可再生能源“有主题变奏”

盘点

2018年注定是一个残酷的转折年。

在固定补贴刺激下,经过数年跃进式增长,中国风电和光伏的装机规模已经位居世界第一位。但在庞大的装机背后,可再生能源发展面临严峻的补贴缺口和弃风弃光挑战,可再生能源政策迫切需要针对性的调整。

在这一年里,光伏行业遭遇政策“急刹车”,风电开始进入竞价上网时代,海上风电异军突起,数易其稿的配额制终于落地,清洁能源消纳行动计划出台。可再生能源扶持政策不断完善,尽管仍然存在妥协的痕迹与能否落实的疑问,但政策导向的转变意味着行业发展要从扩大规模转到提质增效。

告别爆发式增长后,在有限的增量空间内,整个行业都面临着技术进步和成本降低的考验。“531新政”让部分光伏企业深受打击,过度依赖政策扶持终究无法使得行业独立成长。

按照可再生能源发展“十三五”规划的任务,要通过不断完善可再生能源扶持政策,创新可再生能源发展方式和优化发展布局,加快促进可再生能源技术进步和成本降低,进一步扩大可再生能源应用规模,提高可再生能源在能源消费中的比重,推动我国能源结构优化升级。

2018年正处于“十三五”中期阶段,起着承上启下的关键作用,回顾这一年可再生能源政策,它们能够给行业带来哪些变化?

光伏“急刹车”

2018年6月1日,国家发改委、财政部和国家能源局发布《2018年光伏发电有关事项的通知》,因为《通知》落款日期为5月31日,所以也被称为“531”新政。

新政给光伏业内带来极大的震动。按照“531”新政要求,2018年暂不安排普通光伏电站建设,在国家未下发文件启动普通电站建设工作前,各地不得以任何形式安排需国家补贴的普通电站建设;只安排1000万千瓦左右规模用于支持分布式光伏项目建设;下调了三类资源区标杆上网电价。

但实际上,2018年前两个月分布式光伏新增装机容量就已经接近700万千瓦。这也意味着,2018年新增的绝大部分光伏电站和分布式光伏无法获得国家补贴。

国家能源局随后召开关于“531”新政的新闻发布会,据有关负责人介绍,截至到2017年底,光伏补贴缺口已经达到455亿元,而可再生能源补贴缺口累计已经超过1200亿元,且呈逐年扩大之势。并且消纳问题依然待解,2017年甘肃和新疆弃光率分别达到20%、22%。全国2018年一季度弃光率虽有好转,但仍不稳固。而新政是缓解光伏行业当前面临的补贴缺口和弃光限电等突出矛盾的重要举措,有利于激发企业内生发展动力,减少补贴依赖。

巨大的补贴缺口使得现有补贴模式难以为继。按照固定上网电价制度,电力公司按照当地燃煤机组标杆上网电价收购风电和光伏发电电量,风电、光伏上网电价与燃煤机组标杆电价差额部分由国家可再生能源基金进行补贴。

为了促进风电和光伏大规模发展,风电和光伏的固定上网电价在制定之初便维持在较高的水平。由于补贴下调幅度远落后于风电、光伏发电成本下降,其中巨大的利益空间进一步刺激了市场主体的投资意愿。此后,中国每年风电和光伏新增装机容量连续数年位居世界第一,呈现爆发式增长。

风电、光伏装机规模大幅提升,但国家可再生能源基金增长十分有限。目前基金的唯一来源是可再生能源电价附加,按照0.019元/千瓦时标准从除居民生活和农业生产以外的其他用电征收,但在目前降低实体经济负担,下调一般工商业用电价格的背景下,上调可再生能源电价附加并不现实。因此只能控制新增需要补贴的风电、光伏装机容量,通过技术进步和成本下降推动风电和光伏平价上网,摆脱补贴依赖。

此前光伏业内普遍认为,“531”新政的弊端在于一刀切,并没有给行业留有缓冲余地。在2018年11月1日习近平总书记主持召开民企座谈会后,光伏行业迎来转机。11月2日,国家能源局召开座谈会,据媒体报道,国家能源局相关负责人明确补贴计划将持续到2022年,不会一刀切地推进平价上网进程,在真正进入全面“去补贴”之前,国家能源局仍将每年保证一定的补贴装机规模,并推进补贴强度的进一步下降。其次对“十三五”规划进行调整。按照“十三五”规划,到2020年光伏发电装机规模为1.1亿千瓦,但截至到2018年前三季度,光伏装机已经达到1.65亿千瓦,远超规划装机容量,而负责政策制定支持工作的电力规划设计总院则在座谈会上按照2.1亿千瓦装机进行汇报。

有业内人士认为,出于“稳定产业预期”的目的,光伏发电“十三五”规划目标将大概率上调,但新增装机量大部分可能为无补贴项目。

经过近十年的狂飙突进,光伏行业终于切身感受到政策收紧后的凉意。是选择降低补贴强度、扩大市场规模,还是维持补贴强度、缩小市场规模,这个问题或许并不难回答。

风电竞争性配置

与光伏“531”新政形成舆论风暴不同,同一时期,国家能源局公布的一项对风电行业影响深远的政策,企业层面的反弹则不甚激烈。

2018年5月18日,国家能源局印发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》,并发布了《风电项目竞争配置指导方案(试行)》。按照该方案,从2019年起,各省(自治区、直辖市)新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。方案特别强调应将上网电价作为重要竞争条件,所需补贴强度低的项目优先列入年度建设方案。

中国大唐集团规划发展部李海涛撰文指出,从竞争配置的核心原则看,就是政策和行政干预不断减少、市场力量不断发挥更大作用,产业市场和开发市场都将在市场引导下发生深刻变化。

相比于标杆上网电价“闭着眼睛都能赚钱”的时代,竞价上网带来的收益不确定压力正在传导至整个风电产业链。

今年11月6日,宁夏首先出台《宁夏风电基地2018年度风电项目竞争配置办法》,根据办法,宁夏采用“百分制”综合评分法方式,对申请参与宁夏风电基地建设企业的整体实力、设备先进性、申报上网电价、前期工作深度、电网接入及消纳能力等进行综合评分。

五项指标满分为100分,其中申报上网电价满分为40分,所占比重最高。按照评分标准,在基准电价基础上申报电价每降低0.01元/千瓦时,加1分,最高得40分;在基准电价基础上申报电价每升高0.01元/千瓦时,扣减2分。政策导向十分明确,就是要通过竞争降低上网电价。

2018年12月17日,宁夏发改委公布2018年度风电项目竞争配置评优结果。申万宏源的报告表示,宁夏风电项目竞争配置的电价下降合理,未来仍有下降空间。此次风电竞争配置平均上网承诺电价为0.44元/千瓦时,低于0.49元/千瓦时Ⅲ类资源区标杆上网电价。相比标杆电价降低5分/千瓦时,实现了降低上网电价成本的目的。

考虑到与全额保障性收购办法衔接,在竞争性配置政策中,超出最低保障小时数的部分将由市场定价,这会给给开发商对研判项目收益增加不确定性。为了弥补电价下降带来的收益减少,开发商势必会将成本压力传导至风机整机厂商。因此有业内人士判断,新政实施后风电设备制造商的利润率会进一步压缩,年内风机设备投标价格极大概率会跌落到3000元以下,某些风机设备厂家为了争夺市场和上市年报可能会爆出惊人的低价。

早在2017年5月,国家能源局即开展组织风电平价上网示范项目,这些示范项目不受年度规模指标限制,上网电价按照当地燃煤机组标杆电价执行。平价上网示范项目的目的就是通过测试,找出风电平价上网的制约条件,为风电标杆电价下调做好准备工作。

随着宁夏、广东相继发布风电竞争性配置政策,降低风电补贴强度的步伐也将提速。到2019年,无论是开发商还是整机厂商,都面临竞争配置下的优胜劣汰压力。

海上风电异军突起

在过去的2018年,整个可再生能源领域的基调是去补贴划、提质增效,光伏、陆上风电产业链的各个环节均在承受成本倒逼下的竞争压力,只有海上风电异军突起,呈现出爆发式增长态势。

在“十二五”期间,受制于高风险、高成本,海上风电是唯一没有完成规划目标的可再生能源品种,相对而言,其发展空间更为广阔。但2018年正处于一个微妙的阶段,一方面可再生能源行业面临去补贴的压力,而海上风电上网标杆电价自2014年公布以来,未曾调整,非招标的近海海上风电项目电价仍保持在0.85元/千瓦时;另一方面,按照竞争性配置政策的要求,2019年起,所有新增核准的海上风电项目需通过竞争配置方式确定投资主体和上网电价。

于是海上风电也不可避免地出现“抢装潮”,广东、福建、江苏和浙江上调海上风电规划的省份,纷纷加快了项目核准的速度。

按照广东修编后的海上风电发展规划,其近海浅水区总共规划了15个海上风电项目,总装机容量985万千瓦,目前所有近海浅水区项目均已确定开发主体,除小部分项目处于核准前公示状态,其他项目已经获得政府部门核准。预计到2018年底,所有浅水区项目都将获得核准。

除了近海浅水区项目,广东也在加快核准目前不具备开发条件的深水区项目。截至2018年12月21日,揭阳已经核准了550万千瓦近海深水区项目,阳江也核准了6个、装机规模500万千瓦的深水区项目。

仅广东省在2019年以前核准的海上风电项目就达到了2035万千瓦。以目前广东燃煤机组标杆上网电价0.4530元/千瓦时(含脱硫、脱硝、除尘电价)计算,广东海上风电度电补贴为0.397元。随着全国海上风电陆续投产,未来可再生能源补贴缺口可能会进一步加剧。

有业内人士认为,目前国内海上风电已经具备规模化发展的条件,但尚不具备大规模发展条件。从目前发展情况来看,海上风电经过数年发展,积累了一定的经验,但目前仍然面临高成本、高风险因素的制约。

广东海上风电项目机组普遍采取5.5MW以上的大容量机组,但目前大容量机组尚未经过批量验证,如何在降低成本的同时,保证机组的可靠性,这是海上风电规模发展必须要重视的问题。

广东全社会用电量长期处于全国第一位,长期来看,海上风电消纳并不会重蹈“三北”地区覆辙。不过网源建设不协调问题开始浮现,短期内可能会出现送出通道紧张的问题。此外,广东每年接受大规模西电东送的电力,这部分电力往往不参与调峰,随着海上风电大规模投产,电网调峰压力将增加。

回顾2018年,海上风电变得异常热闹,行业会议以每月一场的频率召开,有媒体甚至抛出“海上风电万亿市场开启”的标题。在能源转型的要求下,海上风电的确具有相当的发展潜力,但这也是机遇与风险并存的海域,需要在可靠性与经济性之间寻求最优解。

激活配额制

历尽波折的可再生能源配额制终于迎来第三次征求意稿,明确2019年1月1日起正式进行配额制。

配额制被业内认为是解决省间壁垒、促进可再生能源更大范围消纳的重要措施。但由于涉及到电网、省级政府、发电企业利益调整,配额制历经多次博弈且难以达成一致意见。

相比于第二次征求意见稿,第三次征求意见稿明显弱化了对省级政府的约束力度,而省级政府的态度对于配额制的落地起着至关重要的作用。

第二次征求意见稿提出省级政府配额完成情况纳入省级人民政府能源消费总量和强度“双控”考核。但在第三次征求意见稿中,并未明确对没有完成配额的省级区域的惩罚措施,只是提出对实际完成配额超过激励性配额指标的省级行政区域,超出部分的可再生能源消费量不纳入该地区能耗“双控”考核。

作为舶来品的配额制,强制性是其最为鲜明的特征,但在经历数轮博弈之后,最新的配额制征求意见稿中的强制性色彩逐步淡化,这很有可能无法达到配额制政策设计的初衷。

随着中东部沿海经济发达省份正在面临愈发趋紧的能源消费总量约束,“双控”考核或许能够撬动省间壁垒、推动风电光伏跨省交易。2018年10月,浙江省发布《浙江省进一步加强能源“双控”推动高质量发展实施方案(2018-2020年)》,提出合理控制燃煤电厂用煤,所需电力缺口通过增加省外来电弥补,在保证2018年省外来电计划电量1351亿千瓦时基础上,力争增加省外来电120亿千瓦时以上。根据《浙江日报》报道,在争取外来电方面,浙江电网主要有两种方式,一是通过中短期双边交易,临时向周边省份购电;二是积极参与跨区可再生能源现货交易,想其他区域购电。截至2018年7月,浙江电网实现跨区现货交易总电量4.69亿千瓦时。“两交两直”特高压骨干网架形成后,可为浙江增加近2500万千瓦的供电能力。

此外,电网企业也在通过市场机制推动跨区跨省大规模交易清洁能源。北京电力交易中心的数据显示,截至2018年11月,新能源省间交易累计完成电量662亿千瓦时,同比增长46.1%,其中吉林、黑龙江、蒙东、甘肃、青海、宁夏、新疆增幅分别达到146.8%、155.6%、50.1%、67.7%、196.1%、111.1%、14.2%。南方电网也制定了2018年促进清洁能源消纳的24项重点措施,力争2018年清洁能源电量占比高于50.5%,确保风电、光伏等新能源基本全额消纳以及核电保障性消纳。

在2018年的最后一个月,国家发改委、国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》,提出的工作目标为:2018年,清洁能源消纳取得显著成效;到2020年,基本解决清洁能源消纳问题。

尽管促进清洁能源消纳的体制机制仍有待完善,突破省间壁垒也并非一蹴而就,但随着电力市场化改革推进,2019年也将更值得期待。

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