随着开发利用规模逐步扩大，我国风电和光伏发电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%。

 

“可能一个很小的技术进步对降成本都会起到很大的作用。光伏电站的设备成本占整个电站成本的百分比已由原来的70%降到50%以下，还在进一步下降。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎说。

 

此外，该课题组还提出，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，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。

 

综合施策助推平价上网

 

除了降低成本，该课题组还对保障风光发电平价上网的政策体系提出了建议。其中，可再生能源参与市场成为助推平价上网的重要办法。

 

课题组指出，在我国电力市场化改革初期，可再生能源已得到迅速发展，并进入规模化发展阶段。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”。

 

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。

 

同时，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。

 

此外，课题组建议，国家要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，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，从根本上解决弃风弃光问题；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。

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