2020年可再生能源的過渡之考

　　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(zhì)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(nèi)，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(jīng)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(chǎn)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(jù)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(cè)平價上網(wǎng)。

　　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(nèi)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(jīng)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(wǎng)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(jīng)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(jù)當前行業(yè)發(fā)展形勢以及近期光伏技術進步和產(chǎn)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(jīng)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(nèi)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(chǎn)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(wǎng)不可或缺的條件。近年來國家能源主管部門和產(chǎn)業(yè)界一直要求和呼吁減輕企業(yè)投資經(jīng)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(wǎng)企業(yè)承擔接網(wǎng)費用或回購接網(wǎng)線路等，并已經(jīng)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(chǎn)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(nèi)部溝通機制不暢、外部經(jīng)濟形勢不佳，都可能會影響到投資者的經(jīng)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(chǎn)生相對穩(wěn)定的長期收益。另一種途徑是盡快解決過網(wǎng)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(wǎng)是“內(nèi)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(diào)發(fā)電企業(yè)發(fā)電量調(diào)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(wǎng)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?qū)⒂绊懙缴轿骱罄m(xù)可再生能源的發(fā)展。

　　調(diào)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(jù)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(jù)SolarPower Europe的數(shù)據(jù)，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(wǎng)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(wǎng)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(jīng)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(wǎng)機制為例。根據(jù)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(wǎng)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(wǎng)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(chǎn)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(diào)依據(jù)和落實規(guī)劃、風光接網(wǎng)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(jīng)有一年的經(jīng)驗，3月已經(jīng)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(nèi)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。