蔡绍宽：平价上网助力海上风电行业发展

近日，中国海洋工程咨询协会海上风电分会会长蔡绍宽通过《南方能源建设》，分享了题为《平价上网助力海上风电行业发展》的署名文章，对各类电力能源的电价现状和限行电价体系状况作了总结，特别对海上风电平价上网问题发表了观点。

蔡绍宽，

中国海洋工程咨询协会海上风电分会会长，中国长江三峡集团原总经理助理兼发展研究院院长，教授级高级经济师，博士生导师。

平价上网助力海上风电行业发展

——未来五年海上风电从业同仁的使命

中国海洋工程咨询协会海上风电分会会长

蔡绍宽

当今，随着中国社会对风能资源和太阳能资源的认识不断全面深入；风能和太阳能的应用科学技术取得关键性突破，经济性的比较优势逐步凸显；环境保护对人类生存环境重要性的民众意识正在前所未有地提高；水能资源进一步开发的经济性的比较优势逐渐丧失这四点关键性影响因素的产生，让中国步入了电力能源结构调整的转型期、电力能源区域平衡战略调整的转折期。从中国可经济利用的电力能源资源区域规模分布再认识来看，可以预见，中国电力能源发展变化的未来五到十年，将出现两大趋势性特征：（1）以风电和太阳能发电的迅速发展加存量水电低速发展的微小增量，可再生清洁能源将占电力发展增量的绝对主导地位，其占比将大大提高；（2）国家实施了三十五年之久的“西电东送”能源大平衡战略必将出现重大调整，即以“西电东送”为主逐步转向以“西电东送”为辅，以“区域自我平衡”为主，最终形成区域全面自我平衡的新格局。

在这个重大变化的历史进程中，海上风电既承载着重大的历史使命，又肩负着“降成本、减补贴，直至降成本、去补贴”的神圣使命和艰巨任务。“去补贴”，就是要实现“平价上网”，这里，引申出三个问题：一是平价上网电价如何确定；二是如何降低成本实现平价上网；三是用多长的时间实现平价上网目标。

我们把“降成本去补贴”的过程称为“平价化”过程，我们必须清楚地认识到财政补贴电价只能是政府引导性的过渡期政策，靠补贴电价是难以支撑产业规模化发展的。从海上风电产业发展的逻辑关系分析，必然得出“只有平价化，才能实现规模化”的规律性结论，只有实现产业的规模化发展，也才能支撑产业链相关行业长期全面规模化发展。因此，实现“降成本、去补贴”即平价化的目标是海上风电产业相关产业链从业企业共同的历史使命，前景可期，任务艰巨，不得不为。

在当前社会进步和市场经济条件下，决定电力能源结构调整的基本依据有二：一是价格竞争力，二是环境保护制约。因此，对电价趋势的分析必将成为中国未来电能结构发展趋势研究的切入点，并应同时针对环保制约这一限制性约束条件加以研究。

首先，我概略性地归纳阐述各类电力能源的电价现状和现行电价体系的状况。

火电电价

一直以来，以煤电为主的火电在电力能源结构中的占比长期维持在70%~80%之间，维持该高比例有其必然的基础条件。我国社会经济长达三十多年的高速发展，电力能源的供需关系一直处于需大于求的状况。而火电具有“建设周期短、电价低、见效快、电能质量高、靠近负荷中心建设”等优势，且还有带动地方基础设施建设、就业、相关产业群、税收等惠及负荷消纳区的社会效益，在很多方面具有其他电力能源不可比拟的优越性。在本文中，我们暂时只关注其电价表现。

火电行业面临着与环境协调发展的问题，为了打赢“蓝天保卫战”，国家限批甚至禁批燃煤电厂是必然趋势。但是从上网电价和电能质量角度来看，燃煤电厂在现在和将来很长时期都有其他电力能源不可比拟的优势。煤电清洁化发电与煤电保障新能源发电决定了煤电是我国能源中长期清洁发展基础的历史使命。2018年火电1月－11月利用小时达到3946h，同比增长175h，火电作为各电源种类中消纳排序最靠后的电源，火电利用小时的大幅提升反映出我国电力供需关系的显著改善。

当前的火电行业，除了总量存在产能过剩的问题外，布局、结构也存在问题，尤其是在东南沿海，包括长三角、珠三角，未来不能再建火电厂。目前火电还是最便宜的能源，是最能够在负荷中心建立的电源。

我们来看看目前中国大陆煤电价格的大概状况：山东、江苏、福建、重庆、四川、云南（正常情况下）6个省，脱硫煤电电价在0.40元/kWh左右；上海、湖北、海南、浙江、江西、广西6个省（市、区），脱硫煤电电价（含税）在0.42元/kWh左右；北京、天津、河北、河南、吉林、黑龙江、陕西、贵州8个省（市）脱硫煤电电价（含税）在0.37元/kWh左右；广东、湖南2个省脱硫煤电电价（含税）在0.45元/kWh左右；山西、青海、甘肃、蒙东4个省（区）脱硫煤电电价（含税）在0.32元/kWh左右；蒙西、宁夏、新疆三个地区脱硫煤电电价（含税）在0.25~0.29元/kWh；新疆电价全国最低，脱硫煤电电价（含税）为0.25元/kWh左右，西藏电价最高，达到脱硫煤电电价（含税）约在0.50元/kWh。为了鼓励新疆电力东送，“疆电东送”上网电价为脱硫煤电电价（含税）在0.28元/kWh。

仅仅从电价竞争力的角度看，长三角、珠三角关停火电后，可以通过特高压直流输电从西部产煤大省调电，改变原来北煤南运的状况，运煤变成空中送电，实现全国范围的合理布局。现在正在架设的“准东－皖南±1100kV特高压直流输电工程”，起点在新疆昌吉，落点在淮南宣城的古泉，输电线路全长3309km，正负110万伏的输电线路，输送功率12GW，年输送电量660亿度，总投资407亿元，单位电度投资0.617元/kWh，输电线路过网费按合理投资回报率测算，准东煤电上网电价加过网费，应与华东电网当地煤电上网电价相当。

核电电价

2019年4月，国家发展改革委发布《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》，明确未来三年三代核电首批项目试行上网电价。其中广东台山一期核电项目试行价格为0.435元/kWh；浙江三门一期核电项目试行价格为0.4203元/kWh；山东海阳一期核电项目试行价格为0.4151元/kWh，沿海三代核电在运机组上网电价均接近沿海的燃煤标杆电价。预期规模化建设的三代核电上网电价将降至0.40元/kWh左右，未来经过革命性的技术进步，如以快堆为代表的新一代核电技术获得成功，核电价格将可能降到0.35元/kWh以下。如核聚变发电实现技术突破，甚至能将成本降至0.10元/kWh以下，那无疑会对中国社会生活和生产带来重大的改变。核电作为低碳、安全、稳定、经济的本地化非化石能源，可有效替代一部分煤电的发电电量，发挥大规模减排作用，提高我国能源供给安全。预计2035年前后我国核电装机规模可达150GW左右，核电在我国清洁低碳能源构成中的比重进一步提高。

水电电价

西部水电的分布和电价是什么状况？当前正在开发建设即将于“十四五”期间投产的大型水电装机规模达40GW以上，今后如果要继续开发建设新项目，在7条大江即黄河、大渡河、雅砻江、金沙江、澜沧江、怒江上游和雅鲁藏布江下游，其具有输电距离很长、电站建设成本高的两大特征。西部现在的所有水电都在藏区，大渡河上游，黄河上游，金沙江上游，澜沧江上游，怒江上游，还有个未开发的处女地，雅鲁藏布江下游。这些地方全在藏区且主要建材和机电设备运输距离遥远，加上高原缺氧，因此水库淹没处理、环保处理措施费、建材价格、火工材料耗量、人工费等都相当的高，由于高原缺氧机械效率低，因此其具有输电距离很长、电站建设成本高的两大特征。在这些地区的电价不可能低于0.40元/kWh。所以西部就再也没有低于0.40元/kWh的水电电价了。

今后开发的西部大型水电，供电目标地区拟为以上海为代表的华东沿海地区，以广州为代表的华南沿海地区，输电距离都将超过1500~1800km以上，过网费都将高于0.15元/kWh。