新政助推風電實現全面平價

圖1陸上風電上網電價水平變化

圖22009年以來風電年度新增裝機和累計裝機

圖3各省當前燃煤標桿電價和2019年、2020年陸上風電指導價

近日，國家發(fā)改委發(fā)布《關于完善風電上網電價政策的通知（發(fā)改價格[2019]）882號》（下稱《通知》），明確了2019—2020年陸上風電和海上風電新核準項目的電價政策，以及之前核準項目所適用的電價。這是在落實《能源發(fā)展行動計劃（2014—2020年）》、“十三五”可再生能源規(guī)劃和風電發(fā)展規(guī)劃中提出的2020年風電實現與燃煤發(fā)電平價上網、同平臺競爭的目標之下，推進陸上風電實現全面平價、海上風電補貼退坡做出的系統(tǒng)性價格政策安排，給予行業(yè)清晰的價格信號和預期，引導風電產業(yè)在“十三五”后半程以及“十四五”階段穩(wěn)定持續(xù)健康發(fā)展，平穩(wěn)過渡至補貼完全退出，護航陸上風電全面平價最后一公里，促進海上風電逐步提效率、降成本、提升產業(yè)競爭力。

　　電價是風電產業(yè)發(fā)展基石性經濟政策

風電電價機制在支撐我國風電產業(yè)和市場持續(xù)健康發(fā)展中起到了重要作用。在經過六年國家和地方招標定價、初步摸清各地區(qū)風電發(fā)電成本的基礎上，國家發(fā)改委在2009年7月建立了陸上風電上網標桿電價制度，將全國分為四類資源區(qū)，依據風資源和開發(fā)建設條件，按照《可再生能源法》中成本加合理利潤確定電價的原則，首次制定了分資源區(qū)標桿電價。根據行業(yè)發(fā)展形勢，在2014年底、2015年底、2016年底調整了各資源區(qū)的標桿電價水平，此次又出臺了2019、2020年指導價（圖1）。2014年6月確定了海上風電上網電價。從風電電價政策十年歷程看，政策出臺、調整和實施一方面體現了價格政策的穩(wěn)定性，使行業(yè)預期明確，另一方面根據成本變化情況進行適時適度的電價退坡，既提升了國家補貼資金的使用效率，又實現了引導行業(yè)技術進步和產業(yè)升級。

風電電價政策的實施效果顯著。2011—2018年，我國風電新增和累計并網裝機連續(xù)八年位居世界首位，并帶動了國內制造業(yè)和技術發(fā)展。截至2018年底累計并網裝機達到1.84億千瓦，在全部電源總裝機和總發(fā)電量中占比分別為9.7%和5.2%，海上風電累計并網裝機達到363萬千瓦，近期呈現加速發(fā)展態(tài)勢。風電成為電力供應清潔轉型的重要力量。

風電上網電價水平的歷次調整符合國家能源轉型戰(zhàn)略、五年規(guī)劃和行業(yè)發(fā)展需求。“十一五”期間和“十二五”初期，電價政策相對側重支持“三北”等風資源豐富、發(fā)電成本低的地區(qū)風電發(fā)展。之后隨著國內大容量、低風速機組和智能化風電技術出現，電價政策轉為并重支持東中部和南方地區(qū)、“三北”地區(qū)、海上風電發(fā)展。在明確的電價水平下，通過市場和企業(yè)選擇，無論是各年度新增裝機規(guī)模上，還是在裝機地域分布上，陸上風電均實現了均衡發(fā)展，如“十三五”以來年度新增裝機為1500—2100萬千瓦，且總裝機規(guī)模及分布與規(guī)劃目標基本一致（圖2）。

　　適應新形勢完善電價機制

《通知》明確了新政制定的原則，即落實2020年與煤電平價上網要求、科學合理引導投資、實現資源高效利用、促進公平競爭和優(yōu)勝劣汰、推進產業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展。在這些原則之下并為適應新形勢發(fā)展需要，風電電價新政既有新思路的設計即“質“的變化，也延續(xù)了既往的電價退坡機制即“量”的調整。

將標桿電價改為指導價，以適應電力市場化改革要求和體現全面實施競爭配置的政策導向。2019年開始對新核準的集中式陸上和海上風電項目全部實施競爭方式確定上網電價，各資源區(qū)的價格水平是競爭電價上限，因此價格的指導意義和作用更強，標桿電價改為指導價體現了市場化方向。

確定陸上風電補貼完全退出時間表。2019年陸上風電指導價標準為每千瓦時0.34、0.39、0.43、0.52元。2020年為每千瓦時0.29、0.34、0.38、0.47元，指導價低于當地燃煤標桿電價（含脫硫、脫硝、除塵）的地區(qū)，以燃煤標桿電價作為指導價（圖3）。2021年新核準陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。

這一補貼退坡直至退出最終時間表與國家目標是一致的，且電價水平下降的步伐和幅度也考慮了風電行業(yè)實際情況，避免各年之間電價水平變化過大對產業(yè)造成影響和沖擊。根據目前風電場投資水平，按照I、II、III類資源區(qū)平坦地區(qū)初投資7000元/千瓦、IV類資源區(qū)山地丘陵地區(qū)初投資8000元/千瓦測算，在2019年指導價水平下，四類地區(qū)的風電場年等效利用小時數分別達到2385、2079、1885、1782時，就可以保證基本收益。2018年全國風電年等效利用小時數為2095，且近兩年國家解決棄風限電的各項措施已見成效，還將繼續(xù)加大解決限電問題的力度，因此指導價配合以競爭方式確定上網電價，可以在符合當前成本情況下促進公平競爭和行業(yè)優(yōu)勝劣汰。

對于分散式風電，如果不參與市場化交易，則不需通過競爭方式確定上網電價，可直接適用當年所在資源區(qū)指導價；如果其參與市場化交易，則國家不提供補貼，但根據國家風光無補貼平價上網政策，可以申請作為平價項目，享受相關政策，如交易電量僅執(zhí)行項目接網及消納所涉及電壓等級的配電網輸配電價，免交未涉及的上一電壓等級的輸電費，對納入試點的就近直接交易電量減免政策性交叉補貼，通過綠證交易獲得合理收益補償等。

小幅降低海上風電上網電價。本次是海上風電電價政策出臺以來電價水平首次調整，2019年近海風電指導價由之前的0.85元/千瓦時，降低到0.80元/千瓦時，2020年再降到0.75元/千瓦時，降幅不大。此外，對新核準潮間帶項目，適用陸上風電電價政策。降低電價水平的目的是促進產業(yè)技術進步和激發(fā)企業(yè)的內在動力降低成本，采用逐年小幅降低的方式則是綜合考慮了我國海上風資源條件、繼續(xù)支持海上風電市場發(fā)展進而帶動大容量機組和整個產業(yè)鏈發(fā)展。我國沿海地區(qū)海床條件、風資源條件差距較大，目前條件好的地區(qū)近海風電成本加成水平低至0.65/千瓦時左右，條件一般的地區(qū)則在0.80元/千瓦時左右。因此，近海風電電價水平調整體現了繼續(xù)支持海上風電發(fā)展。對于風資源和施工運維條件好地區(qū)的近海風電項目，雖然成本加成水平與指導價差距較大，但可通過充分競爭確定上網電價方式降低實際上網電價。

項目核準和建成并網時間共同決定適用的價格政策和電價水平。根據既往電價政策，項目核準和開工時間（核準后兩年內開工）決定其適用的電價水平?！锻ㄖ穼Υ诉M行了調整，項目電價水平取決于項目核準時間和建成并網時間，更具合理性，且便于操作和實施。

具體是，對陸上風電項目，2018年底之前核準但2020年底前未完成并網的，以及2019年、2020年核準但2021年底前未完成并網的，國家不再補貼。即為2018年和2019年核準的項目留出至少兩年的建設期，為2020年核準的項目留出1—2年的建設期，既考慮了風電開發(fā)建設的時間周期，也保證陸上風電在“十四五”初期真正實現完全去補貼。

對海上風電項目，2018年底前核準且在2021年底前全部機組并網的，則執(zhí)行核準時上網電價（即近海風電執(zhí)行0.85元/千瓦時或低于該水平的競爭配置電價），2022年及以后全部機組并網的，執(zhí)行并網年份的指導價。即對2018年之前核準的海上風電項目留出至少三年的建設期，一方面考慮了海上風電建設難度大、周期長的實際情況，另一方面可以規(guī)范海上風電開發(fā)，使前期工作扎實的項目具有更好的建設條件。（■時璟麗　作者供職于國家發(fā)改委能源研究所）