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海上风电代表着风电技术领域的前沿和制高点,是世界上主要风电市场重点关注的发展方向,也是我国战略性新兴产业的重要内容。我国可供开发的海上风能资源丰富,场址靠近负荷中心,海上风电的开发利用不仅是风电产业向纵深发展的关键一环,也是带动我国相关海洋产业协调发展的有效途径,具有重要的战略意义。然而没有电价政策的支持,就无法培育出健康的海上风电市场,没有规模化的市场,就没有技术进步的产业基础,就难以把握住产业发展的关键机遇期。距2010年我国首个海上风电工程东海大桥项目首期投运已有三年多时间,但我国海上风电的指导电价迟迟未能出台,这已然影响到了海上风电的发展进程。海上风电特许权招标项目并未像在陆上风电上实施的那样,为海上风电标杆电价的制定提供准确的依据。“十二五”期间500万千瓦的海上风电装机规划目标的完成时间目前已经所剩无几,当务之急是尽快出台合理的海上风电指导电价。纵观海上风电发展较好的几个欧洲国家,都有清晰明确的单独针对海上风电的电价机制,且电价水平对产业发展形成稳定而有力的支撑作用。(表2)其中德国在2012年修订可再生能源法的时候,还上调了海上风电价格,目的是最大程度地保证政策的稳定性和电价水平的科学性。我国可参考别国经验、电价机制和水平,结合我国海上风电工程实际,制定海上风电标杆电价。有鉴于我国海洋工程条件的复杂性,以及初期阶段工程造价较高、运维费用较高的情况,海上风电的电价支持力度不应低于表2中所列欧洲各国的水平。
三、纠正对风电产业的偏颇认识
当前,有相当一部分人认为风电电价补贴过高,社会为风电发展付出过多,而实际上并非如此。表面看来,风电电价的确比煤电电价高,但煤电价格并不是其完全成本的体现,既未体现外部性成本,也未反映出对其提供的隐性补贴。美国科学家研究发现,如果把燃烧煤炭所带来的污染物排放、水污染、工人伤亡、地表形态的颠覆性改变等隐性成本都计算在内,美国燃煤发电的隐性成本每年高达5000亿美元,如果把这些成本转移到电费账单上,那么燃煤发电的电价要至少增加一倍到两倍。2012年中国电煤消耗量是美国的2倍多,鉴于开采水平、安全防护措施及环保措施都并不高于美国,所以中国燃煤发电的隐性成本至少高于5000亿美元,而这些实际上是由社会资金、人民的身体健康和发展质量来买单。如果将这部分高昂的外部性成本全部分摊到煤电电价上,煤电价格将立刻失去竞争力。相对而言,我国风电的电价水平并不高,且低于许多国家的电价水平。
发展风电除了可以解决能源环境问题之外,作为战略性新兴产业,风电产业的发展对带动我国产业优化升级意义深远,而当前还有相当一部分人对此认识并不充分。我国历史上鲜有机会在某个产业领域与世界水平站在同一起跑线上,风电产业多年的积累和砥砺成长,赋予了我们取得世界领先优势的战略机遇。培育规模化的国内风电市场,不仅是为了解决环境问题,也是拉动技术进步,促进高端制造业发展的有效途径,从而形成一个高附加值的大型国际化产业,带动实体产业升级。目前我国风电产业已经展露出国际化格局的雏形,截止到2013年年底,我国累计出口风电整机140万千瓦,遍布世界数十个国家和地区,而且增长迅速。今天社会对其投入的补贴,是为了维持整个产业链的基本利润水平,使制造企业守住盈亏线,以保证企业对技术研发的持续投入,为产业发展后劲储存实力,培育一个兼具巨大社会效益和经济效益的新型高端产业。此时若贸然下调电价,无疑会造成釜底抽薪的结局,与国家的政策导向背道而驰。
历史地看,风电价格的调整是必然,通过技术创新和规模化发展等手段逐步降低风电成本,最终使风电价格与常规能源价格相比具有市场竞争力,是大势所趋,但关键问题是如何运用价格手段来促进产业的健康可持续发展。原则上,对于资源性产品价格的调整,应该伴随相关环境税制改革,使其能够反映出资源的环境损害等外部性成本,使市场在定价中发挥主导作用,供需双方在游戏规则内自行议价,同时加强对中间环节的监管,控制输配电企业的利润空间,体现其社会公用事业属性,形成“放两头,管中间”的管理格局。具体就风电而言,不能为调电价而调电价,错把手段当目的,而是要在根据实际情况优化细化电价政策的基础上,及时完善价格体系。作为风电产业发展最重要的基础措施,电价政策关乎产业兴衰成败,我们要谨慎处之。
(作者秦海岩为中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长)
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6月6日至7日,由北极星电力网、北极星风力发电网主办的“聚链协同低碳赋能第四届海上风电创新发展大会”在济南成功召开,大会聚焦打造海上风电新质生产力、深远海浮式风电发展、大功率海上风电机组挑战与技术突破、风电企业“走出去”机遇挑战、海上风电制氢等热点话题,汇聚行业专家、企业先锋与行业
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煤电脱硫电价(来源:微信公众号“电价研究前沿”作者:电价小超)煤电脱硫电价是对新(扩)建符合环保规定的煤电脱硫设施,或现有煤电机组完成脱硫改造,提供的上网电价支持性政策。按照《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行)》(发改价格〔2007〕1176号)规定,新(扩)建燃煤机组必
山西省的燃煤标杆电价为0.332元/度。代理工商业购电价格山西的代理工商业购电价格由当月平均购电价格和历史偏差电费折价两部分组成。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)2023年6月至2024年3月电网公布的该部分电价明细如下:输配电价山西输配电价如下表:上网线损折价山西电网的综合线损率为3.52%,202
近日,有投资者在投资者互动平台提问:请问公司的绿电上网电价比火电高多少,绿电都是怎么销售的?8月2日,粤水电回复,公司绿电交易价格一般较当地燃煤标杆电价高约0.03—0.05元/千瓦时。绿电的交易一般通过双方协商、挂牌等方式组织。此前,有投资者提问:公司近几年加大新能源投资,光伏发电利润率怎
改革开放以来,我国发电侧上网电价政策随着经济体制改革、电力供需形势变化经历了还本付息电价、经营期电价、标杆电价、竞价上网等阶段。
近日,国家发改委印发《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》(发改价格〔2021〕689号,简称“689号文”),谋篇布局下个五年价格机制改革工作。在高质量发展新征程、“双碳”发展新命题下,“十四五”价格改革和电价机制面临哪些新要求,预期将突破哪些新老问题?本文尝试在理解文件基础上,提出见解,以供参考。
什么时候,这个规则都不可能打破,电源建设必须有计划,有规划;电价的确定不是纯粹的市场经济调控,而是基于电源工业发展的变化进行调整。今天讨论的话题比较敏感,也比较超前。因为随着可再生能源装机比例的提升,3060碳达峰和碳中和目标的压力形势,降低化石能源电力的比例已经成为电力行业转型的强制性要求,未来的标杆电价是基于火电还是用新能源,值得思考。
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