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(三)政策
政策对可再生能源发电项目成本和价格的影响最大,具体包括购电协议、贷款、税收、土地、并网等政策。
一是购电协议期限。通常购电协议期限越长,平准化成本越低,目前国外项目的购电协议期限为15年至25年不等,我国可再生能源标杆电价的执行期限一般为20年,购电协议或电价政策执行期限带来的国内外成本差距相对较小。
二是贷款利率。贷款利率对项目成本影响较大,墨西哥、阿联酋、阿根廷以及欧洲一些国家的可再生能源项目年贷款利率普遍在2.5%以内,相应的光伏发电财务成本折合人民币0.03~0.05元/千瓦时。而我国目前15年长期贷款年利率为4.9%,由此带来的财务成本达10分/千瓦时以上。若我国15年长期贷款的年利率在4.9%的基础上下调1.5个百分点,则可再生能源企业的财务成本可下降1/4左右;若进一步下降至国际上2.5%左右的水平,则相应的财务成本可以控制在0.05元/千瓦时左右。
三是税收政策。以光伏发电为例,国际上招标项目的税收水平折合人民币0.02~0.05元/千瓦时,阿布扎比招标项目更是完全免税,而目前我国企业需缴纳17%的增值税、10%的增值税附加以及25%的企业所得税(可再生能源发电可享受“三免三减半”所得税优惠),发电成本中各项税负合计0.08~0.09元/千瓦时。目前我国对光伏发电实施增值税50%即征即退政策,但这一优惠政策将于2018年底到期,即使考虑政策可延续,各类税负也至少为0.06元/千瓦时,仍相对偏高。
四是土地费用。目前国际上除阿布扎比招标项目免收土地使用费外,很多国家的土地费用折合成本大多在人民币0.01元/千瓦时左右,而我国的年土地使用费(按400元/亩年考虑)加上初始征地和植被补偿费用后可达0.02~0.03元/千瓦时,个别地区高至0.05元/千瓦时。土地使用费用对可再生能源发电成本影响较大。若光伏发电年土地使用费由400元/亩年降至200元/亩年,我国I类地区光伏发电度电成本可下降至少0.01元/千瓦时。
五是并网政策。国际上可再生能源发电项目支付的并网费用在总投资中的占比约为1%~3%,而我国需要支付的并网费用占总投资的5%左右。若严格执行《可再生能源法》和相关法规,清楚地划分可再生能源开发企业和电网企业的投资责任,则我国可再生能源发电的度电成本和电价可降低0.01~0.02元/千瓦时。
整体上看,在影响可再生能源发电成本和造成国内外电价差异的各项因素中,初始投资、运行费用、购电协议期限等带来的差别不大,客观上的自然资源条件差异对发电成本造成了一定的影响,而贷款、税收、土地、并网等方面的支持政策才是降低成本空间的主要因素。以光伏发电为例,阿布扎比和我国I类地区典型项目按实际条件测算的电价折合人民币分别为0.20元/千瓦时、0.55元/千瓦时,但若按我国I类地区的太阳能资源条件、2017年国内光伏发电投资和运维水平、阿布扎比项目的政策条件进行测算,相应的电价则仅为0.31元/千瓦时。
三、降低可再生能源发电成本政策措施建议
为切实降低国内可再生能源发电的成本和电价,需要重点从两个方面入手:一是持续以技术进步和产业升级推进成本下降;二是实施与可再生能源发展相适应的政策,尽快消除附加在可再生能源发电上的不合理费用,清除不合理政策。具体政策措施建议如下。
(一)持续实施竞争机制,推动技术进步与产业升级
对技术成熟和实现规模化发展的可再生能源技术采用竞争招标机制是国际趋势,我国采用竞争招标机制有利于稳定可再生能源的发展节奏、优化布局、达成国家2020年和2030年非化石能源发展目标。通过招标可以了解成本和价格需求,推进技术进步、产业升级、降低成本,以更低的成本实现清洁能源转型。
建议根据2017年首批风电无补贴试点实施效果,“十三五”期间持续实施风电无补贴试点,扩大试点范围和规模,适时开展光伏发电无补贴试点。推行以竞争机制降低陆上风电、光伏发电开发成本,通过电价或补贴水平招标选择项目业主,消除地方性的不合理费用,消除政策实施障碍。根据无补贴试点和竞争电价情况,及时调整电价和补贴退坡幅度,实现2020年风电与当地燃煤发电同平台竞争、光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上以及在用电侧实现平价上网的目标。
(二)规范政策实施,消除可再生能源发电非技术成本
风、光等可再生能源作为清洁和运营期零碳的能源,在目前化石能源开采和利用、碳排放和污染物排放等负外部性未能完全纳入成本的情况下,应该得到差别化的电价政策支持。但另一方面,不能因为可再生能源发电得到了国家政策支持,各个方面就将其视为“唐僧肉”,必须规范实施政策,消除附加在可再生能源发电成本上的不合理因素,降低非技术成本。
一是降低并网成本,严格按照《可再生能源法》和相关规定,划分开发企业和电网企业投资责任。二是降低用地成本,严格执行国务院《促进光伏产业健康发展的若干意见》等国家有关政策规定,结合可再生能源土地使用的特殊性,细化土地使用政策,明确土地使用类别以及相应的征地补偿、年使用费用标准,并规范执行、加强监管。三是严格禁止地方性不合理附加费用,如不能将可再生能源项目本体投资外的附加投资强加给开发企业,在与矿山等废弃土地治理的可再生能源发电项目中,土地预处理及费用等需要在项目开发之前解决,不应由开发企业承担。四是积极采取措施,逐步减少弃风弃光比例和缩小弃风弃光范围,切实落实可再生能源全额保障性收购制度。对最低保障性小时数以内的电量,电网企业必须全额全价收购;保障性小时数以内的限电电量,应要求电网企业“照付不议”支付电费。五是尽快解决可再生能源电价补贴拖欠问题。
(三)创新实施适合可再生能源发展的政策机制
一是结合电力体制改革,落实和做好分布式可再生能源参与市场化交易试点工作;二是创新信贷政策,克服融资障碍,解决民营开发企业和分布式可再生能源开发项目实际贷款利率偏高问题。降低融资成本,通过增信方式降低分布式可再生能源项目融资成本,采取绿色金融和项目股权债权融资等方式降低大型电站融资成本。三是实施税收政策。如在经济较为发达的东中部,探索实施可再生能源发电所得税减免或税收返还,明确光伏发电50%即征即退增值税政策为长效政策。四是尽快推出可再生能源电力配额制和绿色证书强制交易,近期缓解、中期最终解决可再生能源补贴资金缺口以及限电问题,保障可再生能源电价与成本同步下降并尽快实现补贴政策退出。
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“十四五”是我国新能源和可再生能源发展的新阶段、关键期、窗口期,遵循大规模、高比例、市场化、高质量发展原则,大规模是可再生能源发电装机容量占电力总装机的比例将超过50%,高比例为可再生能源在全社会用电量增量中的比重将达到三分之二。在市场化方面,2021年新增风光按燃煤基准价平价上网,除此之外还要考虑其他影响经济性的因素,如电力市场方面,执行燃煤基准价的执行小时数是多少,参与电力的方式,还要考虑增加的储能成本、辅助服务成本等,收益的增加则主要是可再生能源作为绿电获得的溢价收益。总而言之,今后新增的风光经济性需要更为详细的计算和评估风险。
2020年9月,我国提出“30·60双碳”目标,其后国内诸多能源企业纷纷提出落实“双碳”战略的路径和措施,加之国际上对产品用能绿色属性和碳足迹日益重视的态势,2021年用能企业对可再生能源绿色电力(以下简称“绿电”)和绿色电力证书(以下简称“绿证”)的需求激增,同时越来越多的平价无补贴风光项目陆续并网发电,今后平价绿电项目数量、装机和电量都将快速增长。政策层面亟需理顺完善绿证机制,强化绿证的环境属性,发挥绿证在促进绿电消费、推动可再生能源健康发展、落实“双碳”目标方面的作用。
今天,《国家发展改革委国家能源局关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知(发改运行〔2021〕1138号)》文件正式官网公布,以市场化机制引导市场主体多渠道增加可再生能源并网规模,明确可再生能源发电企业可通过自建、合建、购买调峰和储能能力来增加可再生能源并网规模,提出确认、管理、运行等有关规定。为确保实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和目标,构建以新能源为主体的新型电力系统,必须提前安排,同步推进可再生能源电力的发展、并网和消纳,这一政策作为实现目标的长效的重要的措施之一,对于保障风光等可再生能源大规模、高比例、高质量、市场化
国家发展改革委能源研究所研究员时璟丽解读《国家发展改革委国家能源局关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知(发改运行〔2021〕1138号)。
首届(2021)全国风力发电机组技术改造年会
‘双碳’目标提出、风光进入全面平价、电力市场化和电力体制改革持续推进,三个大框架下,我国可再生能源的发展的目标、环境、逻辑、方式都要发生根本性的转变。国家发展委能源研究所研究员时璟丽在第十四届SNEC全球光伏大会上发表了《光伏发电政策机制—转型与趋势》的主题演讲。
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