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可再生能源发电并网专委会主任委员张运洲:新能源发展成本分析和政策建议

北极星风力发电网  来源:电力头条APP    2017/9/13 17:56:40  我要投稿  

北极星风力发电网讯:2017年9月15日,由中国可再生能源学会可再生能源发电并网专委会主办的第一届可再生能源并网技术与政策论坛在北京隆重召开,会议以“新能源与电网协调发展”为主题,围绕战略与规划、政策与机制、并网和消纳、储能及应用等议题,探讨可再生能源快速发展中的热点问题与对策,促进我国可再生能源事业快速发展。本届论坛邀请国家能源局等政府部门领导、能源电力领域院士和资深专家就再生能源发展战略、规划、政策、技术等问题发表主旨演讲。北极星电力网全程直播本届论坛。

 会上,可再生能源发电并网专委会主任委员张运洲主题分享《新能源发展成本分析和政策建议》。张运洲主要从三方面进行阐述:1)我国新能源成本历史变化和未来趋势;2)国际新能源支持政策及启示;3)促进我国新能源可持续健康发展的政策建议。

可再生能源发电并网专委会主任委员张运洲

以下为电力头条APP为您带来的致辞实录:

 尊敬的各位院士、尊敬的梁司长、李理事长,尊敬的各位专家、各位来宾,大家上午好,今天给大家分享关于新能源发展成本分析和政策建议。

 先说第一部分,基本情况大家都知道,我们国家新能源迅猛发展,目前不管是风电还是太阳能,都在世界位居第一位,今年上半年风电和光伏发电合计新增了接近3000万,光伏累计装机已超过一亿千瓦,现在看来增长势头很猛。

 关于近年来新能源成本的变化情况,根据BNEF的数据,世界范围的光伏和风电成本持续下降,2016年下半年全球陆上风电平均度电成本比2015年下半年下降18%,光伏发电下降17%。目前为激励新能源发电降低成本,全球至少有67个国家采用竞标方式确定上网电价。根据IRENA统计,2016年全球风电和光伏发电的中标电价范围分别为0.2~0.46元/千瓦时和0.16~0.8元/千瓦时。

 我国风电全产业链逐步实现国产化,风电设备的技术水平和可靠性不断提高,2015年全国风电单位千瓦造价比2012年下降了10%。但2016年全国风电平均造价又略超过2015年,原因是近期我们国家的政策,推动风电布局向中东部和南部地区倾斜。从地区差异来看,“三北”地区风电平均单位千瓦造价低于东中部地区,其中分散式风电造价大于大型风电场,目前最便宜的是新疆、宁夏等,最高的是广东。随着光伏发电的技术进步,产业升级和市场规模扩大,我国的光伏发电成本持续下降,单位容量造价从2010年的约20000元/千瓦,降到2016年的7300元/千瓦。其中,分布式光伏发电造价比光伏电站约高10%到20%。

 从我国新能源成本未来趋势来看,未来风电造价下降主要依赖于关键设备成本和非技术成本的下降,前者主要是技术进步和风机选型,后面主要是土地费用和税费等,根据GE的研究成果,更长更轻的叶片,一体化传动链等技术突破将使2025年风电度电成本下降五分钱到七分钱,微观选址与风机选型的优化设计将使度电成本下降三分钱到七分钱。我们院按照2015年价格预测,2020年全国风电项目单位造价约为6700元/千瓦,2030年为4600。同样,光伏的单位容量造价也有较大的下降潜力,主要包括光伏组件,逆变器、以及土地费用、税费等非技术成本的下降,其中,光伏组件成本下降主要依靠硅料成本,再加上组件转换效率,以及硅利用率的改善。我们院也做了测算,2020年光伏发电单位容量造价约为5500元/千瓦,2030年约为3000元/千瓦。可以看到未来这个风电的单位千瓦造价要高于光电。

 根据测算,2020年“三北”地区风电平均度电成本三毛五,低于东中部地区四毛九;“三北”地区光伏发电平均度电成本四毛八,低于东中部地区光伏发电成本六毛三。2030年全国风电平均度电成本降到三毛三,光伏发电平均度电成本三毛一。

 下面有三个对比,一个就是与本地燃煤标杆电价和电网销售电价的对比,2020年三北地区多数省份风电可实现发电侧的平价上网,但甘肃、宁夏、内蒙等省份由于燃煤标杆电价较低,风电实现发电侧平价上网存在难度,东中部地区光伏发电可基本实用户侧平价上网。2030年光伏发电度电成本将低于风电,竞争力更强。第二个对比,“三北”地区新能源发电跨区外送与东中部地区新能源开发消纳的对比,“三北”地区风电和光伏发电外送至东中部地区要比东中部地区开发的风电和光伏更具有经济性,还是低了四分钱,东中部地区的价格是大概是六毛五到七毛九。第三个对比,“三北”地区新能源发电跨区外送与东中部地区煤电的对比,没有竞争性,煤电还是要便宜。

 在考虑新能源自身发电成本和燃煤发电环境外部成本情况下,2020年东中部地区风电和“三北”光伏发电也初步可与燃煤发电同平台竞争,2030年全国风电和光伏发电竞争优势将较为明显。

 还要说明的是,可能大家比较容易忽略的,新能源不但需要关注自身的成本,也要关注带来的额外系统成本,相比常规电源,新能源大规模并网必然增加系统的平衡成本和容量成本,根据IEA的研究,当风电比例达到20%时,平衡成本和容量充裕性成本分别为一到五分钱和三到四分钱。欧美国家按照预测,他们风电置信容量可以达到30%到40%,一个原因是风比较稳定,不像中国大陆季风性气候,再一个他们预测的整体性也非常好。考虑到我国属于大陆季风性气候,风电保证出力相比欧美要低,比如说我们现在基本上风电和太阳能,在备用上,接近于零处理,这个也是没办法的,它的随机性我们调度人员不敢怠慢,需要考虑风电出力变化提供旋转备用。另外,我们现在新能源整体预测精度与国外尚有差距,再加上我们国家现在煤电比重比较高,调整的能力和速率也比较慢,综合来看,系统成本比欧美高的多。

 根据我们对风电和光伏发电的成本历史数据和未来预测数据,我们可以得到几个观点。第一个就是风电和光伏风电成本仍有较大的下降空间,2020年可基本实现“三北”地区多数省份风电在发电侧平价上网,东中部光伏发电可基本实现在用户侧平价上网。第二个观点,中长期看,光伏发电成本比风电更具下降空间,2030年光伏发电平均度电成本有望低于风电,随着弃风、弃光控制在合理水平。“三北”地区风电和光伏发电跨区送到东中部地区,相比东中部地区开发利用新能源更具经济性,2020年以后实现新能源开发总量目标还得依赖“三北”地区,我们在西部由于资源优势,土地成本优势,加上风险成本,有一定竞争性。第三个观点风电、光伏发电不仅需要关注自身的发电成本,还要关注给整个电力系统带来的额外成本,主要包括平衡成本和容量充裕性成本等。这是第一部分。

 第二部分,国际上特别欧美国家新能源支持政策演变以及带来的启示。首先是总体情况,由于能源转型要求、政策框架、市场模式和历史条件存在差异,不同国家的新能源支持政策存在差别,目前多数国家采用了两种政策取向,一种就是固定的上网电价,还有一种就是政策+市场机制,这两种模式。这是具体的国家政策的变化情况。

 然后是典型国家政策特点,第一个是丹麦,丹麦激励政策配套有效,丹麦采取了包括碳税、碳排放配额、环保税、上网电价补贴、研发补贴、基础设施建设、风能行业支持相关政策推动风电发展。早期丹麦采取了装机基金和电价补助,后来采用固定电价和差价补贴为主要的支持手段。

 西班牙的价格激励是双轨制,一个就是政策轨,一个是市场轨。政策轨主要通过固定电价政策保证可再生能源发电企业的基本收益。市场轨鼓励可再生能源企业在政策的保障下,更多地参与竞争。

 关于美国,美国建立了完善的税收政策,积极推广配额制,税收政策体现在产业环节、生产环节和消费环节。配额制也是近年来美国力推的,主要是在29个州制定并实施可再生能源配额。

 德国是我们仿效和借鉴的一个政策比较好的地方,德国是从2000年开始,多次政策调整,到最新的全面的引入可再生能源发电的招标制度,正式结束基于固定上网电价的政府定价机制,全面推进可再生能源发电市场化,容量招标和发电量进入市场,这是德国现在的状态,当然它还是有补贴的,但是市场作用越来越大。

 可以看到德国从2000年以来一直到2017年,基本有一个总容量控制的政策导向。最近德国对可再生能源法进行了修订,既有响应欧盟关于各国可再生年能源支持政策要求的外部要求,按照欧盟的要求,一个是以市场溢价逐步取代固定电价补贴,第二个引入可再生能源发电项目竞争性招标制度。另外,也有实现高比例可再生能源发展目标、降低可再生能源发展成本的内在动力。德国补贴力度是比较大的,消费电价里面大概有6欧分,占比比较高,也导致难以为继,所以从内部来讲,通过竞争是要减少补贴,来降低成本。

 国际新能源政策带来的启示有三点,第一个新能源发展初期需要依靠多种方式的补贴,实现规模扩大和成本降低的相互促进,提升产业竞争力,但也不能长期依赖补贴,任何一个产业长期靠补贴很难长大。各国根据本国国情,能源转型目标进程以及自身的承受力,采取了逐步降低甚至取消补贴的政策导向。

 第二点启示是引入市场机制和促进可再生能源的持续发展,通过招标制实现开发投资权的竞争,倒逼降成本。由于新能源发电边际成本较低,在充分竞争市场情况下,能够优先中标,保证优先调度,推动新能源优先消纳。

 第三个启示就是配额制在跨省区电力市场不完善的情况下可发挥重要作用,特别对于中国目前电力相对过剩、相对宽松的情况下,各省的这种壁垒森严,通过政府的举措,来逐步提高配额的要求,促进新能源发 展。

 最后一部分,促进我国可再生能源持续发展的政策建议,这个不一定成熟,也是一个研究。首先是我国可再生能源支持政策演变,从进入本世纪以来,我国对可再生能源风电、太阳能采取了这种支持政策,建立了涵盖上网电价、全额保障性收购、补贴基金、税收优惠等方面政策的政策体系,也促进了风电和太阳能的迅猛发展。

 在上网电价方面,风电电价最早通过审批来决定,到现在的标杆电价,不断的进行调整。到目前为止,虽然标杆电价下调,但是以后随着电力市场的建立,将更多引入市场的机制,来消纳可再生能源。

 关于补贴方面,2006年国家发改委出台了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》,确定了可再生能源的补贴资金的管理要求和流程。后期逐步完善,财政资金预拨给电网公司,电网公司按月给新能源企业转付补贴。

 税收政策方面,从2007年以后,主要是所得税、增值税进行返还、减免。梁司长也提出关于减轻可再生能源领域企业税费负担的意见稿,包括延长税收优惠期,免征土地税等。

 第四个市场机制方面,随着电力市场化程度的加深,国家发改委能源局陆续出台了一系列的配套文件,加快建立促进新能源发展的市场机制。主要四个方面,一个是调峰服务市场的基本规则。一个是清洁能源供暖,主要是在西部和东北,冬季采暖,要清洁供暖,太阳能供暖,还有替代自备电厂试点,属于发电量的置换。第三个清洁能源的跨省区交易,现在也在那儿开展。再一个就是清洁绿色交易的试行。

 在可再生能源政策方面,出现了一些困难,可能有这几项,第一个就是补贴的强度高,补贴资金的缺口较大,难以为继。我国新能源补贴强度,2016年风电和光伏发电分别为一毛七和五毛三,截止到2016年底补助缺口大概550亿元,按照消费电价一分九的补贴,我们应该理论上增收每年1100亿,但是实际上因为一些因素,没有达到应收尽收,每年大概也就是700亿。如果维持现有的政策,预计“十三五”期间可再生能源发展基金累计缺口到2020年可能达到2000亿元。提些建议,第一提高标杆电价退坡频次,加大退坡幅度,降低补贴强度。第二就是加强可再生能源的征收监督管理,做到应收尽收,扩大基金规模。第三根据基金征收的总量,确定发展的规模,优化布局,调控年度增量,减少补贴的亏空,不断提升新能源发展质量。

 第二个困难,现行价格机制对降低成本和促进消纳的作用不明显,近年来新能源发电,尤其是光伏发电成本下降幅度较大,但政策调整滞后,标杆电价下调往往滞后于成本下降,加上以市场竞争方式确定的规模有限,使开发商自身降低成本的动力不足。此外,现行以标杆电价为主的价格机制仅对新能源开发商起激励作用,而缺乏对常规电源补偿调节促进消纳的激励措施。

 建议通过完善政策,降低土地费用、税费等非技术成本,通过提高技术门槛引导产业升级和技术进步,降低新能源发电成本。现在光伏也好,风电也好,技术进步了才有指标,没有指标不应该并网,或者不应该去消纳。在开发容量和上网电量上应该引入市场机制,扩大以竞标方式确定的规模,倒逼降低成本。通过市场机制确定保障小时数外的电量和价格,并将收益与常规电源共享,善用市场手段处理新能源消纳,这个都在探索中,还没有建立一套成熟的规定。

 第三个困难缺乏对新能源并网引发的系统成本进行研究和规划,对相关方激励不足。新能源具有随机性、间歇性等特性,可信容量低,电力系统必须配备足够的灵活性电源,从而带来额外的平衡成本和容量充裕性成本等,目前对这些系统成本的研究不够,缺少补偿机制。目前我国正在探索建立相关的市场化机制,但进展不大,建议研究我国新能源并网和大范围消纳所引发的额外系统成本及相应的补偿机制,在规划中应确保系统容量的充裕度,未来煤电等调节电源利用小时数下降是大趋势,需要采用市场手段给予补偿。进一步出台“强制配额+绿证”制度,打破省间壁垒,实现更大范围的绿证交易和资源配置。

 我的汇报到此为止,谢谢。

原标题:张运洲:新能源发展成本分析和政策建议

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