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第三阶段过早来临,当从业人士还在受“竞争性配置资源”影响的惊魂未定之时,仅仅1年后的2019年5月21日,国家发展改革委就颁发了《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2019〕882号)文件[3],不仅指明了陆上风电的上网电价,同时也明确了海上风电的上网电价:(1)将海上风电标杆上网电价改为指导价,新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价;(2)2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为0.8元/kWh,2020年调整为0.75元/kWh。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价,不得高于上述指导价。
如果按照理性竞争原则分析,在指导价以下0~0.10元/kWh范围内竞争即竞争价位范围在0.70~0.80元/kWh(2019年)和0.65~0.75元/kWh(2020年),如果出现很难防止的非理性竞争情况,则很可能竞争价格会在0.65元/kWh(2019年)和0.60元/kWh(2020年)甚至更低。
这就是海上风电从业者不得不面对的现实!
海上风电平价上网的价格如何确定
那么,社会公众最关心的问题必然提出来了,海上风电到底多少电价算平价上网?我们需要有一个比较基准论证。下面,我来试证一下。
从以上归纳展示的归类电源电价已经清楚地看到:火电,绝大部分为0.42元/kWh以下;核电,绝大部分为0.43元/kWh以下;水电,东部存量电站为0.42元/kWh以下,西部存量电站为0.35元/kWh以下,西部增量电站为0.40元/kWh以上,过网费为0.15元/kWh以上;太阳能发电,西部光伏为0.42元/kWh左右、过网费为0.15元/kWh以上;陆上风电,已经进入平价上网时代但均只能就地消纳或参与小范围内的平衡,原因是电能质量较低形成过网费过高;海上风电,尚需较高补贴,规模化道路艰巨等,从六种电力能源的价格分析研究结果来看,火电、核电在当前以电价作为主要比较因素来比较,仍然具有其他电力能源不可比拟的价格优势。
但是,煤电的排放是公认的造成污染最严重、导致地球温室效应不断提高的罪魁祸首之一。因此煤电价格本身已经不是价格的问题,而是一个保卫我们的地球家园、保卫我们的健康生活环境的问题,因而限制其发展是一个国家战略的决策。因此,煤电的未来前景,是禁批增量、逐步淘汰存量,不能成为平价上网的衡量对象;核电的电价水平较低,甚至可能还有降价空间,也具有不可比拟的价格优势,但是,由于公众接受度很低,致使核电的前景只能是微增长,不可能成长为主力电源,不能成为平价上网的衡量对象;由于资源最丰富且开发条件最优的西北部陆上风电和陆上光伏受电能质量差过网费高的影响,只能成为就地消纳或较小区域内平衡的电源。综上所述显而易见,作为未来我国负荷大规模集中的东南部沿海地区,平价上网定价的比较电源增量种类只能是西部大水电和海上风电之间的比较。因此,科学的结论是:平价上网电价是零补贴的电价,靠补贴是不可能规模化发展的;环保要求和公众安全忧虑导致低价煤电不再增长、低价核电微小增长;西北部光伏、风电均已进入平价上网时代,但由于其大幅波动性、不可预测性、随机性导致的电能质量差,大容量远距离输电过网费一般为水电和火电的1.3~1.5倍,也不可能大规模的参与东南部沿海负荷中心的电力平衡;只有西部大水电和东南部沿海海上风电才有参与东南部负荷中心负荷增量的电力电量平衡。因此,西部大水电送到东南部沿海负荷中心的落地电价就必然成为海上风电平价上网的定价基础,别无他途。可以说,发展海上风电比较的价格,是在清洁能源之间的比较,而在与清洁能源的比较中,又主要是与待开发的西部大水电相比较。西部大水电中将来上网电价都高于0.40元/kWh,送到东南沿海的过网费都高于0.15元/kWh,则海上风电平价上网的标准就应该确定为0.55元/kWh。有人会说,这个价格太高了,无法接受!但是我们必须清醒的认识到,社会发展需要电力供应做支撑,而电力供应的增量和即将逐渐淘汰的存量煤电只能靠西部大水电或近海风电解决,这是唯一的选择,别无他途!当然,随着输变电技术进步也可能降低高电压远距离大容量直流输电成本,因此,更远期的未来评价平价上网的电价标准也可能降为0.5元/kWh。
需要特别关注的是:不管发生怎样的情况,不能推高终端用户供电价,降成本不仅仅是发电侧的任务,也必须由输变配环节承担一部分责任。因此我认为,电网公司环节在现有基础之上,承担再降0.05元/kWh环节成本是比较合适的。这样,就比较合理的解决了“发、输、配、用”四个环节的合理综合平衡协调难题。
由以上论证,可以得到四条结论:
1)比较基准负荷区域:上海为代表的华东沿海地区、以广东为代表的华南沿海地区。
2)可以参与比较的电源类型:清洁能源电源。
3)比较电价标准方法:上网电价加过网费之和。
4)海上风电平价上网的电价标准:初期0.55元/kWh,后期0.5元/kWh。
实现平价上网的进程即时间表研判
社会要求
尽管中国已经从高速发展进入中高速发展阶段,由于经济基数很大,所以电力需求增速仍然强劲。而西部大水电以乌东德、白鹤滩两个千万千瓦级水电站为代表的40GW以上水电站将于2023年前后投产发电,这批水电站平均上网电价已经超过0.40元/kWh,平均过网费超过0.15元/kWh。这种情况的出现,使东南部沿海地区面临艰难选择:由于煤电零增长、核电微增长、海上风电补贴高难以大规模开发、西北部的光伏和风电落地电价更高且波动性高,经济增长将会受电力瓶颈制约,回到二十年前经历过的那种境况!海上风电能不能做出应有的贡献就自然成为了社会的首选期待。
行业间竞争要求
从电力行业角度来说,谁占有中国东南部地区的市场,谁就拥有了无限发展的空间!中国海上风电能不能有光明的前景,取决于能不能在2023前后把上网电价降到初期0.55元/kWh,2025年降到0.5元/kWh。
本行业生存与发展要求
中国海上风电历经了11年的发展之路,已经形成了非常巨大的产能,巨大的产能只能靠巨大的市场才能支撑,而市场本质特征是“只有实现平价化才能实现规模化”,如果中国海上风电不能在2023年至2025年实现平价化,围绕海上风电开发的产业公司就必然面临亏损甚至巨额亏损直至破产的前景,必须全产业链降成本,在市场竞争的困境中“杀开一条血路”,迎来生存与发展的美好前途。
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10月21日20时30分,位于龙江县黑岗乡的偏僻山村传来重大喜讯:远景能源集团齐齐哈尔龙江50MW风电场即远江风电场正式并网发电。
实现海上风电平价主要包含如下几个方面,首先第一也是非常重要,合理性规划是海上风电项目成功的关键。第二是优化的选址,影响到海上风电的营业收入,尽可能低的建设成本。目前按照欧洲的经验,对于海上风电项目来说,建设成本往往关系到海上风电项目的成败。尽可能使用国内制造的成本,尽可能低的维护成本,按照欧洲的经验对于海上风电项目来说,运维成本大概占了全寿命周期内总成本的30%,对项目的总投资会产生明显影响。最后降低项目造价的同时,一定要满足安全健康的前提之下进行。
海上风电一年未见新项目招标/核准
在可再生能源逐渐迈向全面平价上网的进程中,风电场高比例的折旧摊销费用是否还有降低的空间?风机作为风电场的核心发电设备,其折旧年限到底是如何规定的?能否通过折旧年限的延长摊薄风电成本?
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